Разработка проекта строительства дополнительного ствола из эксплуатируемой скважины №37,глубиной Н = 1985м, на Пылинском месторождении

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Кафедра: «Ремонт и восстановление скважин»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине:

Строительство дополнительных стволов из эксплуатируемых скважин

на тему:

Разработка проекта строительства дополнительного ствола из эксплуатируемой скважины №37, глубиной Н = 1985м, на Пылинском месторождении

Студент гр. НРКс-4

А.В. Савельев

Руководитель проекта профессор

Д. т. н. В.М. Шенбергер

Нижневартовск 2006

Содержание

 

Введение

. Общая часть

.1 Характеристика района работ

.2 История освоения месторождения

.3.Геологическая часть

.3.1 Стратиграфия

.3.2 Тектоника

.3.3 Нефтеносность

.3.4 Гидрогеологическая характеристика

.3.5 Геотермическая разреза и данные о распространении многомерзлых пород

. Техническая часть

.1 Геолого-техническая характеристика реставрируемой скважины 37 на Пылинском месторождении

.2 История эксплуатации скважины 37

.3 Техническое состояние скважины 37 на начало ремонта

.4 Обоснование выбора скважины для бурения бокового ствола

.4.1 Требования к выбору скважины для бурения бокового ствола

. Специальная часть

.1 Выбор и расчет профиля бокового ствола

.2 Проектирование и расчет конструкции бокового ствола и забоя скважины

.3 Выбор способа забуривания бокового ствола скважины

.3.1 Расчет длины вырезаемого окна и удаляемого участка в эксплуатационной колонне

.3.2 Расчет установки цементного моста

.3.3 Выбор инструмента для вырезания окна в обсадной колонне

.4 Технология строительства бокового ствола

.4.1 Расчет осевой нагрузки на долото

.4.2 Расчет частоты вращения долота

.4.3 Определение максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов

.4.4 Определение расхода бурового раствора

.4.5 Расчет выноса частиц шлама из горизонтального ствола скважины

.4.6 Расчет гидравлических потерь при бурении БС

.5 Технология спуска и крепления хвостовика

.5.1 Расчет колонны-хвостовика на прочность

.5.2 Расчет цементирования колонны-хвостовика

.6 Выбор и расчет рациональных схем I{НБК для бурения БС

.7 Подготовка ствола бокового скважины к спуску эксплуатационной колонны

.8 Освоение скважин с боковыми стволами

Список использованной литературы

Введение

 

ОАО «Нефтебурсервис» ведет поиск, разведку и разработку на Пылинском месторождении на основании лицензии на право пользования недрами.

Пылинское месторождение открыто в 1980 году разведочной скважиной Р-191, давшей при испытании фонтанный приток нефти дебитом 138.5 м3/сут.

В начале 80-х годов при разведке открытого в этом регионе Пылинского месторождения нефти было пробурено 7 поисково-разведочных скважин. Всего на лицензионном участке пробурено и законченно строительством 14 скважин.

Геологическое обоснование работ базируется на материалах структурного анализа сейсмических карт по основным отражающим горизонтам, данных бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин.

В настоящем курсовом проекте изложены основные правила и методики проведения гидродинамических исследований скважин струйными насосами при беспакерной компоновке, с применением двойного лифта и методики обработки полученных результатов.

Пылинский лицензионный участок является очень сложным объектом геологического изучения. Главная причина - очень малые размеры залежей (1.5*2 км), что заставляет применять нетрадиционные подходы к их изучению.

В качестве исходных данных были использованы материалы информационного пакета 7 раунда лицензирования недр ХМАО. Дополнительно были привлечены материалы по результатам сейсмических работ СП 2/88-89 «Томскгеофизика».

1.Общая часть

 

1.1 Характеристика района работ

Пылинское месторождение расположено в 47 км на восток от г. Нижневартовска в пределах Нижневартовского административного района Ханты-Мансийского автономного округа. Площадь участка 45.2 км².

На расстоянии 12 км на север, за рекой Вах проходит коридор коммуникаций Ершовое месторождение - Сороминское месторождение, включающий автодорогу ствердым покрытием, напорный нефтепровод и ЛЭП.

На участке построены ДНС, куст с 8 скважинами, сеть нефтесбора и нефтепровод до Стрежевого месторождения. Ближайшая ДНС на Стрежевом месторждении в 16 км и ДНС - 2 на Ершовом месторождении в 13 км, ближайший пункт подготовки нефти находится только на Ершовом месторождении. На расстоянии приблизительно 12 км к северо-востоку от участка находится Ершовое месторождение, на удалении примерно 14 км к северо-западу - Западно-Сороминское. Непосредственно к Пылинскому месторождению с западной части примыкает Западно-Пылинское месторождение

Участок расположен в пойме р. Вах. Поверхность равнины с абсолютными высотами 43-62 м расчленена протоками рек Мега и Пылинская, которые являются водоемами 3 и 2 категории. Угол наклона поверхности 1.5˚.

