Геолого-технический наряд на строительство скважины

1.2 Стратиграфия и литология пород.docx

1.2. Стратиграфия и литология пород
Таблица. 1.5. - Стратиграфический разрез скважины элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов
Стратиграфическое подразделение
Элементы залегания (падения) пластов по подошве
Коэффициент кавернозности интервала
Категория породы по промысловому классификации
Четвертичные отложения
Новомихайловская свита
Таблица. 1. 6. - Литологическая характеристика разреза скважины
Индекс стратиграфического подразделения
Стандартное описание горной породы: полное название характерные признаки (структура текстура минеральный состав и т.п.)
Озерно-аллювиальные супеси серые и желтовато-серые пески с прослоями серых и коричневых охристых песчаных глин и суглинков;
Пески светло-серые кварцево-полевошпатовые мелко и среднезернистые с включениями обугленных растительных остатков прослои алевролитов глин и бурых углей;
Глины серые и зеленовато-серые алевритистые с прослоями алевролит с включениями глауконита;
Три подсвиты: нижняя представлена опоками средняя - диатомитами и диатомовыми глинами светло-серыми верхняя - глинами зеленовато-серыми с прослоями глинистых диатомитов;
Глины темно-серые слабоалевритовыми с линзочками алевролитов иногда известковистых;
Глины зеленовато-серые с прослоями известняков и мергелей;
В нижней подсвите опоки опоковидные глины серые и светло-серые. Верхняя подсвита сложена серыми прослоями зеленовато-серыми глинами с редкими прослоями диатомовых и опоковидных глин;
Глины темно-серые плотные с небольшим содержанием алевритового материала;
Пески серые с прослоями глин алевритистых. отмечаются прослои глинистых известняков и сидеритов алевролиты и глины;
Глины аргиллитоподобные темно-серые тонкоотмученные в средней части свиты с прослоями алевролитов реже песчаников встречаются маломощные прослойки глинистых известняков.
Верхняя подсвита сложена песчаниками глинами аргиллитоподобными водо- и нефтенасыщенными песчанниками.
Характеристика горных пород по твердости
По твердости все горные породы разделены на 5 групп: 1 – мягкие ; 2 - средние; 3 - твердые; 4 - крепкие; 5 - очень крепкие.
Глинистые породы являются наиболее распространенными среди осадочных образований. К ним относятся породы состоящие из обломков размером 001 мм представленные в основном глинистыми минералами но большей частью с примесями других минералов – кварца полевых шпатов слюд и тд. С увеличением глубин прочность однотипных глинистых пород возрастает.
Обломочные породы включают в себя песчаники и алевролиты отличающиеся по составу и структуре. Наибольшее влияние на механические свойства этих пород оказывают минералогический состав и структура цементов связывающих обломки. Алевролиты отличаются от песчаников меньшими размерами обломочных частиц и их более угловатой формы. Наибольшая твердость до 300 – 500 кгс на мм2.
Из карбонатных пород наиболее распространенными являются известняки и доломиты. Чистые известняки и доломиты содержат не менее 90% соответствующих породообразующих минералов кальцита или доломита. Доломиты представляют собой карбонатные породы состоящие в основном из минерала доломита. Доломиты отличаются от известняков более высокими значениями твердости (200 – 400 кгс мм2) . Из всех карбонатных пород наименее прочным является мел.
К числу галоидных и сульфатных пород относятся осадочные породы химического происхождения состоящие из сульфатных и галоидных соединений кальция магния бария и натрия. Наиболее широко распространенными среди них являются каменная соль гипс и ангидрид.
Кремнистые породы или силициты состоят главным образом их кремнекислоты представленной аморфным опалом срыто кристаллическим халцедоном в той или иной степени окварцованным. Кремнистые породы встречаются в толщах разнообразного возраста. Чистые кремни являются наиболее прочными из всех осадочных пород а их твердость достигает 700 кгсмм2.

