БУРОВЫЕ

Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение
высшего образования
«Уральский государственный горный университет»
(ФГБОУ ВО «УГГУ»)
620144, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине Б1.Б.2.18 «Буровые станки и бурение скважин»
на тему: Бурение разведочно-эксплуатационной скважины на нефть
на Западно-Усть-Балыкском нефтяном месторождении
Преподаватель: Кралина Л. И., доцент
Студент: Васильев Д.А.
Группа: ГН-20
Екатеринбург
2023
СОДЕРЖАНИЕ
Введение ............................................................................................................................... 3
1. Общие сведения о районе проведения работ.............................................................. 4
2. Геологическое строение района работ .......................................................................... 5
2.1. Стратиграфия ................................................................................................................ 5
2.2. Тектоника..................................................................................................................... 10
2.3. Нефтегазоносность ..................................................................................................... 12
3. Исходные данные........................................................................................................... 15
3.1. Проектирование конструкции скважины. ............................................................. 16
3.2. Выбор буровой установки....................................................................................... 19
4.Расчет цементирования эксплуатационной колонны.................................................. 20
4.1. Определение потребного количества сухого цемента, воды, продавочной
жидкости при цементировании обсадной колонны. ................................................... 21
4.2. Определение конечного давления при цементировании. .................................... 21
4.3. Определение продолжительности цементирования эксплуатационной колонны.
........................................................................................................................................... 22
5. Выбор способа бурения скважины............................................................................... 24
6. Расчет параметров режима бурения. ............................................................................ 26
7. Компоновка низа бурильной колонны ......................................................................... 30
8.Испытание обсадных колонн на герметичность.......................................................... 33
9. Вскрытие продуктивного пласта. ................................................................................. 34
10.Мероприятия по технике безопасности и охране окружающей среды ................... 36
Заключение ......................................................................................................................... 40
Список литературы ............................................................................................................ 41
Введение
Нефтяная промышленность является одной из ведущих отраслей в мире, в связи с
этим именно ей уделяется большое внимание, особенно в последние время.
Современные работы направлены не только на освоение новых нефтяных
месторождений, но и на повышение нефтеотдачи уже эксплуатируемых пластов.
При освоении и разработке месторождений нефти и газа огромную роль играет
бурение и буровое оборудование, поскольку именно буровая скважина является
основным инструментом добычи углеводородов.
Бурением скважин — это процесс сооружения направленной цилиндрической
горной выработки в земле, диаметр которой мал по сравнению с её длиной по
стволу, без доступа человека на забой.
Отличие глубокого бурения на нефть и газ от других видов бурения (разведочного
на твердые полезные ископаемые) заключается в целом ряде особенностей
технологического процесса сооружения скважины.
В данном курсовом проекте проектируется скважина на нефть. Скважина №91
расположена на Самотлорском нефтяном месторождении. Бурение проектируется на
пласт БС10. Проектная глубина составляет 2983 м.
1.
Общие сведения о районе проведения работ.
Западно-Усть-Балыкское месторождение – это нефтяное месторождение в ХантыМансийском автономном округе, в Нефтеюганском районе Тюменской области.
Западно-Усть-Балыкское нефтяное месторождение входит в состав Сургутского
нефтегазового района, который находится в Среднеобской нефтегазовой области.
Она в свою очередь относится к крупной Западно-Сибирской нефтегазоносной
провинции. Ближайшие города к данному месторождению – это Сургут,
Нефтеюганск, Пыть-Ях. По своему геологическому строению относится к очень
сложным месторождениям.
Западно-Усть-Балыкское
нефтяное
месторождение
открыли
в
1985
году.
Оператором на месторождении является ООО "Славнефть-Нижневартовск".
По уровню своих запасов данное Западно-Усть-Балыкское нефтяное месторождение
является мелким месторождением. В 2012 году там было запланированы объемы
добычи на уровне в 1,4 миллиона тонн нефти. [1]
Рис. 1.1. Обзорная карта НГО (с дополнение автора) [2].
2. Геологическое строение района работ
2.1. Стратиграфия
Приведу стратиграфический разрез (рис. 2.1).
Рис. 2.1. Сводный литолого-стратиграфический разрез [3].
В стратиграфическом отношении геологический разрез месторождения представлен
мощной толщей осадочных терригенных пород мезозойско-кайнозойского чехла,
залегающей на породах доюрского фундамента, представленных эффузивными
породами туринской серии, в верхней части залегает маломощная кора
выветривания (до 10 м). Осадочный чехол представлен терригенными песчаноглинистыми отложениями.
Четвертичная система (Q)
Осадки четвертичного возраста, несогласно залегают на породах верхнего
олигоцена (P23). Это осадки озерно-аллювиальных, озерных, озерно-ледниковых,
флювиогляциальных, субаэральных фаций и современных отложений, состоящих из
чередования глины, песка, алеврита и торфяников. В основании разреза
четвертичной системы встречаются галечник и валуны. Глины зеленовато- и
буровато-серые,
вязкие,
песчанистые.
Песок
серый,
желтовато-серый,
разнозернистый, кварцево-полевошпатовый. Мощность четвертичных отложений
достигает 15 м.
Палеогеновая система (P)
Талицкая свита (P1) согласно залегает на отложениях ганькинской свиты и
разделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена темно-серыми
глинами с буроватым оттенком, алевритистыми, аргиллитоподобными. Верхняя
подсвита состоит из глин темно-серых с мелкими линзами алевритов и кварцевоглауконитовых песчаников.
Люлинворская
свита
(P12)
сложена
глинами
серыми
и
тёмно-серыми,
мелкозернистыми, толщина до 200 м
Тавдинская свита (P12-P32) представлена глинами серыми, тонкослоистыми до
листоватых, иногда алевритистыми, с линзовидными включениями алевролита,
толщина до170 м.
Атлымская свита (P13) сложена преимущественно песками светло-серыми,
кварцево-полевошпатовыми,
мелко-
и
среднезернистыми,
с
включениями
обугленных растительных остатков. Глины серые, зеленовато-серые, алевритистые,
с прослоями песков и бурых углей, толщина до 100 м.
Новомихайловская
(коричневато-серых,
свита
(P13-P23)
песчанистых
представляет
и
собой
алевритистых)
чередование
и
песков
глин
(серых,
мелкозернистых, с включениями растительных остатков); встречаются прослои
углей, толщина до 100 м.
Туртасская свита (P23) представлена алевролитами серыми, сильно глинистыми,
слабослюдистыми; толщина свиты достигает 40 м.
Меловая система (К)
Система представлена двумя отделами – нижним и верхним.
Нижний отдел (К1)
Сортымская свита (K1b-K1v1) представлена глинистыми осадками с прослоями
песчаников и алевритов, которые группируются в крупные пачки и толщи. В
нижней части свита представлена глинистой подачимовской пачкой (толщина – 20–
30 м). Выше залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием
песчаников и алевритов с аргиллитами. Верхняя часть сортымской свиты
преимущественно глинистая, с редкими линзообразными пропластками песчаников
и алевролитов. Толщина отложений около 400 м. К кровле отложений свиты
приурочена песчано-глинистая пачка, в составе которой выделяются песчаные
нефтенасыщенные пласты, которые перекрываются чеускинской пачкой глин
(толщина пачки – более 30 м).