Территорию участка в северной части пересекает протока реки Вах - Мега с сетью озер-стариц, в западной части река - Пылинская. Дно рек песчаное, ширина протоки до 45 м, у реки Пылинской ширина русла до 25 м и глубина 2.3 м, скорость течения 0.3 м/с. Русла рек извилистые, берега преимущественно крутые, местами обрывистые. Большое количество небольших озер-стариц, дно стариц песчано-илистое, глубина 1.5 -2 м, замерзают и освобождаются ото льда на 1 - 2 недели раньше, чем реки.

Ихтиофауна всех водотоков представлена туводными видами рыб: щука, язь, плотва, ерш. Рыбохозяйственного значения эти водоемы практически не имеют.

На территории участка выделяют водоохранные зоны водоемов, ширина водоохраной зоны рек - 50-100 м, озер-стариц - 300 м. Хозяйственная деятельность в водоохраной зоне определена Постановлением Правительства РФ №1404 от 23.11.96 г. «Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах».

Грунты на территории участка песчаные и суглинистые, на территории болот грунты торфяные.

Леса преимущественно сосново-кедрово-березовые, распологаются широкими полосами вдоль долин рек и на повышенных участках медуречий, на пониженных участках преобладают угнетенные сосново-березовые и сосново-лишайниковые леса. Растительный покров болот образован мхами с участием кустарничков и лишайников.

Кедровые леса приурочены к дренированным местам на востоке участка. На основании Распоряжения Совета Министров РСФСР от 17.01.90 №47р в кедровых лесах запрещены рубки главного пользования.

Участок находится на землях лесного фонда Излучинского лесничества Нижневартовского лесхоза.

Животный мир представлен следующими видами: лось, лиса, соболь, заяц, белка, глухарь, тетерев, рябчик, белая куропатка, утка чернядь, чирок, шилохвость. В прилегающих водоемах зарегистрирована норка.

Климат района резко континентальный. Характеризуется суровой продолжительной зимой, сравнительно коротким, но теплым летом, короткими переходными сезонами - весна и осень, поздними весенними и ранними осенними заморозками, коротким безморозным периодом, резкими колебаниями температуры в течении года, месяца и даже суток.

1.2 История освоения месторождения

В пределах участка были проведены региональные работы масштаба 1:200000.С 1965 года начали проводиться площадные работы МОВ, а позднее МОВ ОГТ. По материалам МОВ СП 9/77-78 трест «Тюменнефтегеофизика» (авт. отчета Калянова Л.А. и др.) выявлено Пылинское локальное поднятие, которое по горизонту Б осложнено двумя куполками. В пределах этих вершин предложено поставить поисковое бурение.

В результате сесмических работ МОВ ОГТ СП 2/88-90 ПО «Томскнефтегеофизика» (авт.отчета Бродский В.П. и др.) изучено геологическое строение мезо-кайнозойских образований. Построены структурная карта по горизонту Б и подготовлено к бурению Пылинское локальное поднятие

Реально, надежное структурное картирование возможно провести по материалам СП 2/88-90. Общая длина профилей ОГТ составляет 82 км, что дает плотность изученности 1,81 пог.км/км².

В начале 80-х годов при разведке открытого в этом регионе Пылинского месторождения нефти было пробурено 7 скважин. Бурение осуществлялось Восточно- Мегионской НРЭ Главтюменьгеологиии. Из 7 скважин продуктивной оказалась лишь одна - скв.191), которая была законсервирована. В 90-х годах эксплуатационное бурение начала ОАО «Томскнефть» пробурив семь эксплуатационных скважин.

Всего на лицензионном участке пробурено и законченно строительством 14 скважин с суммарной проходкой 40 тыс. м, средней глубиной 2857м и максимальной 3100 м. Все скважины, кроме продуктивных, ликвидированы. Изученность территории 4.11 кв. км/скв

1.3 Геологическая часть

 

1.3.1                                           Стратиграфия

В геологическом отношении участок расположен в пределах Среднеобского НГО Нижневартовского НГР.

На рассматриваемой территории геологический разрез в основных чертах аналогичен разрезу в целом по нефтегазоносной провинции и представлен породами трех структурно-тектонических ярусов:

мезозойско-кайнозойский осадочный чехол;

переходный тафрогенный комплекс триаса;

палеозойский метаморфизированный складчатый фундамент.

Сводный литолого-стратиграфический разрез Пылинского месторождения представлен на рис.8

Доюрское палеозойское образование Pz (D-C1)

Палеозойский комплекс сложен метаморфическими осадочными породами, прорванными магматическими образованиями различного состава. Породы представлены глинисто-кремнистыми, хлоритовыми сланцами с включениями и прожилками кальцита.

Все эти породы разбиты разрывными нарушениями и сильно дислоцированы.

Доюрское основание перекрывается породами осадочного чехла с угловым и стратиграфическим несогласием. С подошвой осадочного чехла отождествляется сейсмический отражающий горизонт «А».

Переходной комплекс триаса-Т

Породы триаса представлены породами вулканического происхождения, разбитые дизъюнктивными нарушениями, верхний триас представлен пестороцветными глинами, реже алевритами и песчаниками.