3.Технический раздел.doc

3. Технический раздел
1.Выбор энергии и привода буровой
Современные буровые установки представляют из себя сложный комплекс механизмов предназначенных для разных технологических процессов при бурении скважин.
Конструкция механизмов буровой установки в значительной мере определяет конструкцию силового привода который является неотъемлемой частью приводного механизма и во многом определяется его технологическими параметрами и эксплуатационными свойствами. Привод может быть дизельный или электрический. К приводу буровой установки предъявляется ряд требований. Он должен обладать достаточной мощностью быть экономичным и надежным в работе а также простым в монтаже. В зависимости от источника энергии все приводы делятся на автономные и неавтономные. К первому относятся приводы с ДВС ко вторым двигатели постоянного и переменного тока. На проектируемой скважине в качестве силового привода целесообразно использовать электропривод так как скважина находится в электрифицированном районе рядом с линией электропередач. Бурение ведется на электроприводе: переменного тока для буровых насосов УНБТ-950А; постоянного тока для лебедки и ротора Р700. Применение электродвигателя в данном случае целесообразно и с точки зрения экономии и экологии. Кроме того при размещении силового агрегата электропривода используется меньшая площадь по сравнению с ДВС.
2.Выбор основного бурового оборудования и типа вышки
Буровое оборудование должно обеспечивать:
)Соответствие техническим требованиям бурения (РГП вынос
)Полную механизацию и автоматизацию трудоемких работ.
)Хорошую маневренность и удобство в управлении эксплуатации
и ремонта доступность к быстроизнашиваемым деталям.
)Удобство и быстроту монтажа.
)Надежность работы агрегатов и буровой установки в целом.
Элементы подъемной системы выбирают по максимальной нагрузке на крюке буровой установки:
Вес бурильной колонны определяется по формуле:
где k = 112-коэффициент учитывающий трение колонны о стенки скважины;
g = 981 мс ускорение свободного падения
n – количество секций бурильной колонны ;
Li – длина i – й секции бурильной колонны :
L1 = 250 м; L2 = 450 м; L3 =15543 м;
Lубт1 = 332 м; Lубт2 = 166 м.
mi приведенные погонные массы бурильных труб i – й секции и УБТ :
секция (нижняя) – труба ПК 114 11 m1 = 3332 кгм;
секция (средняя) – труба ПК 114 9 m2 = 2787 кгм;
секция (верхняя) – труба 1953Т1 114 10 m3 = 115 кгм;
УБТ1 – труба 178 71 mубт1= 1631 кгм;
УБТ2 – труба 146 57 mубт2= 1106 кгм
gр= 108 кНм3 и gм= 785 кНм3 – удельные веса глинистого раствора и материала труб.
Подставим полученные величины в формулу
Вес обсадной колонны определяется по формуле:
где m- количество секций обсадной колонны;
qi- приведенные погонные веса секций обсадной колонны
L1=138 м L2=2260 м L3=120 м.
секция (нижняя) – труба 16873 q1=0297 кНм;
секция (средняя) – труба 16873 q2=0293 кНм.
секция (верхняя) – труба 1688 q3=0353 кНм.
Подставляя полученные величины в формулу найдем
Qо.к.=138×0297+2260×0293+120×0353=7456 кН
Определение класса БУ оснастки талевой системы максимальной нагрузки на крюке с учетом возможного прихвата бурильной колонны.
Определяем класс БУ: по Правилам Госгортехнадзора допускаемая нагрузка на крюке должна превышать вес наиболее тяжелой колонны на 667 %. Наиболее тяжелой является обсадная колонна.
Определяем допускаемую нагрузку на крюке:
Q = 1667 × 7456 = 1243 кН
Выбираем в соответствии с полученным значением нагрузки (1243 кН) проектной глубиной бурения (2500 м) и выбранным типом привода (электрический) буровую установку БУ-3200200ЭУК-3МА выпускаемую заводом «Уралмаш» с допустимой нагрузкой на крюке 2000 кН. Данная буровая установка предназначена для кустового бурения скважин глубиной до 3200м. В ходе проектирования предусмотрено применение на БУ-3200ЭУК200-3МА комплекса АСП-3М1 так как его работа в нормальных температурных условиях достаточно надёжна.
Для выбора лебёдки и типа вышки определим натяжение в мёртвом и ходовом концах талевого каната при максимальной нагрузке по формулам:
где Qв – вес вертлюга кН (Рв=245Н);
Qт – вес талевого блока с крюком кН (Qт=63 кН);
Qк.б – вес кронблока кН (Qк.б=27 кН);
– коэффициент сопротивления ролика талевой системы при оснастке 4×5 (=102-103);
m – число подвижных роликов талевой системы при оснастке 4×5 (m=8).
Выбираем буровую лебёдку ЛБУ-22-720 имеющую при оснастке 4×5 максимальную грузоподъёмность 170 т (1600 кН).
Определим нагрузку действующую на вышку по формуле
где Qк – вес каната кН (Qк=16-17 кН)
43+245+63+27+17+1591+115=16333кН
Таким образом полученное значение нагрузки допустимо для вышки ВМА-45-200-1 имеющую допустимую грузоподъёмность 2000 кН (номинальная грузоподъёмность 1700 кН). Высота вышки определяется из условия:
Lсв – длина свечи м.
Фактическая высота вышки составляет 45 м. Использование вышки данного типа обуславливается применением в ходе бурения сдвоенной ведущей трубы так как скорость проходки на Юкъяунском месторождении высока и наращивание инструмента производится свечами через интервал в 24 м.
В таблице 3.1 представлен комплект основного бурового оборудования «Уралмаш – 3200200 ЭУК-3МА».
Таблица 3.1- Основное оборудование «Уралмаш – 3200200 ЭУК-3МА»
Допускаемая нагрузка на крюке кН
Условная глубина бурения м
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны мс
Скорость подъема элеватора (без нагрузки) мс не менее
Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата кВт
Диаметр отверстия в столе ротора мм
Расчетная мощность привода ротора кВт не более
Мощность бурового насоса кВт
Площадь подсвечников для размещения свечей диаметром 114 мм м2
Высота основания (отметка пола буровой) м
Просвет для установки блока превенторов м
Комплектность и набор бурового оборудования установок БУ 3200200 ЭУК-3МА
Комплекс механизмов АСП
Привод основных механизмов
Лебедки ротора и буровых насосов: электродвигатель 4ПС450-1000-УХЛ2
Циркуляционная система
Техническая характеристика буровой лебёдки ЛБУ 22-720 при разных скоростях подъёма представлена в таблице 3.2.
Таблица 3.2 - Техническая характеристика буровой лебёдки ЛБУ 22-720
Частота вращения барабана лебёдки обмин
Скорость крюка при оснастке 4×5 мс
Определим допустимое количество свечей поднимаемых на различных скоростях.
Вес бурильной колонны при бурении под эксплуатационную колонну составляет Qбк=456 кН (подраздел 2.6).
Необходимо учесть что скважина наклонно направленная и при подъёме бурильной колонны возникают большие силы сопротивления (силы трения о стенки скважины) поэтому необходимо учесть коэффициент Кп=13:
Количество свечей поднимаемых на разных скоростях определим по формуле:
где Рк Рк+1 – грузоподъёмность буровой лебёдки соответственно для скоростей подъёма k и k+1 кН;
qср – усреднённый вес 1 м бурильной колонны кН;
L – длина свечи бурильной колонны м.
Усреднённый вес 1м бурильной колонны рассчитывается по формуле:
Определим скорость подъёма крюка (Vк):
где Nд – мощность электродвигателя
Qбк - вес бурильной колонны
Полученный результат соответствует подъёму бурильной колонны начиная с 1-ой скорости:
Подбор талевого каната.
По Правилам Госгортехнадзора «Коэффициент запаса прочности талевого каната должен быть не менее 3. Как исключение при спуске тяжелых обсадных колонн и при производстве аварийных работ допускается снижение его до 2».
Определяем максимальное усилие в ходовой ветви талевого каната при нормальном подъеме бурильной колонны :
где Gт.с. – вес подвижной части талевой системы определяется в зависимости от допускаемой нагрузки на крюке БУ
Определяем максимальное усилие в ходовой ветви талевого каната при экстремальном нагружении – нагрузка на крюке равна допускаемой грузоподъемности БУ:
Определяем необходимую несущую способность каната:
-при нормальных условиях эксплуатации где =30:
Rк1=Sн. max. = 3× 799 =2397 кН
-при экстремальных условиях эксплуатации где = 2.0:
Rк2= × Sэ.max. = 3017 × 2 =6034 кН
В качестве расчетного выбираем наибольшее значение Rк = 6034 кН.
По ГОСТ 16853-88 выбираем канат с металлическим сердечником диаметром dк =28 мм с временным сопротивлением разрыву sвр = 1570 МПа разрывное усилие для каната в целом Rк = 752 кН.