Усть-балыкская
(K1v2-K1g1)
свита
представлена
комплексом
пород
прибрежноморского генезиса толщиной около 200 м. В составе отложений свиты
выделяются песчаные пласты, представленные песчаниками серыми, часто с
прослоями аргиллитов и алевритов; на месторождении пласты промышленно
нефтеносны. В средней части отложений свиты выделяется сармановская пачка
глин, перекрывающая песчаный пласт. В верхней части свиты залегает пимская
пачка, которая представлена тёмно-серыми, однородными аргиллитоподобными
глинами.
Сангопайская свита (K1g1-K1g2) подразделяется на две подсвиты – верхнюю и
нижнюю, отложения которых формировались в условиях мелководья или в
замкнутых континентальных бассейнах. Литологически свита представлена 22
чередованием песчаников, алевролитов и глин, встречаются редкие прослои
буровато-серого глинистого сидерита. К отложениям свиты относят песчаные
пласты толщиной 136–154 м.
Отложения алымской свиты (K1a1) представлены чередованием пачек глин тёмносерых, почти чёрных с прослоями серых алевритов и мелкозернистых песчаников. В
верхней
части
свиты
выделяется
кошайская
пачка
глин,
представленная
аргиллитами тёмносерыми, толщина достигает 105–111 м.
Покурская свита (K1а2-K2s) (нижняя и средняя подсвиты) согласно залегает на
алымской свите.
Завершает разрез нижнего мела, в основном представлена
алевролитами с прослоями песчаников. В нижней части свиты отложения
представлены песчаниками, алевролитами серыми, грязно-серыми, с буроватым,
реже зеленоватым оттенком, с разнообразными типами слоистости, с окатышами
глин в основании ряда пластов, с подчиненными прослоями глин серых, темносерых, иногда углистых, с буроватым, реже зеленоватым оттенком. Характерен
растительный детрит, фрагменты растений, в том числе корневых систем, сидерит,
пласты бурых углей. Средняя часть свиты состоит из крупных пачек глин серых до
темно-серых, в отдельных прослоях с буроватым, реже зеленоватым оттенком от
алевритовых до тонкоотмученных, иногда углистых, чередующихся в сложном
сочетании с уплотненными песками, песчаниками, алевролитами серыми, реже
буровато или зеленовато-серыми. Породы с разнообразными типами слоистости,
характерен растительный детрит, фрагменты растений, в том числе корневых
систем, сидерит, в верхней половине - янтарь, в нижней - пласты бурых углей.
Верхний отдел (К2)
Покурская свита (K2s). В состав верхней части свиты входят пески уплотненные,
песчаники, алевролиты серые, зеленовато-буровато-серые с разнообразными
типами слоистости, иногда известковистые, с подчиненными прослоями глин серых
алевритовых с разнообразными типами слоистости, с редкими трещинами
усыхания. Встречаются прослои конгломератов, галька представлена глинистыми
сидеритизованными окатышами. Характерен растительный детрит, фрагменты
растений, янтарь, реже сидерит.
Кузнецовская свита (K2t1). Сложена свита глинами серыми и зеленовато-серыми, с
прослоями алевролитов и зерен глауконита. Мощность свиты 7-100 м
Березовская свита (K2t2-K2km1). Свита делится на нижнюю и верхнюю подсвиты.
Нижняя подсвита представлена опоками серыми и голубовато-серыми, глинами
темно-серыми и черными, монтмориллонитового состава. Мощность нижней
подсвиты 40-120 м. Верхняя подсвита представлена глинами серыми, зеленоватосерыми, темно-серыми, слабоалевритистыми, с редкими прослоями опоковидных
глин и опок. Мощность верхней подсвиты 40-150 м.
Ганькинская свита (K2km2-K2m). Свита представлена глинами известковыми,
серыми, реже светло-серыми, с зеленоватым оттенком, с прослоями алевролитов.
Мощность свиты 25-160 м.
Доюрские породы
В пределах месторождения породы фундамента не вскрыты. На сопредельных с
месторождением территориях породы туринской серии вскрыты в скважине
Фёдоровского месторождения. Породы охарактеризованы керном и представлены
базальтами
тёмно-зелёного,
чёрного
и
коричневато-кирпичного
цвета,
миндалевидными, брекчированными. Возраст пород классифицируется как триас.
Максимальная вскрытая глубина базальтов 1200м.
Мезозойская группа (Mz)
Юрская система (J)
В пределах изучаемой территории состоит из трёх отделов: нижний(J1), средний(J2),
верхний(J3).
Нижний отдел (J1)
Горелая свита (J1p-J2a1) залегает с угловым и стратиграфическим несогласием на
породах доюрского основания. Отложения представлены четырьмя пачками пород:
песчано-алевритовый пласт ЮС11, перекрывающийся тогурской пачкой и песчаноалевритовый пласт ЮС10 с радомской пачкой в кровле отложений свиты. На
наиболее приподнятых участках доюрского основания отложения горелой свиты
выклиниваются (толщина изменяется от 180 до 0 м).
Средний отдел (J2)
Тюменская свита (J2а2-J2k) представлена нижней, средней и верхней подсвитами,
согласно залегающими на породах горелой свиты (только на наиболее приподнятых
выступах фундамента с несогласием лежат на доюрском основании). Нижняя
подсвита представляет собой переслаивание песчаников и алевролитов серых с
аргиллитами, реже углями (пласты ЮС7–ЮС9). Характерен растительный детрит,
встречаются ядра двустворок. Отложения средней подсвиты (пласты ЮС5–ЮС6)
представлены неравномерным чередованием уплотнённых серых глин и в
различной степени глинистых, иногда слабокарбонатных песчаников. Верхняя
подсвита состоит из аргиллитов от серых до тёмно-серых, чередующихся с
глинистыми
песчаниками
(пласты
ЮС2–ЮС4),
алевролитами
с
обильным
включением растительного детрита и пирита батско-раннекелловейского возраста.
В кровле отложений тюменской свиты залегает пласт ЮС2, являющийся
регионально
нефтеносным.
Пласт
характеризуется
резкими
фациальными
изменениями, литологически представлен переслаиванием песчаников тёмно-серых,
плотных, тонко- и мелкозернистых, крепко сцементированных.
Верхний отдел (J3)
Васюганская свита (J2k-J3о) представлена нижней и верхней подсвитами: Нижняя
подсвита преимущественно глинистая, сложена аргиллитами тёмно-серыми,
плотными, тонкослоистыми, известковистыми с включениями глауконита; Верхняя
подсвита
представлена
песчаниками
и
алевролитами
тёмно-серыми,
мелкозернистыми, слюдистыми, глинистыми, слабоизвестковистыми. Песчаники
свиты регионально нефтеносны – к ним приурочен пласт ЮС1.
Георгиевская свита (J3km-J3tt) представляет собой почти чёрные, битуминозные
аргиллиты,
с
прослоями
серых,
кварцево-палевошпатовых
и
кварцево-
глауконитовых песчаников. Толщина изменяется от 2 до 7 м.
Баженовская свита (J3tt-J3v) представлена в различной степени битуминозными
аргиллитоподобными глинами от тёмно-серого до чёрного цветов 21 с прослоями
известняков (толщина – 25–30 м) [3].