Мезозойско-кайнозойский осадочный чехол

Формирование мезозойско-кайнозойского осадочного чехла началась в нижней юре в наиболее глубоких впадинах в условиях достаточно расчлененного рельефа.

Юрская система - J

Юрская система представлена двумя отделами: средним и верхним, которые выделяются в самостоятельные седиментационные комплексы.

Тюменская свита - J2a-k

Континентальные осадки среднего отдела юрской системы объединяются в тюменскую свиту, несогласно залегающую на доюрских породах.

Нижняя подсвита, сложена пластами песчаников, переслаивающимися с пачками алевритоглинистых пород.

Средняя подсвита сложена аргиллитами с прослоями алевролитов и редкими пропластками песчаников.

Верхняя подсвита состоит из ритмично чередующихся пластов песчано-алевритовых и глинистых пород.

Породы тюменской свиты отлагались в аллювиальных, временами в денудационных и прибрежно-морских условиях.

Общая мощность свиты 265-350 метров.

Васюганская свита - J3k-o

Мелководно-морские осадки верхнего отдела юрской системы объединены в васюганскую свиту, несогласно залегающую на отложениях тюменской свиты.

Свита, представлена двумя подсвитами: нижней и верхней.

Породы сложены переслаивающимися песчаниками и алевролитами с пропластками аргиллита.

Песчаник мелкозернистый, от светло до темно-серого, с включениями детрита. Алевролит серый, мелкозернистый, сильно сцементированный с частыми пропластками аргеллитов темносерых.

В нетегазовм отношении породы верхней подсвиты представляют небольшой интерес (пласт ЮВ1). Это связанно с наличием мощных пластов песчаников, перекрытых хороших покрышкой.

Породы данной свиты отлагались в прибрежно-морских условиях.

Общая мощность свиты 40 -80 метров.

Баженовская свита - J3

Пачка высоко радиоактивных пород, относящихся к баженовской свите, на данной территории развита повсеместно. Свита сформировалась в условиях глубоководного осадконакопления.

Гидродинамический режим не отличался постоянством. Осадконакопление сопровождалось появлением подводных течений и тубидитных потоков, приносящих грубообломочный материал, который формировал аномальные разрезы баженовской свиты.

Свита представлена плотными, черными, трещиноватыми аргиллитами с остатками растительного детрита.

Породы баженовской свиты имеют почти горизонтальное залегание, с четким фиксированием кровли свиты, поэтому она является одним из лучших маркирующих горизонтов в осадочном чехле на большей части Западно-Сибирской плиты (опорный отражающий горизонт «Б»).

Мощность свиты порядка 20 метров.

Меловая система - К

На Пылинском месторождении отложения меловой системы развиты повсеместно и представлены верхними и нижними отделами.

Мегионская свита - К1b-v

Свита, представлена преимущественно глинистыми отложениями с прослоями песчаников и алевролитов.

Происходит боковое клиноформное заполнение бассейна с востока, и формирование линзовидных песчано-алевритовых пластов группы Ач.

В нефтегазоносном отношении пласты группы Ач представляют большой интерес, т.к. на сопряженных территориях пласты данной группы нефтеносны.

Мощность свиты порядка 300 метров.

Ванденская свита - К1v-a

Свита представлена преймущественно глинистыми отложениями с прослоями песчаников и алевролитов.

Продолжается боковое клиноформное заполнение бассейна с востока, характеризующееся лавинной седиментацией и формированием линзовидных песчано-алевритовых пластов группы БВ.

В нефтегазовом отношении пласты группы БВ представляют большой интерес, т.к. на сопряженных территориях платсы данной группы нефтеносны.

Мощность свиты порядка 400 метров.

Алымская свита - К1а

Свита несогласно залегает на отложениях ванденской свиты, представлена переслаивающейся толщей аргиллитов и алевролитов.

Осадконакопление происходило в прибрежно-морских и озерных условиях.

В кровле алымской свиты приурочен опорный отражающй горизонт «М».

Мощность свиты порядка 40-50 метров.

Покурская свита - К1-2а-s

Свита сложена переслаивающимися аллювиальными, реже прибрежно-морскими переслаивающимися песчано-алевритовыми породами. На отложениях алымской свиты залегает согласно.

Мощность свиты порядка 700 метров.

Кузнецовская свита - К2-t-к

Свита сложена серыми и зеленовато-серыми слюдисто-бентонитовыми глинами с включениями глауконита, редкими прослоями алевролитов и песчаников.

Мощность свиты порядка 20 метров.

Березовская свита К2-k-st

Свита состоит из верхней и нижней подсвит. Нижняя, подсвита литологически представлена тонко отмученными глинами, прослоями опоковидными, монтмориллонитового состава. Верхняя подсвита представлена темно-серыми тонко отмученными глинами с редкими прослоями диатомовых и опоковидных глин.

В кровле Березовской свиты приурочен опорный отражающий горизонт «С».

Мощность свиты около 150 метров.

Ганькинская свита - К2km-P1

Свита выдержана по литологическому составу и представлена глинами зеленовато-серыми, монтмориллонитового состава, с прослоями известняка и мергелей. Встречаются включения глауконита.