2.4. Выбор инструмента.docx

2.4 ВЫБОР ИНСТРУМЕНТА
4.1. Анализ и выбор долот
На основании изучения геологического материала а также данных о работе долот и параметров режима бурения на данной площади производим ориентировочный выбор типов долот для литологических однородных интервалов. Долота выбирают в соответствии с крепостью пород и промысловыми данными об эффективности работы тех или иных видов долот по стратиграфическим горизонтам. Спущенное в скважину долото стремятся отработать в таких значениях параметров режима бурения и бурить им столько времени чтобы обеспечить максимальную рейсовую скорость и по возможности минимальную стоимость одного метра проходки. Для оценки долот при бурении скважин пользуются следующими показателями:
Механическая скорость бурения vм измеряется проходкой в метрах в течении 1 часа работы долота на забое мч.
где tб - время пребывания долота на забое ч;
Н - проходка за один рейс м.
Рейсовая скорость проходки vp измеряемая отношением числа метров пробуренных за один рейс ко времени механического бурения плюс время затраченное на подъем инструмента смену долота подготовительные работы спуск и наращивание инструмента в процессе бурения мч.
Тип долот выбираем на основании анализа карточек отработки долот по скважинам Дмитриевского месторождения пробуренным с высокими технико-экономическими показателями. Долота выбираются в соответствии с крепостью пород по стратиграфическим горизонтам по механической скорости бурения (до глубины 2500м).
Анализ показателей работы долот по карточкам отработки долот проводим следующим образом: в пределах каждого стратиграфического горизонта по каждой скважине определяем средние показатели работы каждого типа долот.
Для проектируемой скважины выбираем в каждом горизонте такой тип долота средняя механическая скорость бурения или проходка которого оказались наивысшими. Результаты анализа сводим в таблицу 2.4.1.
Скважина № 1 ( №2216)
Четвертичные отложения св. Люменоворская
свита Люменоворская св.Покурская
свита Покурская св.Алымская
свита Алымская св.Вартовская
Скважина № 2 ( №2231)
Скважина № 3 ( №2148)
Таблица. - 2.4.1. – Карты отработки долот
Для бурения под кондуктор выбираем долото III 2953 СГНУ R-58 для
низкооборотного бурения с плотным разрушением породы:
III - количество шарошек;
53-диаметр долота в мм.;
С - для разбуривания горных пород средней твёрдости;
Г - с гидромониторной промывкой;
Н - в опоре подшипники качения 1 скольжения;
У - герметизированное маслонаполненное.
Оно предназначено для низкооборотного бурения скважин сплошным забоем в породах средней твердости.
Шарошки оснащены 156-ю фрезерованными зубьями наплавленными с боков и тыльной стороны твердым сплавом. Обратные конусы шарошек образующие диаметр долота так же наплавлены твердым сплавом.
В целях герметизации внутренней полости шарошек у их торцов размещены уплотнительные манжеты. Для принудительной подачи смазки в зоны трения в лапах имеются маслонаполненные резервуары и уравниватели давления в системе каналов соединяющих эти резервуары с полостями опор.
Для подачи к забою промывочной жидкости в корпусе долота предусмотрены три боковых отверстия на выходе которых установлены сменные износостойкие насадки.
Струя промывочной жидкости направляется на периферийный участок забоя минуя шарошки.
Техническая характеристика:
Допустимая осевая нагрузка – 400 кН;
Также для бурения под кондуктор используют долото БИТ2953 ВТ 419НР:
53 – наружный диаметр мм;
В – установка на обратном конусе калибрующей поверхности выбуривающих резцов
Т – оснащение резцами повышенной стойкости;
– количество лопастей (для бицентричного долота – у расширителя);
– размер (условный диаметр) резцов PDC основного вооружения;
Н – установка несменных насадок;
Р – муфтовое резьбовое соединение.
Количество резцов АТР-135АТР-16АТР-19 – 9224 шт.;
Количество промывочных отверстий – 6 шт.;
Присоединительная резьба ГОСТ 28487-90API 7 – 3-156%58
Частота вращения – 80 440 обмин.;
Расход промывочной жидкости – 55 63 лс;
Тип вращателя – ротор гидравлический забойный двигатель.
При бурении под колонну выбираем долото III 2159 МЗГВ R-155 – для
высокооборотного бурения:
III – количество шарошек;
5 9 – диаметр долота в мм.;
МЗ - для разбуривания мягко-абразивных горных пород;
Г- с гидромониторной промывкой;
В - в опоре все подшипники качения.
Оно предназначено для высокооборотного бурения скважин сплошным забоем в мягких абразивных породах.
Шарошки оснащены 123-мя твердосплавными зубками. Для подачи промывочной жидкости в корпусе долота предусмотрены два боковых отверстия с насадками. В месте третьего отверстия в корпусе предусмотрена продольная полость.
Сменные насадки – сопла закрепляют в лапах с помощью резьбовых переходников.
Допустимая нагрузка – 250 кН;
А также III 215 9 СГВ R-192:
И на последнем интервале скважина бурится долотом БИТ 2143 В 513Н:
43 – наружный диаметр мм;
Н – установка несменных насадок.
Количество резцов АТР-135АТР-10 – 3731 шт.;
Диаметр промывочных отверстий – 4х11; 2х127 мм.;
Присоединительная резьба ГОСТ 28487-90API 7 – 3-117;
Частота вращения – 60 200 обмин.;
Расход промывочной жидкости – 30 36 лс;
Перепад давления на долоте – 15 22 атм.;
Тип вращателя – ротор винтовой забойный двигатель.
4.2. Выбор забойных двигателей.
Выбор забойных двигателей зависит от нескольких факторов: размера долота технико-экономических показателей и других.
Так для бурения под кондуктор долотом диаметром 2953 мм. Опыт бурения на территории Западной Сибири показал что оптимально подходит турбобур ТСШ – 240 с частотой вращения 440 обмин при расходе жидкости 0 032 м³с что обеспечивает момент на валу 09 КН м. Этого момента достаточно для успешного разбуривания мелких слабосцементированных пород в интервале 0 – 490м. Бурение из под кондуктора производится долотом диаметром 2159мм что ведёт соответственно к уменьшению диаметра турбобура – 195мм и применению турбобура 3ТСШ-195 у которого увеличен момент на валу до 15 КН м что связано с увеличением твёрдости пород с глубиной расход 003 м³с п = 380 обмин. Скорость проходки 41 мч.
Учитывая геологические условия бурения а также используя опыт бурения на данном месторождении и близлежащих месторождениях для бурения проектируемой
скважины выбираем следующие типы забойных двигателей в таблице. - 2.4.1.:
Таблица. 2.4.1. – Выбор забойных двигателей
винтовой двигатель Д3-195