2.2. Тектоника
В тектоническом отношении Усть-Балыкское месторождение приурочено к
Сургутскому своду – положительной структуре 1 порядка. которая осложнена
рядом структур 2 порядка, такими как Янгунское, Черноченское куполовидное
поднятие, Пойкинский и Пимский валы и др. Усть-Балыкская и Солкинская
структуры (3 порядка) расположены в юго-восточной части Пимского вала (рис.
2.2).
Исследуемая территория располагается на центре Западно-Сибирской плиты. К
западу и востоку от плиты расположены более древние платформы-кратоны:
Восточно-Европейская и Сибирская. В геологическом строении Западно-Сибирской
плиты выделяются два структурно-тектонических этажа и промежуточный этаж
между ними, различающиеся по степени изменчивости слагающих пород и
тектоническим особенностям. Формирование нижнего этажа закончилось в
палеозое, и соответствует платформенному этапу развития современной плиты.
Этаж представлен изверженными и эффузивными, а также метаморфическими
породами. Реже встречаются сильно дислоцированные осадочные породы. Эти
отложения изучены крайне слабо. Наиболее полно изучен верхний структурнотектонический этаж, сложенный мощной толщей мезозойско-кайнозойских пород,
накапливающихся в условиях устойчивого прогибания фундамента [4].
Рис. 2.2. Структурная схема северной части Западно-Сибирской НГП [5].
2.3. Нефтегазоносность
В пределах месторождение выявлены залежи нефти в пластах БС1, БС2-3, БС4, БС6,
БС10, БС16-20, ЮС2.
Залежь пласта БС1. Залежь пласта БС1 вскрыта на глубинах 2010-2106 м. Сложен
пласт песчаниками, алевролитами с преобладанием первых. Общая толщина пласта
10,2 м. Эффективная толщина колеблется от 2,6 до 15 м, преобладающая толщина
810 м. Нефтенасыщенная толщина 8 м.
Залежь пласта БС2-3. Залежь пласта БС2-3 вскрыта на глубинах 2030-2106 м. Сложен
пласт песчаными и алевролитовыми коллекторами практически в равных
соотношениях. Общая толщина пласта 12 м, эффективная и нефтенасыщенная
толщина 9,5 м.
Залежь пласта БС4.
Приурочена к выдержанному песчаному телу толщиной
преимущественно 2-4 м. Однако, в пределах контура залежи встречено несколько
участков полного замещения коллекторов плотными породами. Пласт обладает
самой высокой проницаемостью из всей группы пластов БС1-5. Несмотря на
небольшую толщину, продуктивность его высокая. Средняя нефтенасыщенная
толщина 2,9 м. Тип залежи – пластовая, сводовая.
Залежь пласта БС6. Пласт БС6 выделяется в составе Вартовской свиты Готеривского
яруса. Вскрыты на глубинах 2127-2192 м. Общая толщина составляет 8 м,
эффективная толщина изменяется от 2 до 8 м, Средняя нефтенасыщенная толщина
равна 3,4 м. Залежь приурочена к выдержанному песчаному телу.
Залежь горизонта БС10. Продуктивный горизонт БС10 стратиграфически приурочен
к верхней части Мегионской свиты Валанжинского яруса. залегает на глубинах
2255-2430 м. Отложения горизонта, расположенные в южной части и юговосточной
частях
Усть-Балыкского
поднятия
и
протягиваются
в
южном
направлении на Мамонтовское месторождение, в северной и северо-западной
частях песчаники замещаются глинисто-алевролитовыми породами.
Ачимовская толща выделяется в составе Мегионской свиты Валанжинского яруса.
Вся толща Ачимовских пород условно разделена на четыре объекта, к которым
приурочены пласты БС16, БС17, БС18, БС19-20 сложного строения. Залежи нефти
приурочены к песчаным пластам, по результатам испытаний установлены лишь в
двух верхних пластах БС16 и БС17, в нижележащих пластах БС18 и БС19-20 они
предполагаются по материалам каротажа. При подсчёте запасов все пласты
Ачимовской толщи включены в один объект – пласт БС16-20. Глубина залегания
2520 м, средняя эффективная толщина 12 м, нефтенасыщенная 5,5 м.
Продуктивный горизонт ЮС2 стратиграфически приурочен к верхней части
тюменской свиты, Келловайского яруса. Пласт ЮС2
вскрыт на глубине 2750-
2900 м, представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов толщиной
12-25 м, проницаемые прослои залегают в виде тонкого переслаивания среди
глинистых и плотных пород [4].
Рис. 2.3. Геологический разрез нижнемеловых и верхне-, среднеюрских отложений [6].
Рис. 2.4. Залежь пласта БС10 [6].
3. Исходные данные
Для написания курсового проекта взяты исходные данные по
Самотлорскому месторождению.
1) Полезное ископаемое – нефть.
2) Ожидаемый дебит скважины (Q) – 150 м3/сутки.
3) Глубина скважины (Lскв) – 2983 м.
4) Пластовое давление (Pпл) – 250 атм.
5) Продуктивная толща в интервале 2920-2973 м. (БС10)
6) Осложнения:

Поглощения бурового раствора на глубине в интервале 1590-1710 м.
Таблица 3.1. Литолого-стратиграфическая колонка
Интервалы разреза с
Стратиграфическая
различными геологоприуроченность
техническими условиями.
м
От
до
толщина
1
2
3
4
0
80
80
Четвертичная
система (Q)
80
700
620
Палеоген (ք)
700
1410
710
1410
2200
790
Верхний отдел
мела К2
Покурская свита
К1-2 pkr
2200
2440
240
2440
2690
250
2690
2920
230
Усть-Балыкская
свита
K1v2-K1g1
2920
2983
63
Сортымская свита
(K1b-K1v1)
Алымская свита
К1 alm
Сангопайская К1sp
Описание
пород
Твердость
пород
5
аллювиальны
е и озерноаллювиальны
е пески,
супеси и
суглинки
6
М
морские
осадки
глинистые
осадки
песчаники,
алевролиты,
аргиллиты и
глины
песчаники,
аргиллиты
песчаники,
алевролиты и
аргиллиты
песчаники,
алевролиты и
аргиллиты
М
песчаники,
алевролиты и
аргиллиты
С
М
С
С
С
С
3.1. Проектирование конструкции скважины.
Конструкция скважины — это характеристика буровой скважины,
определяющая изменение ее диаметра с глубиной, а также диаметры и длины
обсадных колонн, установленных в скважине.
Основными факторами, определяющими конструкцию скважины, являются: ее
целевое назначение, требуемый конечный диаметр, геолого-технические
условия и глубина бурения. Конструкция скважины должна быть экономичной
и рациональной, т. е. обеспечивать безаварийную проходку с высокими
технико-экономическими показателями.
Конструкция скважины должна обеспечивать:

применение выбранного способа бурения;

получение максимальной производительности скважины (дебита)

иметь возможность применения необходимых способов извлечения
нефти и способов воздействия на пласт;

возможность возвращения на вышележащий пласт;

возможность ликвидации выбросов или фонтанов;

возможность проведения ремонтных или аварийных работ

надежную охрану недр;
Скважина — это цилиндрическая горная выработка, у которой длина
ствола гораздо больше, чем ее диаметр и в которой отсутствуют и не
предусмотрены условия жизнеобеспечения.