Мощность свиты порядка 150 метров.

Палеогеновая система - Рg

Талицкая свита - Рg1

Свита предсталена толщей глин буроватова или зеленоватова оттенка, слабо алевритовых, тонко отмученных, аргиллитоподобных, темно-серыми глинами с линзочками алевролитов и кварц-глауконитовых песчаников. Присутствуют включения глауконита.

С кровлей талицкой свиты отождествляется отражающий горизонт «Э».

Мощность свиты 70 -90 метров.

Люлинворская свита - Pg3

Литологически подразделяется на три посвиты. Нижняя подсвита представлена опоковидными глинами светло-серыми, с прослоями глауконитовых песчаников. Средняя подсвита сложена тонкоотмученными глинами светло-серыми. Верхняя подсвита также сложена глинами с прослоями желтовато-серых диатомитов.

Мощность свиты 200-210 метров.

Тавдинская свита - Pg2 - Pg3

Свита сложена зеленовато-серыми сидертизированными листоватыми глинами с прослоями известняка и включениями пирита, встречаются также алервролиты и остатки обугленных растений.

Мощность свиты около 200 метров.

Алтымская, Новомихайловская, Туртатская свиты - Pg3

Свиты представлены континентальными породами осадочного происхождения, кварцевые пески с прослоями зеленоватых глин, алевролитами, глинами с прослоями диатомитов.

Общая мощность пород более 200 метров.

Четвертичная система - Q

Четвертичные отложения с угловым и стратиграфическим несогласием перекрывают отложения палеогеновой системы, имеют повсеместное распространение и сложены аллювиальными, озерно-аллювиальными осадками. Отложения представлены супесями, серыми и желтовато-серыми песками с прослоями охристых песчаных глин и суглинков, а также торфяниками и галечником.

Мощность отложений составляет около 25-50 метров.

 

1.3.2                                           Тектоника

Пылинский лицензионный участок расположен на территории Стреживской мегаседловины, с востока ограничен Южно-Толькинским прогибом, приурочен к региональной Колтогорско-Тюлькинской шовной зоне. С севера примыкает к Тюменскому мега прогибу и Тагринскому мегавалу. С запада и северо-запада примыкает к Нижневартовскому своду.

Основными структурными элементами в пределах Пылинского лицензионного участка являются положительные структуры IV порядка: Северная и Южная. Следует отметить, что Пылинское месторождение приурочено к Северной структуре.

Структуры выделенные по результатам сейсмических работ по кровле пласта ЮВ1, структуры имеют изометрическую форму и вытянуты вцепочку меридионального простирания.

Северная структура оконтурена изогипсой -2543 по кровле пласта ЮВ1 и имеет размер 1,2 х 2,5 км.. Амплитуда - до 15 метров.

Формированию продуктивного мезозойско-кайнозойског осадочного чехла предшествовало образование складчатого фундамента геосинеклизы, представленного разнородными комплексами пород. В развитии складчатого основания выделяются основные периоды:

дробление континентальной коры и начало раскрытия океана (поздний кембрий - ордовик);

расширение океана (силур - девон - ранний карбон) и формирование в конце этапа обширной карбонатной платформы, фрагменты которой и сегодня представляют поисковый интерес;

«захлопывание» океана, орогенез (поздний карбон, ранний триас);

рифтогенез в триасовом периоде, сформировавший обширные базальтовые плато, толщиной до 2 км.

 

1.3.3                                           Нефтетеносность

В доюрских образованиях залежей в регионе не открыто. Следует отметить, на соседней Сороминской площади при изучений материалов скв.10 и 283 вскрыты сланцы и биогемы, являющимися поисковым признаком на нефть.

В разрезе мезозоя описываемой территории выделяют 5 НГК:

нижнее-среднеюрский,

верхнеюрский (васюганский),

ачимовский (берриас-нижневалажинский),

неокомский,

апт-сеноманский.

Комплексы отделяются друг от друга покрышками различной протяженности и значимости.

Нижнее-среднеюрский нетегазоносный комплекс представлен стратиграфически неполным диапазоном (в объеме средней и частично нижней юры) отложений тюменской свиты, которые накапливались в континентальных условиях низменной аккумулятивной равнины и представлены линзовидным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с многочисленными остатками растительного детрита и прослоями углей.

Континентальный генезис осадков предопределил мозаичный характер распространения песчаников основного перспективного пласта ЮВ2. Наиболее распространены стратиграфические и литологические ловушки.

Дебиты нефти из залежей этого горизонта изменяются в широком диапазоне: от фонтанных притоков до не переливающих.

Коллекторы средней юры имеют следующие ФЕС: пористость 9-16%, проницаемость 1-2мД, карбонатность 0,1-20%. Для плата ЮВ2 эти характеристики немного отличаются: 9-17%,1-100мД, 0,05-17% соответственно.

В процессе изучения Пылинского месторождения пласт ЮВ2 опробовался в скв.193. Продуктивность пласта не выявлена.