1.4 Нефтегазоводоносность.docx

1.4. Нефтегазоводоносность
Таблица. 1.10. - Нефтегазоводопроявления
Индекс стратиграфического подразделения
Вид проявляемого флюида (вода нефть газ)
Длинна столба газа при ликвидации газопроявлениям
Плотность смеси при проявлении гсм3
Условия возникновения
Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента проведение геофизических ремонтных и прочих работ без циркуляции бурового раствора во время простоев применение бурового раствора с плотностью ниже значений заложенных в проекте
*- Плотность смеси равна плотности нефти в пластовых условиях.
Таблица. 1.11. – Давления и температура по разрезу скважины
Величина доли единицы
Величина 0С на 100 м

1.5 Исследовательские работы в скважине.docx

1.5. Исследовательские работы в скважине
Выделение коллекторов осуществляется по комплексу промыслово-геофизических исследований по общепринятой методике изложенной в методическом указании.
В скважине где проведен полный набор ГИС выделение эффективных интервалов проводилось с использованием качественных признаков по стандартной электрометрии радиометрии кавернометрии и т.д. На кривых собственной поляризации эффективные прослои отличаются отрицательными аномалиями. На диаграммах коллектора выделялись по низким и промежуточным значениям вторичного гамма-излучения и средним значением естественной радиоактивности. В проектируемой скважине проводятся геологические исследования представленные в таблице 1.12.
Таблица. 1.12. - Отбор керна шлама и грунтов
Индекс стратиграфического подразделения
Метраж отбора керна м
Примечание - При строительстве каждой скважины интервалы и мощность отбора керна уточняются геологической службой УБР и НГДУ отбор керна производить в каждой 10-ой скважине. Шлам и грунты отбираются на усмотрение геологической службы УБР и НГДУ.
Замер производится в интервале бурения под колонну (глубина по вертикали м)
Эксплуатационная колонна
А. Исследования в открытом стволе
Стандартный каротаж АМ-05 и ПС
Индукционный каротаж
Высокочастотное индукционное каротажное
изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ)
Микробоковой каротаж
Акустический каротаж
Геолого-технологические исследования с газовым
Б. Исследование в колонне
Гамма-гамма цементометрия
Акустическая цементометрия
Таблица. 1.13. - Комплекс промыслово-геофизических исследований наклонно-направленных скважин
+ - исследования ГИС в указанных интервалах колонн;
Комплекс составлен на основании СТП 225-2004 “Порядок проведения геофизических исследований при строительстве скважин”;
В кондукторе АКЦ проводится после ОЗЦ кондуктора в эксплуатационной колонне – в интервале закачки цементного раствора плюс 50 м.;
При наборе кривизны предусматривается дежурство инклинометрического отряда в интервалах 0-490 м продолжительностью до 15 часов;
АКЦ и РК в масштабе 1:500 записывается в интервале 0-2518 м.;
ВИКИЗ производится по решению геологической службы НГДУ для маломощных пластов и заводняемых залежей.