В выбранной конструкции скважины используются следующие типы
обсадных колонн (таб.3.2):
Шахтное направление служит для крепления верхнего интервала,
сложенного неустойчивыми отложениями. Предназначено для
предотвращения размыва устья скважины. Выбрана глубина 15 метров для
перекрытия почвенно-растительного слоя;
Кондуктор спускается для крепления верхних неустойчивых интервалов
разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье
противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих
обсадных колонн. Глубина выбрана метров (глубина 703, высчитана по
формуле).
Техническая колонна предназначена для крепления и изоляции верхних
горизонтов разреза и обеспечения успешной проходки пласта-коллектора,
спуска и надежного цементирования эксплуатационной колонны Глубина
выбрана метров (глубина 1546, высчитана по формуле).
Эксплуатационная колонна – предназначена для разобщения
продуктивных горизонтов, подъема нефти и газа к устью скважины от забоя, а
также для нагнетания воды в продуктивный пласт для поддержания в нем
необходимого давления. Глубина выбрана путем добавления 63 метров к
нижнему продуктивному пласту (2983 м).
Таблица 3.2. Конструкция скважины
Наименование
колонны
Интервал
спуска
обсадной
колонны, м
Высота подъема цементных растворов за
обсадной колонной, м
Шахтное
направление
0-12
15 м-до устья
Кондуктор
0-703
Техническая
колонна
Эксплуатационная
колонна
703 м- до устья
0-1546
1546- до устья
0-2983
2983- до 1546 м
Расчет диаметров обсадных колонн и долот.
1) Диаметр эксплуатационной колонны выбирается на основании
ожидаемого дебита. При показателе 150 м3/сут. ориентировочный диаметр
будет равняться D э.к. = 168,3 мм.
Диаметр долота эксплуатационной колонны:
D д.э.к. = 168,3 мм (ГОСТ – 212,7 мм), где:
2)Диаметр технической колонны выбирается на основании проходки
долота эксплуатационной колонны:
D вн.т.к. = Dд.э.к ГОСТ+ 6 мм = 212,7+6 = 218,7 мм
D т.к. ГОСТ = 244,5 мм
Диаметр долота технической колонны:
D д.т.к. = D м.т.к + 2Δ = 269,9 + 25 = 295,3 мм
3) Диаметр кондуктора выбирается на основании проходки долота
технической колонны:
D вн.к. = D д.т.кГОСТ + 6 мм = 295,3 + 6 = 301,3 мм
D к. ГОСТ = 323,9 мм
Диаметр долота кондуктора:
D д.к. = D м.к + 2Δ = 323,9 + 25 = 348,9 мм (ГОСТ – 374,6 мм)
4) Диаметр шахтного направления выбирается на основании проходки
долота кондуктора:
D вн.ш.н. = D д.кГОСТ + 6 мм = 242,9 + 6 = 380,6 мм
D ш.н. ГОСТ = 406,4 мм
Диаметр долота шахтного направления:
D д.ш.н. = D м.ш.н + 2 Δ = 406 + 40 = 446,4 мм (ГОСТ – 490 мм)
Рис. 3.1. Конструкция скважины.
3.2. Выбор буровой установки
Основной параметр для выбора буровой установки – глубина буримой скважины.
Глубина скважины в моем случае составляет 1371 метров. Для данной глубины
подойдут установки глубокого бурения до 2000 метров.
Так же минимальная грузоподъемность установки должна быть больше
веса буровой колонны. Рассчитаем вес буровой колонны:
Gб.к. = 1,1 ∗ Lскв ∗ qбтр =1,1*2983*300=0,984 МН, где:
qбтр – вес погонного метра бурильных труб, принятый за 300Н/м
Lскв – глубина скважины, м.
Рассчитаем максимальный вес буровой колонны при спуске эксплуатационной
колонны
Gmax.э.к=Lэк*qэк=2983*300=0,894 Н, где:
Lэк–длина эксплуатационной колонны, м
qэк – вес погонного метра обсадной колонны (принят за 300H/м).
В данном диапазоне имеется буровая установка БУ2000/125. Технические
характеристики данной буровой установки представлены в таблице 3.3.
Таблица 3.3. Основные технические характеристики буровой установки БУ2000/125.
Праметры
Значение
Максимальная грузоподъемность, МН
1,25
Рекомендуемая глубина бурения,м
2000
Максимальная оснастка талевой системы
4х5
Длина свечи, м
Вид привода
Лебедка, мощность, кВт
Буровой насос
Число насосов
Максимальная подача насосов л/с
Ротор
Вышка
Полезная высота вышки, м
Основание, тип
25
Электрический
536
НБТ-600-2
1
39,2
Р-560
А-образная, секционная
43,115
Сборно-модульное
4.Расчет цементирования эксплуатационной колонны
Цементирование обсадной колонны - одна из самых ответственных операций,
от успешности которой зависит долговечность и дальнейшая нормальная
эксплуатация скважины. Цементирование - закрепление обсадной колонны на
стенке ствола скважины и отсечение избыточных флюидов от попадания в
ствол скважины посредством нагнетания цементного раствора по обсадной
трубе и вверх по кольцевому зазору. Это процесс закачивания тампонажного
раствора в пространство между обсадной колонной и стенкой скважины.
Расчет цементирования сводится к определению:
-
потребного количества сухого цемента, воды,
промывочнойжидкости;
-
конечного давления при цементировании и выбора типа, и
потребногоколичества цементировочных агрегатов, и цементно-смесительных
машин;
продолжительность цементирования.
В расчетах используются параметры, принятые в ходе написания предыдущих
глав. Так же некоторые из расчетов принимаются за константы, взятые на
основании таблиц.
Так, были приняты:
k – коэффициент увеличения ствола скважины = 1,1;
dэ.к – диаметр эксплуатационной колонны, м = 0,1683;
Dд.э.к – диаметр долота эксплуатационной колонны, м = 0,2127;
hц – высота подъема цементного раствора за колонной, м = 1537;
h0 – высота цементного стакана в колонне, м = 20;
dвн.э.к – внутренний диаметр эксплуатационной колонны = 0,1483 м;
Lскв – глубина скважины = 2983 м;
m – водоцементное отношение = 0,5;
γц – удельный вес сухого цемента=3,15 г/см3;
γв – удельный вес воды = 1 г/см3;
Δ – коэффициент сжатия жидкости = 1,04;
γг.р – удельный вес глинистого раствора = 1,25 г/см3;
γп.ж – удельный вес продавочной жидкости = 1 г/см3;
е – коэффициент потери сухого цемента при транспортировке ( 1 ,0 4 )
𝑉восх - скорость восходящего потока. При цементаже Э.К оптимальнобрать = 2 м/c
4.1. Определение потребного количества сухого цемента, воды, продавочной
жидкости при цементировании обсадной колонны.
