Ножовское месторождение, скважина №113

 

Таблица  15. Типы буровых растворов

интервал по вертикали, м	тип бурового раствора	параметры
0-541	глинистый БР	, УВ>40 c
541-1586	техническая вода
1586-1651	ББР ПМГ	, УВ=30-50 с, Ф=4-6 см3/30мин, рН=8-9, , ДНС=60-140дПа
1651-1731	ББР СКП	, УВ=40-60 с, Ф=4-6 см3/30мин, рН=8-9, , ДНС=70-140дПа

Примечание: УВ – условная вязкость, Ф – показатель фильтратоотдачи, ДНС – динамическое напряжение сдвига.

 

3. 4 Выбор бурильного инструмента

3.4.1 Расчет бурильной колонны

Ведем расчет для конечной глубины скважины. Рассчитаем длину УБТ по формуле:

где нагрузка на долото, =140 кН;

       вес забойного двигателя, Н;

       гидравлическая составляющая, обусловленная перепадом давления, Н;

        коэффициент облегчения металла в жидкости, = ;

        коэффициент динамичности, =0,8;

        вес погонного метра УБТ, Н/м.

Забойный двигатель для последнего интервала бурения выбираем Д2-195. По таблице для него m=1350 кг, l=7675 мм. Значит .

, где Fo – площадь сечения БТ;

            - перепад давления на забойном двигателе

          По таблице для выбранного забойного двигателя , .

                 

           - перепад давления на долоте

       На данном интервале используется  долото 215,9 ТЗ ЦГН Р15. Для него  находим в таблице  , m=44кг.

          

В соответствии с диаметром долота выбираем предпочтительный диаметр УБТ.

. Выберем УБТ-178 мм с внутренним диаметром 71,4 мм, толщиной стенки 53,3 мм и массой одного погонного метра 163,7 кг. В соответствии с выбранными УБТ выбираем БТ по соотношению Выберем БТ с диаметром 127 мм, массой одного погонного метра 26,2 кг и толщиной стенки 9 мм.

=

è выберем труба УБТ

Получаем длину УБТ 12 м.

Рассчитаем допускаемую глубину бурения.

 где k3 – коэффициент запаса прочности, =1,2

      допустимое усилие,

                   растягивающая нагрузка до предела текучести, =883 кН

                    n – коэффициент запаса прочности, = 1,4

        

Допустимая длина бурения больше длины скважины (1914,2>1873 м). Поэтому принимаем одну секцию БТ. Определим длину БТ как:

Результаты расчетов занесены в табл. 16.

 

Таблица 16 Состав бурильной колонны

трубы	диаметр, мм	длина, м	толщина стенки, мм	масса погонного метра, кг
УБТ	178	12	53,3	163,7
ТБПК	127	1853,3	9,0	26,2

 

 

3.4.2 Компоновка низа бурильной колонны

Компоновка низа бурильной колонны является наиболее ответственной частью. Утяжеленные бурильные трубы входят в состав КНБК и предназначены для увеличения жесткости и массы нижней части колонны, за счет которой создают нагрузку на долото в процессе бурения. Калибратор – элемент компоновки, предназначенный для калибрования ствола скважины по диаметру долота и улучшения работы долота за счет уменьшения поперечных колебаний компоновки в нижней призабойной части. Калибраторы включаются в состав компоновки между долотом и УБТ и способствуют разработке стенок скважины до минимального диаметра. За счет этого стойкость долот при бурении возрастает. Центратор – элемент компоновки, предназначенный для центрирования бурильной колонны в месте его установки. Центраторы в отличие от калибраторов способствуют только соосному размещению компоновки и оси скважины. Их устанавливают в сжатой части компоновки в местах предполагаемых изгибов УБТ и выполняют роль промежуточных опор [4].