План БУ.cdw

Спецификация на БУ 2.cdw

СамГТУ 130504.045.126.02
План расположения буровой
Уралмаш" 3200200 ЭУК 3МА

2.1 Обоснование и расчет конструкции скважины.docx

2. ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
Скважины Юкъяунского месторождения проектируются для эксплуатации пластов нижнего карбона.
Проектная глубина – 2420 м (по вертикали) 2518 м (по стволу).
Проектный горизонт – вартовский. Вид скважины – наклонно-направленный со средним отходом по вертикали 670 м.
1. Обоснование и расчет конструкции скважины
Конструкция скважины влияет на все виды работ составляющие процесс бурения и определяет их стоимость и качественное выполнение геологического задания.
Важное значение имеет выбор глубины установки башмака конечной (или промежуточной) колонны обсадных труб. Определяющими факторами при этом являются: устойчивость стенок скважины минимальный объем работ в скважине при необходимости
перебуривания или ликвидации осложнений.
Выбор конструкции скважин во многом зависит от характерных и наиболее важных технологических особенностей бурения.
При выборе конструкции скважины следует стремиться к наиболее простым но в то же время надежным конструкциям. При построении проектной конструкции скважины необходимо стремиться к минимальному количеству ступеней. Каждая ступень должна служить только для установки на ней соответствующей колонны обсадных труб. Если нет необходимости крепления скважины обсадными трубами то не следует переходить на меньший диаметр рассчитывая потом на разбуривание ствола скважины в твердых породах требует много времени а в мягких может привести к образованию новой ветви в скважине.
Обсадные колонны по своему назначению подразделяются следующим образом:
Направление (или направляющая) - колонна труб или одна труба предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения. Направление как правило одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направлениями. Обычно направление спускают в заблаговременно подготовленный шурф или скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направления забивают в породу как сваю;
Кондуктор - колонна обсадных труб - предназначен для разобщения
верхнего интервала разреза горных пород изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колон;
Промежуточная обсадная колонна - служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин. Их может быть несколько;
Эксплуатационная колонна - последняя (в порядке установки) колонна обсадных труб которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от всех остальных пород и извлечения из скважины нефти воды песка газа или наоборот для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью) последняя промежуточная колонна.
Промежуточные обсадные колонны могут быть нескольких видов:
Сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;
Потайные (хвостовики) - для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину (не менее чем на 100 м.);
Летучки - специальные промежуточные обсадные колонн служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.
Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками возникли во-первых как практическое решение проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и во-вторых как решение задачи по упрощению конструкции скважин уменьшению диаметра обсадных труб а также зазоров между колоннами и стенками скважины сокращению расхода металла и тампонирующих материалов увеличению скорости бурения и снижению стоимости буровых работ.
В тяжелых условиях бурения (искривление ствола большое количество рейсов) в конструкции скважины предусматриваются специальные виды промежуточных обсадных колонн - поворотные или сменные.
Проектная конструкция обязательно составляется на каждую скважину или группу скважин. Она служит основанием для всех инженерных расчетов связанных с бурением.
Для составления проектной конструкции скважины необходимо иметь следующие исходные сведения:
Назначение и цель бурения скважины определяют выбор конечного диаметра и возможного способа разрушения пород забоя;
Описание геологического строения данного участка или района работ должно отражать: литологический состав горных пород; их физико-механические свойства и категории по буримости; трещиноватость раздробленность сыпучесть плывучесть с точки зрения устойчивости ствола скважины; набухание при впитывании влаги; наличие водоносных горизонтов; наличие зон поглощения промывочной жидкости или напорных вод; место возможных выбросов в скважину воды или газов; возможное наличие закарстованности (на каких глубинах и в каких породах). Кроме того необходимо учитывать глубины расположения старых подземных горных выработок;
Проектная длина ствола скважины ее азимутальное направление и зенитные углы существенно влияют на выбор конструкции. Во всех случаях должны учитываться направление скважины условия ее бурения (с поверхности из подземной горной выработки с плавсредства) и глубину. Условия сооружения скважины с учетом ее глубины и направления прежде всего влияют на выбор буровой установки способ выполнения спускоподъемных операций при бурении и т. п.;
Выбор конечного диаметра скважины прежде всего зависит от целей бурения (на твердые жидкие газообразные полезные ископаемые или
для других целей — подземного выщелачивания инженерной геологии и др.
В благоприятных геологических условиях (относительно устойчивые породы) зазор между двумя соседними обсадными колоннами (между колонной и стенкой скважины) может быть минимальным. В условиях обрушающихся и набухающих пород при значительной длине интервала обсаживания для беспрепятственного спуска следует предусматривать больший зазор между колонной и стенкой скважины.
В монолитных устойчивых породах постановка обсадных колонн вообще может не предусматриваться. Так как конструкция буровой скважины существенным образом зависит от цели и условий бурения то единой методики проектирования конструкции справедливой для любой буровой скважины существовать не может.
Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн диаметрах обсадных колонн диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала).
Конструкция скважин проектируется по геологическим условиям бурения.
В разрезе проектируемой скважины отсутствуют горизонты с аномально-высокими пластовыми давлениями и зоны значительных осложнений в связи с чем геологический разрез представляет область совместимых условий бурения. Наличие водонасыщенных пластов в разрезе проектируемых скважин обуславливают производить выбор конструкции с учетом этих особенностей.
По данным пластового давления и давления гидроразрыва пласта строиться график совмещенных давлений.
Таблица. 2.1.1. – Таблица совмещенных давлений
Строим совмещенный график давлений в координатах “глубина – эквивалент градиента давления”.
Рисунок. 2.1.1.- График совместимых условий бурения
По графику совмещенных давлений определяем что одна зона совместимых условий бурения. Но с учетом опыта бурения скважин на Юкъяунском месторождении и для перекрытия верхних неустойчивых пород проектируется спуск кондуктора на глубину 490м. В соответствии с требованиями на крепление скважин в Западной Сибири кондуктор цементируется на всю глубину цементным раствором эксплуатационная колона цементируется цементным и гельцементым раствором на 100м выше башмака кондуктора.
Выбираем диаметры долот и колонн:
Диаметр эксплуатационной колонны:
(с учетом проектного дебита Q=40 м3сут)
Определяем диаметр долота под эксплуатационную колонну:
где: - зазор между стенками ствола скважины и диаметром муфты мм;
Dм.эк – диаметр муфты эксплуатационной колонны мм;
Принимаем ближайший размер долота по ГОСТу 20692-2003: Dдол.эк=2143мм
Определяем диаметр кондуктора:
где - внутренний диаметр обсадной колонны мм; - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы обычно принимается (причём нижний предел – для труб малого диаметра).
Определяем диаметр долота под кондуктор:
Dм.к – диаметр муфты кондуктора мм;
Диаметр долота по ГОСТу 20692-75: Dдол.к = 2953мм.
Таблица. 2.1.2. – Конструкция скважины
Интервал спуска колонны.
Интервал цементирования
Эксплуатационная колонна
Рисунок. 2.1.2.- Графическое изображение конструкции скважины.