Определение потребного количества цементного раствора:
π
Vц.р. = [(k2 *D2д.э.к. -d2.э.к. )*hц +h0 *d2вн.э.к. ] =
4
3,14
0, 2
[(1,12 ∗ 0,2122 − 0,1682 ) ∗ 1537 + 20 ∗
] = 31,92 м3 ,
148
4
Определение удельного веса цементного раствора, г/см3:
γц ∗ γв ∗ (1 + m)
3,15 ∗ 1 ∗ (1 + 0,5)
γц.р. =
=
= 1,83 г⁄см3
m ∗ γц + γв
0,5 ∗ 3,15 + 1
Определение потребного количества сухого цемента, т:
1
1
Qц = e ∗
∗ γц.р. ∗ Vц.р. = 1,04 ∗
∗ 1,83 ∗ 31,92 = 40,5 т
1+m
1 + 0,5
=
Определение потребного количества воды для затворения цемента:
Vв = m ∗ Q ц = 0,5 ∗ 40,5 = 20,25 м3
Определение объема продавочной жидкости:
π
Vпр. = ∆ ∗ ∗ d2вн.ср. ∗ (L − h0 ) =
4
3,14
= 1,04 ∗
∗ 0,1482 ∗ (2983 − 20) = 53,01 м3
4
4.2. Определение конечного давления при цементировании.
Гидравлические сопротивления:
т.к. Vвосх >1-2, то Pгидр = 0,02 ∗ L + 16 = 0,02 ∗ 2983 + 16 = 75,66 атм,
Давления в цементировочной головке в конце цементирования:
Pmax = Pгидр + 0,1 ∗ [(L − hц ) ∗ γг.р. + (hц − h0 ) ∗ γц.р. − (L − h0 ) ∗ γпр.ж. ] + 20
=
= 75,66+0,1*[(2983 -1537)*1,25+(1537-20)*1,83 -(2983-20)*1]+15=252,72 атм
Определение производительности цементировочного кольца агрегата в конце
цементирования:
𝜋
3,14
∑ 𝑞 = ∗ (𝐾 2 ∗ 𝐷2 − 𝑑 2 ) ∗ 𝑉восх =
∗ (1,12 ∗ 0,2122 − 0,1682 ) ∗ 2 =
4
4
0,041 м3/с = 4,1 л/с
На основании производительности цементировочного кольца агрегата в конце
цементирования необходимо выбрать сам цементировочный агрегат.
Необходимо, чтобы давление, нагнетаемое агрегатом на последней скорости,
было выше, чем гидравлическое сопротивление. Таким образом, нужен
агрегат, который на последней скорости дает давление >75,66 атмосфер.
Подходящий агрегат – ЗЦА-400 (табл4.1).
Таблица 4.1. Характеристики цементировочного агрегата ЗЦА-400
Скорость
d= 115 мм
Подача ,л/c
1
2
3
4
8,6
12,7
18,7
26,0
Давление,
атм
305
205
138
100
Определение необходимого количества цементировоч-ных агрегатов по
скорости, шт:
∑q
4,1
n = IV + 1 =
+ 1 = 2 шт
q
26,0
Определение количества цементно-смесительных машин, шт:
Qц
40,5
i=
=
= 3 шт
20
20
4.3. Определение продолжительности цементированияэксплуатационной
колонны.
Возможность начала закачки определяется следующим условием:
Р𝐼𝑉 > Pг
где Р𝑉 –максимальное давление, развиваемое ЦА на наивысшей скорости, атм
(Р𝑉 =100 атм);
Рг – давление на преодоление в скважине гидравлических сопротивлений, атм;
Pг = Pгидр = 75,66 атм
79˃ 75,66 – условие выполняется
Определяем время цементирования:
(Vцр + Vпр. ж) ∗ 103 (31,92 + 53,01) ∗ 1000
Т =
=
= 164,6 мин
𝑞 𝐼 ∗ 60
8,6 ∗ 60
1
𝑇факт = 𝑇 1 + 15 = 164,6 + 15 = 179,6 мин
Определяем температуру на забое скважины, ℃:
t заб = t ср + 0,025 ∗ L = 2 + 0,025 ∗ 2983 = 76,570
Определяем количество агрегатов, шт:
По времени схватывания
Tц
179,6
𝑛ЦА =
+1=
+ 1 = 4 шт
0,75 ∗ Tскв
0,75 ∗ 105
Фактическое время цементирования:
Тфакт = T′/𝑛ЦА + 15 мин= 71,2 / 2 +15 = 50,6 мин
Тфакт
Т′
179,6
=
+ 15 =
+ 15 = 59,9 минут.
𝑛ЦА
4
5. Выбор способа бурения скважины.
По принципам разрушения горной породы бурение скважин может
осуществляться следующими способами, принципиально отличающимися по
своей физической природе.
1. Механическое бурение, или бурение скважин породоразрушающими
инструментами.
2. Гидродинамическое бурение.
3. Термическое, огневое или огнеструйное бурение.
4.Термомеханическое бурение.
5.Электротермическое бурение.
6.Взрывное бурение.
7. Электрофизические способы бурения.
Распространенные способы вращательного бурения — роторное,
турбинное
и
бурение
электробуром
—
предполагают
вращение
разрушающего породу рабочего инструмента — долота. Разрушенная порода
удаляется из скважины закачиваемым в колонну труб и выходящим через
заколонное пространство буровым раствором, пеной или газом.
Роторное бурение. При роторном бурении долото вращается вместе со
всей колонной бурильных труб; вращение передается через рабочую трубу от
ротора, соединенного с силовой установкой системой трансмиссий. Нагрузка
на долото создается частью веса бурильных труб.
При роторном бурении максимальный крутящий момент колонны
зависит от сопротивления породы вращению долота, сопротивлений трению
колонны и вращающейся жидкости о стенку скважины и от инерционного
эффекта упругих крутильных колебаний. В мировой буровой практике
наиболее распространен роторный способ: более 90 % объема буровых работ
выполняется именно этим способом
Турбинное бурение. При турбинном способе бурения долото
соединяется с валом турбины турбобура, которая приводится во вращение
движением
жидкости под давлением через систему роторов и статоров. Нагрузка
создается частью веса бурильных труб.
Наибольший крутящий момент обусловлен сопротивлением породы
вращению долота. Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый
расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины
скважины, частоты вращения долота, осевой нагрузки на него и механических
свойств разбуриваемых пород. Однако при турбинном способе бурения
невозможно независимое регулирование параметров режима бурения, при
этом велики затраты энергии на 1 м проходки, расходы на амортизацию
турбобуров и содержание цехов по ремонту турбобуров и др.
Бурение электробуром. При использовании электробуров вращение
долота осуществляется электрическим (трехфазным) двигателем переменного
тока. Энергия к нему подается с поверхности по кабелю, расположенному
внутри колонны бурильных труб. Электробур присоединяют к нижнему концу
бурильной колонны, а долото крепят к валу электробура. Преимущество
электрического двигателя перед гидравлическим состоит в том, что у
электробура частота вращения, момент и другие параметры не зависят от
количества подаваемой жидкости, ее физических свойств и глубины
скважины, и в возможности контроля процесса работы двигателя с
поверхности. К недостаткам относятся сложность подвода энергии к
электродвигателю, особенно при повышенном давлении, и необходимость
герметизации электродвигателя от бурового раствора.
В данном проекте выбран роторный способ бурения скважин из-за своей
распространенности, а также возможности полного контроля за режимами
бурения без зависимости от жидкости и электричества. В интервале бурения
2920-2973 метров способ бурения остается неизменным, но появляется
необходимость в колонковом бурении в связи с отборном керна в интервале
продуктивной толщи.