Т.к. скважина является наклонно-направленной, то на участке стабилизации зенитного угла БК должна иметь в своей нижней части жесткую компоновку с центраторами под двигателем, которая в процессе бурения оперативно уточняется по результатам ГИС технологической службой бурового предприятия. В соответствии с геологическими условиями КНБК составляем для каждого интервала.

Вертикальный участок:

1) 10-70 м, бурение под  направление

долото 393,7 мм,  турбобур ТСШ-240, УБТ 178 мм.

 

 

2) 70-150 м, бурение под кондуктор

долото 295,3 мм, калибратор 295,3 мм, турбобур ТСШ-240, центратор 295,3 мм, УБТ 178 мм.

Участок набора угла:

1) 150-541 м, бурение под кондуктор

долото 295,3 мм, турбобур ТСШ-240, искривленный переводник, УБТ-178 мм.

 2) 541-1105 м, бурение под эксплуатационную колонну

 долото 215,9 мм, турбобур ТСШ-195, искривленный переводник, УБТ-178 мм.

Участок стабилизации: 1105-1731 м, бурение под эксплуатационную колонну

долото 215,9 мм,  калибратор 215,9 мм, винтовой забойный двигатель Д2-195, центратор 215,9 мм, УБТ 178 мм.

 

 

3. 5 Выбор типов долот, режимов бурения

  В основу  выбора типов долот и режимов бурения положены:

а) механические свойства пород (твердость, пластичность, абразивность и др.);

б) литологический состав пород;

в) интервалы  отбора керна и характеристика отбираемых пород по трудности отбора керна (сыпучие, рыхлые, крепкие и т.д.);

г) статистические показатели отработки долот по данной площади или соседним площадям.

Совокупность тех факторов, которые влияют на эффективность разрушения породы и интенсивность износа долот и которыми можно оперативно управлять в период работы долота на забое, принято называть режимом бурения. А сами факторы – параметрами режима бурения. К ним относятся:

а) осевая нагрузка на долото;

б) частота вращения долота;

в) расход очистного агента (промывочной жидкости) в единицу времени.

    Сочетание этих параметров, при которых обеспечивается получении наилучших показателей работы долота, называется оптимальным режимом бурения.

 Осевая нагрузка  на долото выбирается с учетом  твердости породы, типа долота, его  диаметра и технической возможности ее обеспечения. Частота вращения долота зависит от способа бурения, осевой нагрузки на долото, типа забойного двигателя. Выберем типы долот и параметры режимов бурения для всех интервалов. Итоги занесем в табл. 17.

 

Таблица 17 Типы долот и параметры режимов бурения

интервал по вертикали, м	тип долота	тип забойного двигателя	мех. скорость, м/ч	расход пром. жидкости, л/с	нагрузка на долото, кН	обоснование выбора долота
0-10	шнек	ротор	2,5	45	вес инструмента	неустойчивые глинистые отложения
10-70	393,7 С-ЦВ	ТСШ-240	17	45		бурение в породах средней твердости
70-450	295,3 МС-ГВ	ТСШ-240	21,4	45		бурение в мягких породах с пропластками средней твердости
450-541	295,3 СЗ-ГВ	ТСШ-240	7,0	45		бурение в абразивных породах средней твердости
541-990	215,9 ТЗ-ГН	ТСШ-195	15,5	35	до 200	бурение в абразивных твердых породах
90-1731	215,9 ТЗ-ГН	Д2-195	3,3	35

 

 

3.6 Крепление скважины

3.6.1 Технологическая оснастка обсадных колонн

По аналогии с ранее пробуренными скважинами на Ножовском месторождении, где наблюдаются сходные геолого-технические условия выбираем компоновки обсадных колонн, кроме эксплуатационной, которую мы выбираем из расчета на прочность. Обсадные колонны цементируются прямым способом. Применяется одноступенчатое цементирование. Высоты цементных стаканов у направления, кондуктора и эксплуатационной колонны соответственно равны 5, 10, 10 м. Нижний конец колонн оборудован специальным толстостенным стальным кольцом – башмаком с боковым промывочным клапаном.