Спецификация на БУ 1.cdw

СамГТУ 130504.045.126.02
План расположения буровой
Уралмаш" 3200200 ЭУК-3МА
Вспомогательная лебёдка
Станция флоокуляции и
Технологические ёмкости
Электротрансформаторная
Батарея илоотделителей
Катушка с талевым канатом

Профиль скважины.cdw

2.3. Выбор способа бурения.doc

2.3. Выбор способа бурения
В нашей стране наиболее распространен турбинный способ бурения затем роторный и сравнительно небольшую долю общей проходки выполняют электробурами.
Турбинный способ бурения современными турбобурами нельзя применять если в качестве циркулирующего агента используется воздух или газ а также если используется глинистые растворы в которые введены различные ингредиенты – рисовая или подсолнечная шелуха древесные опилки кусочки кожи цемент жидкое стекло и др. так как эти ингредиенты забивают турбины турбобура. Обычно оказывается невозможным использовать современные турбобуры с глинистыми растворами плотностью 2 гсм3 и выше. В этих случаях обычно применяют роторный способ. При бурении наклонно-направленных скважин наиболее эффективным в настоящее время является турбинный способ. Хорошие результаты при проводке наклонно-направленных скважин может дать бурение электробурами которые могут применяться с забойными аппаратами для замера угла и азимута ствола в процессе бурения.
При больших забойных температурах циркулирующей буровой жидкости применение электробуров или дает очень низкие показатели бурения или их вообще нельзя применять. Большая температура буровой жидкости и наличие в последней нефти или нефтепродуктов отрицательно сказывается на долговечности гуммированных подшипников турбобуров и резиновой изоляции токопроводов электробуров. Однако применение шаровых опор в турбобуре исключает вредное влияние температуры и нефти в растворе.
При бурении температурами нельзя применять колонковые долота со съемной грунтоноской из-за токопровода в бурильных трубах. Поэтому невыгодно использовать электробуры в тех случаях когда требуется большой объем отбора керна.
Бывает выгодно комбинировать турбинный и роторный способы бурения применяя в одних интервалах турбинное бурение а в других – роторное.
Иногда бурят турбинным способом с одновременным вращением бурильной колонны ротором. В результате этого ствол скважины получается вертикальным улучшается очистка ствола и уменьшается зависание бурильной колонны.
При прочих равных условиях для турбинного способа бурения нужна более мощная насосная установка с повышенным давлением нагнетания.
При турбинном бурении и бурении электробурами необходимы также соответствующие турбобуры и электробуры и базы для их ремонта. Кроме того при бурении электробурами необходимо специальное оборудование и КИП специальные бурильные трубы а также наличие на площади электроэнергии. Электробуры Э250 предназначены для бурения скважин до глубины 2500 м а Э215 – до глубины 5000 м.
Таким образом каждый способ бурения в определенных горно-геологических условиях имеет явные преимущества; есть условия в которых тот или иной способ совершенно непригоден; нередко можно применять несколько способов бурения и бывает трудно определить какой из них лучше. Поэтому основным показателем для выбора способа бурения является минимальная себестоимость 1 м проходки.
Выбор способа бурения осуществляется на основании статистического анализа промысловых материалов по обработке долот в различных режимах либо по общим закономерностям работы долот подтвержденным достоверными результатами в проектируемых условиях.
На основании анализа ранее полученных результатов при разбуривании данной площади и анализа карточек отработки долот можно отметить что при бурении скважины целесообразно применять турбинный способ бурения т. к. при бурении этим способом данного района наблюдалось увеличение механической скорости увеличение времени работы долота на забое сокращается число спуско-подъемных операций в сочетании с роторным способом бурения в интервалах осложненных неустойчивыми породами.
Бурение интервала от 2020 до 2420 м целесообразно вести турбинным способом но долотом меньшего диаметра для уменьшения толщины цементного камня в зоне продуктивного пласта с целью уменьшить воздействие фильтрата и твердой фазы тампонажного раствора на продуктивный пласт и как следствие понизить загрязнение порового пространства коллектора.