6. Расчет параметров режима бурения.
Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов,
которые
определяют
эффективность
работы
породоразрушающего
инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется
режимным параметром.
В качестве основных режимных параметров можно выделить
следующие:
1) нагрузка на долото Р, кН;
2) частота вращения инструмента n, об/мин;
3) расход промывочной жидкости Q, л/с; выбор качественной
жидкости.
Режимные параметры можно подразделить на две группы:
1) первичные режимные параметры, или параметры управления;
2) вторичные режимные параметры, или параметры контроля.
Первичные параметры поддаются произвольному регулированию с
целью управления процессом бурения. Параметры второй группы находятся в
зависимости от конкретных условий в скважине или в случае применения
забойных двигателей определяются характеристикой привода.
Сочетание режимных параметров бурения, которое обеспечивает
наилучшие
показатели
углубления
скважины,
наиболее
высокую
эффективность работы породоразрушающего инструмента и необходимое
качество буровых работ с использованием имеющегося оборудования,
называется
оптимальным
устанавливают
для
режимом
конкретных
бурения.
Такой
геологических
режим
условий
с
бурения
учетом
характеристик имеющегося оборудования для наиболее эффективного его
использования.
Расчет параметров режима бурения ведется для каждой выделенной
пачки горных пород применительно к конкретному типу долота и способу
бурения.
Во время расчетов будут использоваться следующие переменные: q–
удельная нагрузка на 1 см диаметра долота (Так как при бурении
каждого интервала встречаются породы III-VII категорий буримости,
целесообразнее принять значение в 250 H).
Dд- диаметр долота.
ω –окружная скорость, м/с (Так как при бурении каждого интервала
встречаются породы III-VII категорий, целесообразнее принять усредненное
значение за 1,2 м/c)
d – внешний диаметр бурильных труб (В Э.К =73 мм, в Т.К=114 мм, в
кондукторе = 140 мм, в шахтном направлении=168 мм).
Vв.п.– скорость восходящего потока бурового раствора, м/с (Vв.п. = 0,7
м/с). Для пород III-VII категорий.
Рпп – давление в продуктивном пласте, атм.g –
ускорение свободного падения = 10 м/c2
Lскв – глубина интервала бурения скважины, м.
𝑘 – коэффициент, учитывающий неравномерность скорости потока по
скважине из-за местной повышенной разработки стенок и др. (𝑘 = 1,2);
𝐃𝟐– обс.тр.
Внутренний диаметр обсадных труб, м
Расчет осевой нагрузки на долото:
Рос = q ∗ Dд , кН
𝑃ш.н. = 250 ∗ 0,490 = 122,5 кН
𝑃к = 250 ∗ 0,3746 = 93,65 кН
Рт.к. = 250 ∗ 0,2953 = 73,825 кН
Рэ.к. = 250 ∗ 0,2127 = 53,175 кН
Расчет частоты вращения долота:
𝑛=
60 ∗ ω
, об/мин
π ∗ Dд
nш.н. =
𝑛к =
60 ∗ 1,2
= 46,8 об/мин
3,14 ∗ 0,490
60 ∗ 1,2
= 61,21 об/мин
3,14 ∗ 0,3746
𝑛т.к. =
60 ∗ 1,2
= 77,65 об/мин
3,14 ∗ 0,2953
𝑛э.к. =
60 ∗ 1,2
= 107,8 об/мин
3,14 ∗ 0,2127
Определение расхода промывочной жидкости.
Расход промывочной жидкости при бурении (подача насоса) должен
обеспечивать полную очистку забоя от разрушенной породы и вынос ее на
поверхность. При недостаточной промывке на забое происходит вторичное
измельчение породы, что снижает скорость бурения и повышает износ
породоразрушающего инструмента. Рассчитанный из условия обеспечения
надежного выноса шлама из скважины расход промывочной жидкости
обеспечивает также достаточное охлаждение породоразрушающего
инструмента.
При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость
принято называть буровым раствором или промывочной жидкостью, расчет
расхода которой осуществляется по формуле:
π
𝑉 = k ∗ ∗ (D2обс.тр. − d2бур.тр. ) ∗ Vв.п. ∗ 1000, л/с
4
где 𝑘 – коэффициент, учитывающий неравномерность скорости потока
по скважине из-за местной повышенной разработки стенок, наличия каверн и
др.
(𝑘 = 1,2);
Dобс.тр. – диаметр долота под обсадную колонну, м;
dбур.тр. – наружный диаметр бурильных труб, м;
Vв.п. – скорость восходящего потока бурового раствора, м/с (Vв.п. = 0,6 м/с).
3,14
V ш.н. = 1,2 ∗
∗ (0,4062 − 0,1682 ) ∗ 0,6 ∗ 1000 = 77,21 л/с
4
3,14
V к. = 1,2 ∗
∗ (0,3232 − 0,142 ) ∗ 0,6 ∗ 1000 = 47,88 л/с
4
3,14
𝑉т.к. = 1,2 ∗
∗ (0,2442 − 0,1142 ) ∗ 0,6 ∗ 1000 = 21,92 л/с
4
3,14
Vэ.к. = 1,2 ∗
∗ (0,1682 − 0,0892 ) ∗ 0,6 ∗ 1000 = 11,47 л/с
4
Выбор плотности бурового раствора.
Буровой раствор (БР) – сложная многокомпонентная дисперсная система
суспензионных, эмульсионных и
аэрированных
жидкостей,
применяемых для промывки скважин в процессе бурения.
Формула расчета плотности бурового раствора:
ρбр =
1,1∗Рпл. ∗10³
g∗Lскв
,
Рпп – давление в продуктивном пласте;
g – ускорение свободного падения;
Lскв – глубина интервала бурения скважины
ρбр = 0,93 г/см3 – глинистый раствор с добавлением нефтяной смазки.
Результаты полученных расчетов заносим в таблицу параметров режима
бурения (Табл.6.1).
Таблица 6.1. Параметры режима бурения
Тип и диаметр
породоразрушаюше
го инструмента, м
Pос,кН
n,
об/мин
Q л/с
Тип и D б/т,
мм
Тип бурового
раствора
0,93 г/cм3
глинистый раствор.
0,93 г/cм3
глинистый раствор.
Ш.Н
0,490
111,125
46,8
77,21
168
К
0,3746
93,65
61,21
47,88
140
67,475
77,65
21,92
114
1,1 г/cм3 глинистый
раствор.
89
1,17 г/cм3
глинистый раствор с
добавлением
нефтяной смазки.
0,2953
Т.К
0,2127
Э.К
46,825
107,8
11,47
7. Компоновка низа бурильной колонны
Компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) называется нижняя
часть бурильной колонны, включающая породоразрушающий инструмент,
забойный двигатель и утяжелённые бурильные трубы (УБТ), опорноцентрирующие элементы (ОЦЭ), телеметрическую систему, а также
технологические элементы бурильной колонны (ясы, безопасные переводники
и др.).
Бурильные
трубы
относятся
к
вспомогательному
буровому
инструменту и предназначены для передачи вращения долоту (при роторном
бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с
забойными двигателями, создания нагрузки на долото, подачи бурового
раствора на забой скважины для очистки его от разбуренной породы и
охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска
нового и других вспомогательных функций.