Не исключается возможность нахождения скоплений углеводородов в песчаниках пластов ЮВ3 и ЮВ4.

Васюганский нефтегазоносный комплекс содержит коллекторы мелководно-морского генезиса. Верхняя часть комплекса песчаная, накопившаяся в фациях дельт и авандельт, выделяется в продуктивный резервуар ЮВ1, разделенный на пропластки, индексированные от ЮВ1-1 до ЮВ 1-3.

Восточная часть региона отличается развитием зон с регрессивными пластами, ВТО время как на западе преобладают полосовидные трансгрессивные пласты песчаников и алевролитов группы ЮВ1.

Коллекторы обладают довольно высоким ФЕС: пористость в среднем составляет 16-22%, проницаемость до 280мД.

К васюганскому НГТ принадлежит основной продуктивный пласт на Пылинском месторождении - ЮВ1.

Юрский и меловой надкомплексы разделяет региональная покрышка, состоящая из битуминозных аргиллитов баженовской свиты.

Ачимовский нефтегазовый комплекс образован серией линзовидных песчаных тел, накопление которых происходило на подводном склоне, подверженном воздействию вдольбереговых придонных течений. Песчаники и иллевролиты имеют полосовидный характер распростронения. Они часто замещаются глинами, как по восстанию так и по падению.

Коллекторы отличаются средним ФЕС: пористость 5-18%, проницаемость от 1 до 200 мД. Наилучший коллектор трещинно-порового типа.

В процессе изучения Пылинского месторождения в скв. 194, 195, 196, 200 ачимовские отложения по данным ГИС характеризовались не ясным характером насыщения. При опробывании во всех скважинах получена вода.

Неокомский нефтегазоносный комплекс представлен региональными песчаными клиноформами, перемежающимися с преймущественно глинистыми клиноформами. В пространстве более древние пласты располагаются ближе к восточной границе региона. Линии замещения (выклинивания) пластов глинами имеют субмеридиональное простирание.

Причиной этого является преобладающее одностороннее (боковое) заполнение прогибающегося мелководно-морского бассейна осадконакопления с одновременным продвижением зон денудации в западном направлении.

Перспективные зоны развития коллекторов неокорма обычно приурочены к полосам замещения пластов - песчаников глинами и на учаске их расщепления (разделения монолитного пласта на отдельные составляющие пропластки и линзы) при переходе от шельфа к подводному склону бассейна.

При разбуривании Пылинского месторождения били опробованы пласты БВ 8-0 и БВ8 неокомского НГК (скв.194, 200). Продуктивность этих пластов не выявлена.

Коллекторы пластов неокомского комплекса (БВ1-8 и АВ1) представлены полевошпатово-кварцевыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами на глинистом и карбонато-глинистом цементе. Пористость их изменяется в пределах 18-25%, проницаемость от 200-500 мД до 2 дарси.

Вышезалегающий комплекс коллекторов и покрышек апт - сеномана в центре Нижневартовского мегавала имеет подчиненное значение.

 

Вывод: Таким образом, промышленная нефтеносность Пылинского участка связана с платом ЮВ1 васюганской свиты, которая включает в себя три залежи, приуроченные к малоамплитудным поднятиям. Размеры их невелики, степень изученности различна.

 

1.3.4                                           Гидрогеологическая характеристика

В гидрогеологическом отношении Пылинское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирского гидрогеологического мегабассейна. По условиям формирования, залегания и движения вод разрез месторождения делится на два бассейна:

кайнозойский и мезозойский. Которые в свою очередь делятся на водоносные комплексы, кайнозойский - палеоген - четвертичный, мезозойский - апт - альбский, неокомский и юрский.

В пределах участка работ подземные воды приурочены к мощной осадочной толще разнородной по литологическому составу и генезису отложений мезозойско-кайнозойского возраста. В разрезе, которого выделяются два водоносных горизонта и четыре гидрогеологических комплекса, отличающихся друг от друга источниками питания, водообильностью, химическим составом пластовых вод и растверенных газов, разделенных регионально выдержанными водоупорами.

В вертикальном разрезе выделяют два гидрогеологических этажа, разделенных толщей глинистых пород, турон-нижнеолигоценового возраста, являющейся выдержанным региональным водоупором для всего Западно-Сибирского артезианского бассейна.

Верхний гидрогеологический этаж, суммарная мощность которого не превышает 600метров, включает в себя следующие водоносные горизонты и комплексы:

четвертичный возраст;

олигоценовый возраст:

Нижний гидрогеологический этаж включает следующие водоносные горизонты:

юрский возраст:

меловой возраст;

Верхний геологический этаж. Воды верхнего гидрогеологического этажа относятся к зоне свободного водообмена, связанны сосадками верхнепалеогенового и четвертичного возрастов. Особенностями этого комплекса является наличие атмосферных осадков и связь с ними, что служит главным фактором формирования солевого и газового состава этого комплекса.