ГТН по диплому.cdw

Тип буровой установки
Насосы. тип. количество У
Двигатель для насосов
Глубина кровли пласта АС
Кондуктор опрессовывается на 9 МПа
бр-ром. Цкам на 2 МПа после р-я
Конструкция скважины
Ст.каротаж м-б 1200 инт-л:
БКЗ 6-ю зондами --"-
Боковой каротаж -"-"-
РК фоновый м-б 1:200
инт-л: 2300-искусственный забой
НКТ) с ЛМ м-б 1:200
м-б 1:500 инт-л: 0-2300 м
СГДТ м-б 1:500; 1:1200
инт-л: 0-искусственный забой
всему стволу скважины.
статич.напряжение сдвига
Подача буровых насосов
СамГТУ 130504 045.126.01
Масштаб по вертикали
Литологическая колонка
Мощность по вертикали
Условные обозначения.
песчанник водонасыщенный
песчаник нефтенасыщенный
Электрометрические работы
Интервалы осложнения
Тип и размер турбобура
Компоновка бурильного инструмента
Осевая нагрузка на долото
Интервалы проработки
Количество долот по интервалам
Механическая скорость
Согласно инструктивных указаний технологической службы
ИНСТРУКТИВНЫЕ УКАЗАНИЯ СОГЛАСНО РТК
Эксплуатационную колонну 168 мм опресовывать на 11.5 МПа.

1.3. Зоны возможных осложнений.docx

1.3. Зоны возможных осложнений
Таблица. 1.7. - Поглощение бурового раствора
Индекс стратиграфического подразделения
Максимальная интенсивность поглощения м3час
Условия возникновения
Отклонение параметров бурового раствора от проектных
Таблица. 1.8 - Прихватоопасные зоны
Отклонение параметров бурового раствора от проектных плохая очистка ствола скважины от шлама. Нахождение бурильной колонны и геофизических приборов без движения более регламентирующего времени плохая очистка ствола скважины от шлама сужение ствола скважины.
фического подразделения
Интенсивность осыпей и обвалов
Проработка в интервале из-за этого осложнения
Нарушения технологии бурения отклонение параметров бурового раствора от проектного.
Таблица. 1. 9. - Осыпи и обвалы стенок скважины

Схема обвязки при цементировании.cdw

Условные обозначения:
Цементосмесительная машина 2-СМН-20
Цементировочный агрегар ЦА-320М
Цементировочный агрегар ЦА-400А
Блок манифольда 1БМ-700
Станция контроля цементирования
Цементировочная головка
Осреднительная емкость
- Движение тампонажного раствора
- Движение продавочной жидкости
СамГТУ 130504.045.126.03
Схема расположения техники
при цементировании скважины

1.1 Орогидрография района.docx

1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.Орогидрография района
Юкъяунское месторождение расположено вХанты-Мансийском автономном округе. С начала 2004 годаОАО "Сургутнефтегаз"ввело в промышленную эксплуатацию Юкъяунское нефтяное месторождение.
Рельеф этого месторождения равнинный с мощным слоем осадочных горных пород. Климат континентальный. Он характеризуется суровой продолжительной зимой и коротким холодным летом. Равнинный характер рельефа области её открытость с севера и юга способствуют глубокому проникновению холодных арктических воздушных масс и свободному выносу континентальных умеренных и даже тропических воздушных масс с юга на север.
Таблица. 1.1 – Сведения о районе буровых работ
Наименование единицы измерения
Значения (текст название величина)
Площадь (месторождение)
Год ввода площади в эксплуатацию
Административное положение:
- Область (край округ)
Температура воздуха:
Максимальная глубина промерзания грунта метры
Продолжительность отопительного периода сутки
Преобладающее направление ветров
Наибольшая скорость ветров мс
Многолетние мерзлые породы м (кровля подошва)
Номера скважин строящихся по данному проекту
Тюменская (Ханты-Мансийский)
ЮЗ – З зимой С – СВ летом
Прерывистый характер
Согласно технологической схеме разработки
Таблица. 1.2 - Сведения о площадке строительства буровой
Наименование единица измерения
Значение (тест название величина)
- снежного покрова см
- почвенного слоя см
Равнинный слабо всхолмленный
Заболоченная с озерами и реками
Смешанный лес (сосна кедр береза)
Торфяно-болотные суглинки пески глины супеси
Таблица. 1.3. – Размеры отводимых во временное пользование земельных участков
Источник нормы отвода земель
Трасса перетаскивания
00 м2 (ширина -10 м длина - 800 м)
000 м2 (длина - 2000 м ширина охранной зоны - 20 м)
СН 459-74 Руководство на ведение подготовительных работ к бурению в системе Главтюменьнефтегаза Тюмень 1990г.
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ в НиГП М. 2003г.
Названия вида снабжения
Источник заданного вида снабжения
Расстояние от источника до буровой км
Характеристика водо- и энергопривода связи стройматериалов
- питьевая вода для бытовых нужд
Местные стройматериалы:
-карьерные материалы
Радиостанция типа “Nokia”
Карьер штабель гидронамыва
Напряжение 6 кВ длинна - 2 км
Длина ствола до 18м диаметр ствола до 300мм
Мелкозернистый пылеватый грунт плотностью 16-1.7 кгссм3
Таблица. 1. 4.- Источник и характеристики водо- и энергоснабжения связи и местных стройматериалов