Бурильные замки предназначены для соединения труб. Замок состоит
из замкового ниппеля и замковой муфты. Непрерывная многозвенная система
инструментов и оборудования, расположенная ниже вертлюга (ведущая труба,
бурильные
трубы
с
замками, забойный
двигатель
и
долото)
называется бурильной колонной.
Переводники служат для соединения в бурильной колонне элементов
с резьбой различного профиля, с одноименными резьбовыми концами (резьба
ниппельная-ниппельная, резьба муфтовая-муфтовая), для присоединения
забойного двигателя и т.п. По назначению переводники подразделяются на
переходные, муфтовые и ниппельные.
Центраторы применяют для предупреждения искривления ствола при
бурении скважины. Боковые элементы центратора касаются стенок скважины,
обеспечивая соосность бурильной колонны с ней. Располагаются центраторы
в колонне бурильных труб в местах предполагаемого изгиба. Наличие
центраторов позволяет применять более высокие осевые нагрузки на долото.
Стабилизаторы
—
это
опорно-центрирующие
элементы
для
сохранения жесткой соосности бурильной колонны в стволе скважины на
протяжении некоторых, наиболее ответственных участков. От центраторов
они отличаются большей длиной.
Калибратор - разновидность породоразрушающего инструмента для
обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ее ствола в
случае износа долота. В бурильной колонне калибратор размещают
непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет роль центратора
и улучшает условия работы долота.
Расчет длины УБТ.
𝐿УБР =
1,25 ∗ Рос
ρб.р. , где
𝑞 ∗ (1 −
ρм )
Рос – осевая нагрузка;
𝜌б.р.– плотность бурового раствора 0,93 г/см3;
𝜌м – плотность металла = 7,85 г/см3;
q – вес погонного метра трубы УБТ заданного диаметра;
1,25 ∗ 122,5
= 45 м
3,9 ∗ 0,88
1,25 ∗ 93,65
𝐿УБР к. =
= 41м
3,3 ∗ 0,88
1,25 ∗ 73,825
𝐿УБР т.к. =
= 52 м
2,1 ∗ 0,86
1,25 ∗ 53,175
𝐿УБР э.к. =
= 80 м
0,958 ∗ 0,85
По результатам всех расчетов составляем таблицу труб, входящих в
𝐿УБР ш.н. =
состав КНБК (Табл.7.1).
Таблица 7.1. Параметры вспомогательного бурового инструмента в КНБК.
Диаметр УБТ,
мм
Длина УБТ, м
Диаметр БТ,мм
Шахтное направление
Тип и
диаметр
калибратора
КШ 490М
273
45
168
Кондуктор
КШ 374,6СТ
254
41
140
Техническая колонна
КШ 295,3СТ
203
52
114
Тип обсадной
колонны
Эксплуатационная
колонна
КШ 212,7СТ
146
80
89
В составе КНБК под шахтное направление будет включено долото с
диаметром 490 мм, калибратор с таким же диаметром, переводник с
долота на бурильные трубы. Бурение будет проходить без использования
труб УБТ, так как жесткости стандартных труб БТ будет достаточно.
В составе КНБК бурения под кондуктор будет использоваться долото
с диаметром 374,6 мм, калибратор такого же диаметра, трубы УБТ
диаметром 273 мм и общей длиной в 50 метров немагнитного образца,
зонд ТМС ЗТК и переводники.
В составе КНБК бурения под техническую колонну используется
долото с диаметром 295,3 мм и калибратор соответствующего диаметра.
Используются трубы УБТ с диаметром 203 и общей длиной в 52 метра
немагнитного образца, зонд ТМС ЗТК и соответствующие переводники.
В составе КНБК для бурения под эксплуатационную колонну будет
использоваться долото с диаметром 212,7 мм и соответствующий
калибратор, трубы УБТ диаметром 146 мм и общей длиной в 80 метров
немагнитного образца, зонд ТМС ЗТК и ЯС. Крепится все с помощью
переводников соответствующих диаметров.
Состав КНБК при бурении продуктивного пласта кардинально
отличается от предыдущих, так как при бурении будет производиться
сплошной отбор керна в интервале 2920-2973 метров. В состав КНБК
войдет колонковый снаряд, состоящий из: бурильной головки для
разрушения породы вокруг обуриваемого керна внешним диаметром 212,7
мм; внешнего корпуса; внутренней колонковой трубы для сохранения и
выноса
керна;
кернодержателя
(кернорвателя).
отбирающий
керн
диаметром 40 мм. трубы УБТ диаметром 146 мм и общей длиной в 80
метров немагнитного образца и переводники.
8.Испытание обсадных колонн на герметичность
После первичного и ремонтного цементирования, а также после
окончания ОЗЦ все обсадные колонны должны подвергаться испытанию
на герметичность и качество цементирования. Такие испытания провод
для: -проверки прочности спущенных обсадных колонн;
-проверки качества и надёжности обсадных колонн;
-повышения противоаварийной устойчивости производственных
объектов.
В
разведочных
скважинах
герметичность
колонны
проверяют
снижением уровня жидкости, если плотность бурового раствора была
менее 1400 кг/м3, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду.
Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в
течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146- и 168-мм колоннах и
на 0,5 м в 194- и 219-мм колоннах и больше. Для испытания обсадных
колонн опрессовкой обычно пользуются цементировочным агрегатом.
Для испытания обсадных колонн на герметичность путем понижения
уровня пользуются компрессором или желонкой, опускаемой в скважину
на канате.
При испытании на герметичность может оказаться, что колонна
негерметична. Одно из первоначальных мероприятий по устранению
негерметичности - определение места утечки в колонне. Для этого
проводят исследования резистивиметром, который служит для измерения
удельного
сопротивления
электросопротивляемости
жидкости.
однородной
жидкости
После
внутри
замера
колонны
получают диаграмму равного сопротивления, выраженную прямой
линией по оси ординат. После установления места течи в колонне
производят дополнительное цементирование по способу Н.К.Байбакова,
опуская трубы, через которые будет прокачиваться цементный раствор, на
1-2 м ниже места течи.
33
9. Вскрытие продуктивного пласта.
Различают вскрытие продуктивных пластов бурением (первичное
вскрытие) и вскрытие перфорацией (вторичное вскрытие). Первичное
вскрытие продуктивных пластов является первым этапом заканчивания
скважины.
Под
заканчиванием
скважины
понимают
комплекс
технологических процессов и операций, выполняемых в пределах
продуктивного пласта. Преобладающая доля загрязнения продуктивного
пласта при этом приходится на процесс первичного вскрытия пласта (5070%) и примерно равные доли отрицательного воздействия на пласт
оказывают последующие процессы: цементирование эксплуатационной
колонны и вторичное вскрытие продуктивного пласта. Существует три
класса технологий вскрытия пласта. Первый класс – технологии при
депрессивном (депрессия-разница между
пластовым
и
забойным
давлением) давлении в скважине (в этом случае пластовое давление
превышает гидростатическое давление в скважине Рз ≤ Рпл). В качестве
промывочной жидкости при этом служат аэрированные жидкости,
газожидкостные
смеси.
Второй
класс
–
технологии
при
сбалансированном давлении (исключен перепад давления в скважине и
пласте Рз = Рпл ). Третий класс – технологии при репрессивном
давлении (давление в скважине превышает пластовое давление Рз > Рпл ).