  Башмак –  предназначен для направления обсадной колонны по стволу скважины и предотвращения повреждения низа обсадной колонны. Глубина спуска башмака равна глубине спуска колонны.

  Обратный  клапан - предназначен для облегчения  обсадной колонны при спуске  и для предотвращения обратного  движения цементного раствора.

  Центрирующие  фонари – устанавливаются с  целью концентрического расположения  относительно ствола скважины. Предотвращают  прилипание обсадных колонн к  стенкам скважины, не устанавливаются  в зоны, где есть каверны. Предназначены для облегчения спуска колонны, так как уменьшается трение.

  Продавочная  пробка – предназначена для  разделения цементного раствора  и продавочной жидкости [1].

Выберем типы технологического оборудования обсадных колонн (см. табл. 18).

                                                                                               

Таблица 18 Технологическая оснастка обсадных колонн

Название колонны	Башмак		Обратный  клапан		Центр. фонари		Пробка
	тип	глубина по вертикали, м	тип	глубина по вертикали, м	тип	глубина по вертикали, м	тип
Направление	БК-324	70	ЦКОД-324-2	65	-	-	-
Кондуктор	БК-245	541	ЦКОД-245-2	530	-	-	ПП-245
Эксплуатац. колонна	БК-168	1731	ЦКОД-168-1	1720	ЦЦ-168	0-1730	ПП-168

 

 

3.7 Испытание продуктивных пластов

Испытание скважин проводится с целью установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристика и получения необходимых данных для подсчета запасов нефти и газа в составлении проектов разработки месторождений.

Известны испытатели пластов трех типов: спускаемые в скважину на бурильных трубах, спускаемые внутрь бурильных труб и спускаемые на кабеле. Испытатели пластов входят в состав комплексов испытательных инструментов (КИИ). Они предназначены для герметизации внутреннего пространства колонны бурильных труб во время их спуска и подъема и сообщении с подпакерным пространством во время опробования пластов, выравнивания давления под и над пакером при спуске и подъеме КИИ и перед снятием пакера и после опробования пласта. Пакеры предназначены для разобщения испытываемого пласта и остальной части ствола скважины. В испытательном оборудовании используются пакеры с жесткой металлической и раздвижной  резиновой опорами. для очистки жидкости, поступающей из испытываемого пласта, для предупреждения засорения штуцера и проходных каналов узлов испытательного оборудования используют фильтры. Для испытания продуктивных пластов проектируемой скважины используем трубный пластоиспытатель КИИ-168.

С целью установления количественных характеристик пластов (дебитов), оценки их продуктивной характеристики и получения других данных в скважине предусматривается  испытание пластов в эксплуатационной колонне. В интервалах испытания пластов в эксплуатационной колонне намечаются интервалы, способ и плотность перфорации. Количество объектов испытания в колонне намечаются заранее, в последующем они уточняются по результатам испытания в открытом стволе. Испытание в колонне проводится по схеме "снизу - вверх". Интервалы перфорации отделяются друг от друга установкой цементных мостов. Первый (нижний) объект обычно испытывается с бурового станка, вышележащие объекты - с передвижной (мобильной) установки. Вторичное вскрытие пластов осуществляется путем перфорации эксплуатационной колонны кумулятивным перфоратором ПК 105 из расчета 30 отв./м в карбонатных отложениях и 20 отв./м в терригенных отложениях или ПКС-80 из расчета 18 отв./м в карбонатных отложениях и 12 отв./м в терригенных отложениях. Допускается проведение перфорации сверлящим перфоратором ПС-112, количество отверстий 8-10 шт./м. Если есть необходимость (сильное загрязнение ПЗП, низкие проницаемость и пластовое давление) перед освоением скважин намечаются мероприятия по интенсификации притока пластовых флюидов (солянокислотные обработки, термо- и вибровоздействие и др.).