В гидрогеологическом отношении воды антропоген-неогенового и турон-нижнеолигоценового водоносных комплексов, образующих верхний гидрогеологический этаж, изучены слабо. Результаты бурения колонковых скважин и наблюдения за поверхностными источниками свидетельствует о том, что подземные воды являются слабонапорными, минерализация их менее 0,13-0,64 г/дм³. В условиях свободного водообмена и избыточного увлажнения при активном участии атмосферных осадков и поверхностных вод в отложениях от современных до нижнеолигоценовыхформируются практически неограниченные запасы подземных пресных вод, образуя на рассматриваемой территории четвертичный и алтым-новомихайловский водоносный горизонт.

Четвертичный водоносный горизонт. Водоносный горизонт четвертичных отложений приурочен к мелко- и среднезернистым пескам и суглинкам с линзами глин.

Горизонт безнапорный, зеркало воды в межень находится на глубине2-6 метров. Интенсивное восполнение запасов подземных вод происходит в весенне-летний период за счет инфильтрации поверхностных вод. Водообильность горизонта характеризуется дебитами 5-22 л/сек при понижении уровня на 5-18,7 м. Воды ультра пресные и пресные с величиной минерализации 0,05-0,07 г/дм³, гидрокарбонатные кальциево-магнивые, очень мягкие, в санитарном отношении здоровые. В целом соответствуют требованиям ГОСТа 2874 - 82 «Вода питьевая» за исключением повышенного содержания железа и повышенной цветности. Подземные воды четвертичных отложений используются для водоснабжения буровых.

Алтым-новомихайловский водоносный горизонт. Подземные воды новомихайловской и алтымской свит олигоцентра гидродинамически связанны между собой в следствии отсутствия регионального водоупора. Осадки этих свит литологически представлены песчано-глинистыми породами, преимущественно - разнозернистыми песками. Эффективная толщина водоносного горизонта составляет 100-200 метров. Удельные дебиты колеблются от 0,4 до 4 л/сек. Воды этого горизонта пресны, гидрокарбонатно кальциево-магнивые, с минерализацией 0,1 - 0,7 г/дм³, мягкие, бактериологически здоровые. Отличаются незначительно повышенной цветностью, высоким содержанием железа (2,2-3,5 мг/дм³), пониженным содержанием фтора. Указанные отклонения от требований ГОСТа являются природной особенностью формирования химического состава пресных вод Западно-Сибирского артезианского бассейна и могут быть устранены соответствующей подготовкой воды перед подачей потребителю. Алтым-Новомихайловский водоносный горизонт, как наиболее водообильный, обладающий естественными запасами, высокими фильтрационными свойствами, признан в качестве основного источника хозяйственно-питьевого водоснабжения Широтного Приобья.

Нижний геологический этаж. представляет основной, с точки зрения нефтегазоносности интерес: заключенные в нем воды находятся в основном в условиях затрудненного, местами застойного режима. Для них характерны сравнительно высокие значения минерализации, температуры, газонасыщенности, высокие концентрации микроэлементов. В процессе опробывания гидрогеологических объектов в большинстве случаев отбирались пробы пластовой воды на устье скважин, в основном при обратной промывке. Ниже приводится описание водоносных комплексов согласно фактическим материалам по изученным соседним площадям и данному району.

В нижнем гидрогеологическом этаже выделяется четыре водоносных комплекса.

Первый водоносный комплекс сложен породами покурской свиты, разделяющим водоупором служат глины кузнецовско-чегенской свит.

Данный комплекс представлен мощной толщей (680 - 700 м) слабосцементированных песчаников, песков, алевролитов и глин отложений покурской свиты апт-альб-сеноманского возраста. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов данного комплекса очень высокие. Открытая пористость 16-42 %, проницаемость достигает 1200 мД. Подземные воды данного комплекса являются напорными, абсолютные отметки статических уровней достигают 60-80 м. Воды хлоридно-кальциевого типа, бессульфатные, минерализация их составляет 15,3 -19,2 г/дм³. По данным близлежащих площадей воды комплекса по химическому составу характеризуется довольно высоким содержанием натрия и хлора, и в меньшей степени ионов кальция и магния; их содержание соответственно: 218,-302 мг/экв, 245-340 мг/экв, 22,4-30,5 мг/экв, 7,6-10 мг/экв. Из микрокомпонентов присутствуют: йод - 15-34 мг/дм³, аммоний 30-48 мг/дм³, бром - 33-59 мг/дм³. Газонасыщенность вод изменяется от 0,5 до 1,1 м³/м³. Газ углеводородный (94,7%). Содержание метана 94,2%, его гомологов - 0,51%, азота - 3,73%, углекислого газа 1,59%.

Подземные воды покурской свиты по своему составу близки к водам неокомских и юрских отложений и могут быть использованы для закачки их в продуктивные пласты для внутриконтурного и законтурного заводнения залежей. Водоупором четвертого водоносного комплекса является мощная толщина глинистых пород верхнемелового и нижнепалеогенового возраста, толщина его около 700 метров

Второй водоносный комплекс сложен осадками верхней части мегионской, вартовской и алымской свит, разделяющим водоупором служат отложения кошайской пачки глин.