В качестве промывочных жидкостей используются глинистые,
полимерные и другие растворы соответствующей плотности. В практике
бурения скважин наиболее распространены технологии вскрытия на
репрессивном давлении, которое и будет использоваться в данном проекте.
Вторичное вскрытие будет проводиться с помощью перфорации.
Выбранный метод перфорации – гидропескоструйная перфорация.
Данный метод наиболее безопасен при проведении вторичного вскрытия,
так как не имеет риска повреждения колонны, как при кумулятивном
методе вскрытия, и обеспечивает высокую эффективность при самом
34
вскрытии за счет абразивного действия песчаных струй.
35
10.Мероприятия по технике безопасности и охране окружающей
среды
По приказу Ростехнадзора от 09.12.2020 N 511 Об утверждении федеральных
норм и правил в области промышленной безопасности Правила безопасности
опасных
производственных
объектов
подземных
хранилищ
газа
(Зарегистрировано в Минюсте России 18.12.2020 N 61589)>Федеральные
нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила
безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ
газа">IV. Требования промышленной безопасности к бурению, капитальному
ремонту скважин подземных хранилищ газа и установке подземного
оборудования> Требования безопасности при бурении скважин выделяются
данные требования безопасности при бурении скважин:
На всех этапах производства буровых работ должно быть обеспечено
наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за
производственным процессом в соответствии с требованиями рабочего
проекта.
Контроль за ходом производства буровых работ, качеством выполнения
указанных работ, технологических процессов и операций, качеством
используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных
условий труда должен осуществляться пользователем недр, организацией,
осуществляющей производство буровых работ, и другими субъектами
хозяйственной деятельности, уполномоченными пользователем недр.
Вскрытие
пласта-коллектора
объекта
эксплуатации
проводится
с
обеспечением минимального воздействия на фильтрационно-емкостные
свойства пласта-коллектора.
При
вскрытии
предусматривать
слабосцементированного
мероприятия
по
пласта-коллектора
предотвращению
околоскважинной зоны пласта и контролю за выносом породы.
36
следует
разрушения
После спуска и цементирования каждой обсадной колонны проводится
контроль состояния обсадных труб, цементного камня и положения
элементов
оснастки
соответствующими
геолого-технологическими
и
геофизическими методами.
Температура вспышки раствора на углеводородной основе должна на 50 °C
превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье
скважины.
Режим
спуска
обсадных
колонн
и
гидравлическая
программа
цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом,
чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные
горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и
поглощением.
В
процессе
цементирования
должна
обеспечиваться
непрерывная приборная регистрация параметров, характеризующих этот
процесс.
После окончания бурения, реконструкции или ремонта скважин, связанного с
переоборудованием устья, низ колонной головки должен быть расположен не
ниже 300 мм от уровня земной поверхности (шахты) для обеспечения
свободного доступа к замерным узлам межколонных пространств.
Требования по охране окружающей среды:
При проведении буровых работ могут возникнуть следующие основные виды
отрицательного воздействия на окружающую среду:
1)
отчуждение и вывод из строя плодородных земель;
2)
нарушение почвенного слоя и уменьшение продуктивности почв на
месте ведения буровых работ;
3)
поступление в водоносные горизонты и продуктивные пласты
химических реагентов;
4)
переток подземных вод из одного горизонта в другой;
5)
загрязнение
поверхностных
вод
нефтепродуктами и химическими веществами;
37
различными
маслами,
6)
загрязнение подземных вод при использовании таких технических
средств при бурении эксплуатационных скважин на нефть и газ, как
торпедирование,
солянокислотная
обработка
призабойной
зоны
и
гидроразрывного пласта.
При строительстве скважин с целью охраны окружающей среды от
загрязнений необходимо выполнять следующие мероприятия:
1)
кустовая площадка должна иметь обваловку высотой не менее 1 м для
исключения попадания сточных вод в водоемы;
2)
площадка должна быть очищена от леса, кустарника, травы и
тщательно спланирована, а также иметь уклон в сторону шламовых амбаров,
обеспечивающий водосток, величина уклона не должна быть больше 0,5 м на
всю ширину площадки. Для предотвращения растекания бурового раствора
вокруг циркуляционной системы необходимо производить обваловку
шламового амбара высотой 1м;
3)
при бурении скважин использовать высококачественный глинистый
раствор, обработанный реагентами, позволяющими сократить применение
нефти для обработки раствора. Очистку раствора производить с помощью
трехступенчатой системы очистки;
4)
при строительстве скважин предупреждать нефтяные и газовые
проявления установкой ПВО, применением раствора с параметрами,
удовлетворяющими требованиям проводки скважин, не допускать грифонов
и обвалов стенок скважины. Производить при необходимости изоляцию
проявляющихся пластов друг от друга в соответствии с указаниями
руководящих документов;
5)
обеспечивать высокое качество крепления скважин, их герметичность;
6)
в
процессе
бурения
необходимо
следить
за
герметичностью
всасывающей и нагнетательной линиями насосов и фонтанной арматуры.
Запрещается слив непосредственно на почву нефти, горюче-смазочных
38
веществ, растворов, химических реагентов. При освоении скважины сброс
должен производиться в нефтесборные емкости;
7)
для сыпучих материалов и химических реагентов должны строиться
закрытые помещения, пол которых должен быть гидроизолирован и
возвышаться над уровнем земли;
8)
после окончания бурения промышленные отходы утилизируются,
бытовые
сжигаются
или
закапываются.
рекультивируется.
39
Земельный
участок
В
результате
Заключение
выполнения курсового
проекта,
была
спроектирована разведочно-эксплуатационная скважина для добычи
нефти на Западно-Усть-Балыкском месторождении нефти. Были
рассчитаны режимы бурения, спроектирована конструкция скважины
и выбрана буровая установка для выполнения буровых работ.
Выполнен расчет цементажа эксплуатационной колонны и написаны
основные правила техники безопасности и охраны окружающей среды
при выполнении работ на бурение скважин. Результатом работ стал
составленныйгеолого-технический наряд (приложение 1).
40
Список литературы
1.https://oilgasinform.ru/science/fields/zapadnoustbalykskoe/
2.https://energybase.ru/oil-gas-field#map
3.https://nauchkor.ru/uploads/documents/5f3e2cf2cd3d3e000151ef9c.pdf
4.https://oilloot.ru/geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykhmestorozhdenij/geologiya-ust-balykskogomestorozhdeniya/?ysclid=lmsqf3hqiv780670044
5.https://studfile.net/preview/7659173/page:11/
6. Волков В.А., Шпильман А.В. Пути реализации нефтегазового и
рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры.
Том 1, Ханты-Манскийск, 2012 г., 370 стр.
7. Приказ Ростехнадзора
от
09.12.2020 N511Об
утверждении
федеральных норм и правил в области промышленной безопасности
Правила
безопасности
опасных
производственных
объектов
подземных хранилищ газа.
8.Быков
Н.Е.,
Максимов
М.И.,
Фурсов
А.Я.
Справочник
по
нефтепромысловой геологии.
9. Кралина Л.И. Сооружение нефтяных, газовых и геотехнологических
скважин: Методические указания по выполнению курсового проекта. Екатеринбург: УГГУ, 2018. – 22 с.
41