2.2. Обоснование и расчет профиля.doc

2.2. Обоснование и расчет профиля
Профиль наклонной скважины должен быть выбран таким чтобы при минимальной затрате средств и времени на её проходку было обеспечено выполнение задачи поставленной при бурении данной скважины. При бурении наклонно-направленной скважины наибольшее распространение получили четыре типа профиля:
Профиль I – наиболее распространенный – состоит из трех участков: верхнего участка 1 – вертикального участка 2 выполненного по плавной кривой и участка 3 – по наклонной прямой. Этот профиль рекомендуется в основном для бурения наклонных скважин на однопластовые месторождения с большим отклонениями при средней глубине скважины;
Профиль II – состоит их верхнего участка 1 – вертикального; участка 2 выполненного по кривой с нарастающей кривизной; участка 3 – по наклонной прямой и участка 4 – по кривой с убывающей кривизной. Часто этот профиль применяется в несколько видоизмененном виде – отсутствует участок 3 т.е сразу за участком 2 с нарастающей кривизной следует участок 4 с убывающей кривизной. Профиль II типа обычно применяют при бурении наклонных скважин глубиной до 2500 м.;
Профиль III – менее распространен чем первые два. Состоит из двух участков: верхнего участка 1 – вертикального и участка 2 выполненного по кривой постепенно увеличивающий угол наклона ствола. Бурение скважины по такому профилю осуществляется в тех случаях когда необходимо выдержать определенные заданные углы входа ствола скважины в пласт;
Профиль IV – применяется при бурении глубоких наклонных скважин. Это профиль отличается от предыдущих тем что к вертикальному участку 1 участку 2 выполненному по кривой и участку 3 представляющею
наклонную прямую добавляется криволинейный участок 4 который характеризуется снижением полученной кривизны т.е выполаживанием ствола доходящем до вертикали и прямой вертикальный участок 5. Профиль IV следует применять в тех случаях когда нижний участок скважины имеет несколько продуктивных горизонтов.
Для этой скважины я выбрал профиль второго типа.
H0 = 2420 м - глубина скважины;
А = 670 м - длина горизонтального смещения забоя;
R1 = 382 м - радиус дуги по которой происходит плавный набор кривизны;
R2 = 3820 м - радиус дуги по которой происходит снижение зенитного угла;
h1= 70 м - длина вертикального участка;
h4= 500 м - вертикальная проекция участка снижения зенитного угла;
Определяем величину зенитного угла по формуле:
Н - проекция 2 3 и 4 участков на вертикаль м;
Определяем условную длину участка снижения зенитного угла:
Величину падения зенитного угла на участке снижения зенитного угла:
Определяем угол входа ствола в пласт:
Определяем угол входа ствола в пласт с учетом того что на участке 4 происходит снижение зенитного угла:
H’= 2420 – 70 – 500 = 1850м
Определяем горизонтальные и вертикальные проекции участков:
1 Определяем горизонтальную проекцию второго участка:
2 Определяем вертикальную проекцию второго участка:
3 Определяем вертикальную проекцию третьего участка:
4 Определяем горизонтальную проекцию третьего участка:
5 Определяем горизонтальную проекцию четвёртого участка:
Определяем фактический отход скважины:
Определяем длину ствола скважины:
l1- длина первого участка по стволу скважины м
l 2- длина второго участка по стволу скважины м
l 3- длина третьего участка по стволу скважины м
l 4- длина четвертого участка по стволу скважины м
Принимаем глубину скважины по стволу 2518 м
По результатам расчета строим профиль скважин.
Рисунок 2.2.1 – Профиль скважины
Выбор КНБК для бурения участков - вертикального набора зенитного угла стабилизации падения зенитного угла.
Компоновка для бурения вертикального участка ствола скважины - эта компоновка должна обеспечивать вертикальность ствола скважины во избежание пересечения стволов соседних скважин в кусте и включает в себя обычно несколько центраторов или стабилизаторов.
Компоновка для набора зенитного угла. Если с помощью отклоняющих устройств произведена забурка в нужном направлении (азимуте) но зенитный угол недостаточен дальнейшее увеличение зенитного угла можно обеспечить с помощью прямой компоновки включающей полноразмерный центратор (калибратор) над долотом и турбобур (электробур УБТ) над центратором. За счет сил тяжести создается момент способствующий фрезерованию долотом верхней стенки скважины. Центратор в данном случае действует как опора рычага.
Компоновка для бурения участка стабилизации - стабилизация зенитного и азимутального углов наклонной скважины достигается при использование жестких компоновок включающих несколько центрирующих элементов.
Компоновка для уменьшения зенитного угла - при использовании КНБК без центрирующих элементов или с центраторами (калибраторами) диаметром существенно меньшим диаметра долота под действием силы тяжести УБТ или ЗД долото фрезерует нижнюю стенку скважины что приводит к уменьшению зенитного угла. Интенсивность уменьшения зенитного угла зависит от долота (его фрезеровочной способности) свойств горной породы а также от величины зенитного угла.
Таблица. 2.2.1. – КНБК по интервалам бурения
Интервал по стволу м
Элементы КНБК (до бурильных труб по расчету)
Номера рейсов по порядку
Техническая характеристика
Бурение вертикального ствола под кондуктор
Набор параметров кривизны и увеличение зенитного угла при бурении из под кондуктора
Шаблонировка ствола скважины перед спуском обсадной колонны
Стабилизация зенитного угла при бурении из под кондуктора
Уменьшение зенитного угла и параметров кривизны при бурении под эксплуатационную колонну
Сопровождение с помощью телеметрических систем при бурении под эксплуатационную колонну