Данный комплекс включает в себя отложения верхов мегионской свиты и представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Коллекторские свойства характеризуются высоким ФЕС: открытая пористость 21-30%, проницаемость от 1 до 1000 мД, дебиты изменяются от 0,4 до 300 м³/сут. Воды хлоридно-кальцивые с минерализацией с 18,0 до 33,5 г/л, содержание основных солеобразующих копонентов составляет: натрия 88:-экв, кальция 12%-экв, хлора 99:-экв, содержание микроэлементов: бора 0,8-27,6 мг/дм³, йода 0,9-21,1 мг/дм³, брома 35-97,9 мг/дм³. Пластовая вода в основном насыщена метаном (до 94,8%) и его гомологами. Содержание углекислого газа, водорода, азота, гелия, аргона невелико и составляет соответственно: 0.47%, 0.01%, 4.02%, 0.28%, 0.36%.

Перекрывается второй водоносный комплекс глинистыми отложениями (кошайская пачка) верхов алымской свиты толщиной 23-42 м.

Третий водоносный комплекс сложен породами нижней части мегионской свиты, разделяющим водоупором служат глинистые пласты средней части свиты. Отложения второго водоносного комплекса приурочены к нижней части мегионской свиты, которая включает всебя невыдержанную песчано-алевралитовую ачимовскую толщину, мощность его изменяется от 0 до 150 м.

Отложения комплекса низкопродуктивны, дебиты редко превышают 10м³/сут. Воды имеют хлоридо-кальциевый состав, минерализация их составляет 23,2 г/л. Из микрокомпонентов: йод до 0,84 мг/дм³, бром 49-55 мг/дм³, бор 6-7 мг/дм³, фтор 0,5-2 мг/дм³; также присутствуют кремнекислоты (5-46 мг/дм³), натеновые кислоты (1,1 мг/дм³), рН воды 8-8,33. Растворенный газ метанового состава: метан 90-95%, тяжелые углеводороды 2-5%, азот 4%, углекислый газ 1,5%. Перекрывается комплекс мощной толщей глин пород мегионской свиты, толщина 50-200 м.

Четвертый водоносный комплекс охватывает породы палеозойского фундамента, триасовый переходной комплекс, отложения тюменской и васюганской свит.Разделяющим водоупором отложения георгиевской и Баженовой свит.

Четвертый водоносный комплекс представлен трещиноватой зоной фундамета, породами коры выветривания и залегающими на них отложениями тюменской и васюганской свит. Толщина комплекса колеблется от 266 до 303 м. Коллекторы комплекса характеризуются значительными изменениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС): открытая пористость колеблется от 9% до 20%, проницаемось от единиц до 300 мД. Дебиты соответственно изменяются от 0,5 до 150 м³/сут. Пластовые воды относятся к хлоридно-кальциевому типу по Сулину. Минерализация пластовых вод водоносного комплекса составляет 22,8*33,3 мг/дм³, из микроэлементов присутствуют: йод - до 4,6 мг/дм³, бром - мг/дм³, бор - до 17 мг/дм³. Воды насыщены газом метанового состава. Содержания метана 80-90%, тяжелых углеводородов - 4%, азота - 5-10%, углекислого газа - до 4%. Перекрывается нижним водоносный комплекс аргиллитами георгиевской и баженовской свит.

 

Вывод: исходя из общей характеристики вод нижнего гидрогеологического этажа, видно, что они непригодны для питьевах и хозяйственных целей. Бальнеологические свойства вод не изучались. Содержание микроэлементов (бром, йод, бор, фтор) не достигает кондиционных значений для их извлечения в промышленных количествах. Воды апт-альб-сеноманского горизонта используются для поддержания пластового давления при эксплуатации нефтяных месторождений. В таблице 6 приведена краткая характеристика подземных вод.

Воды по составу хлоридно-натриевые, с минерализацией от 16,8 до 54,5 г/л, средняя минерализация составляет 36,5 г/л, средняя плотность равна 1,02.

 

Таблица 1

Краткая характеристика подземных вод в пределах Нижневартовского свода (сопоставление нормативных и фактических данных по данным НАЦ РН ХМАО)

Основные показатели	Нормы отнесения к минеральным водам			Водоносные комплексы
	Лечебная	Промыш-ленная	Термальная	Четвертич-ный	Верхмеловой	Неоком-ский	Юрский
Общая минерализация,г/дм³	2,0	-	-	0,13-0,64	15,3-19,2	23,0-31,0	30,0-40,0
Содержание железа, мг/дм³	20,0	-	-	0,32-10,02	0,10-42,0	0,52-1,27	1,16-1,88
Содержание брома, мг/дм³	25,0	200,0	-	-	31,7-45,0	37,60-76,80	31,50-67,10
Содержание йода, мг/дм³	5,0	10,0	-	-	2,8-9,6	4,2-8,4	1,7-10,0
Температура, ºС
горячие	-	-	+37	-	+40	+53	+83
			+56	-	+65	+83	+100
весьма горячие	-	-	+50
			+110

 

1.3.5 Геотермическая характеристика разреза и данные о распространении многомерзлых пород

Для изучения температурного режима при испытании скважин производились замеры пластовой температуры, кроме того, в ряде скважин лыла проведена термометрия с целью определения геометрического градиента.

В целом наблюдалась характерная картина, как и для всего Нижневартовского свода, чем выше залегают породы фундамента, тем больше значение геотермического градиента. Так, геотермический градиент изменяется от 3,7ºС/100 м в присводовой части до 3ºС/100 м на погружениях.

Пылинское месторождение находится в южной мерзлотной зоне. Мерзлые породы здесь являются продолжением реликтовых толщ центральной зоны и вскрыты в интервале глубин 60-150 м. Под поймами крупных рек мерзлые породы отсутствуют совсем. Породы древнего слоя мерзлоты являются слоисто-мерзлыми, слабо льдистыми и обладают массивной криогенной структурой. Температура в разрезе слоя древней мерзлоты остановилась на точке плавления льда и составляет -0,1+0,2ºС.

 

 

2. Техническая часть

 

.1 Геолого-техническая характеристика реставрируемой скважины

 

. Кондуктор: 245мм. Нспуска=900м. Нц=устье.

. Эксплуатационная колонна: 168мм. Нспуска= 1980м. Нц=1840м. до устья

. Толщина стенок эксплуатационной колонны: 10,0мм (0-1980)м.

. Интервал вырезанного окна: 1000-1004м..

. Первоначальное давление опрессовки эксплуатационной колонны-170атм. Допустимое давление опрессовки эксплуатационной колонны-170атм.

. Максимальный зенитный угол.в скважине: 18.5град на глубине 873м.

. Участки с кривизной более 1,8град на 10м отсутствуют.

. Альтитуда ротора-110м. Альтитуда муфты-95,2м. Разница-14,8м.

. Эксплуатационный горизонт: пласт ЮВ-1. Проектный горизонт: пласт ЮВ-1.

. Глубина по вертикали: пласт ЮВ1-1855м.

. Искусственный забой: 1985м, текущий забой 1920м от 02/07/2003г.

. Интервал перфорации: пласт ЮВ-1(1850-1900)м

. Фонтанная арматура: АФКЗ-65-210 - Воронежский механический завод.

. Колонная головка: ОКК-1" 146-245 "210 - Воронежский механический завод.

. Диаметр уплотнительного кольца: 211мм.

. Начало бурения 10.10.1983г. Конец бурения 11.12.1984г.

. Необходимый минимальный удельный вес раствора при вскрытии пласта ВК1- 108бкг/м3.

 

2.2 История эксплуатации скважины №37

 

. Дата ввода в эксплуатацию 5.09.1994г. способ эксплуатации: струйный. Начальный дебит - 25т/сут.

. Замечания к эксплуатационному периоду: режим эксплуатации - Qж=5т/сут, обводненность 68%, Qж=4,5т/сут.

 

2.3 Техническое состояние скважины на начало ремонта

 

. Подземное оборудование: воронка на НКТ 73x5,5-2010м.

. Состояние скважины по фонду: в ожидании зарезки бокового ствола.

. Состояние забоя:

. Пластовое давление: пласт ЮВ-1 - 250атм от 02.07.2003г.

. Ранее проведенные работы: 1994г.- вывод скважины из консервации, освоение и перевод скважины на струйный способ добычи.

 

2.4 0боснование выбора скважины для бурения бокового ствола

 

Негерметичность колонны в интервале установки разъединителя 118мм перфорированного хвостовика. Невозможность устранения негерметичности вследствие деформации эксплуатационной колонны на втором участке набора зенитного угла. В результате этого было принято решение о забуривании бокового ствола в пласт ЮВ1.

 

2.4.1 Требования к выбору скважины для бурения бокового ствола

При выборе скважины для бурения из них БС необходимо исходить из текущего состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления, фактического пространственного положения. Эксплуатационная колонна выше интервала установки насосного оборудования должна быть технически исправна, а информация о траектории стволов соседних скважин должна быть достаточно достоверной для исключения пересечения стволов, при этом следует руководствоваться следующими требованиями:

. Пространственное положение интервала забуривания по отношению к горизонтальному эксплуатационному участку должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности. Величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее допустимой интенсивности искривления бокового ствола. Максимально возможный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного объекта (горизонтального участка) обуславливается техническими возможностями буровой установки и особенностями геологического разреза скважины.

. Допустимая величина разности азимутальных направлений основного ствола и горизонтального участка не должны превышать величины, определяемой техническими возможностями средства.

. Траектория БС должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин.

. Поиск оптимальных вариантов технико-экономической целесообразности использования бездействующих скважин для бурения БС должен осуществляться, как правило, с использованием автоматизированных программ.

. При рассмотрении геолого-промысловой информации по малодебитным скважинам, предлагаемым к зарезке в них БС, следует руководствоваться следующими критериями:

.1 текущий максимальный и минимальный дебит;

.2 падение динамических уровней;

.3 текущее пластовое давление;

.4 эффективная толщина пласта;

.5 расстояние до фронта нагнетания воды;

.6 выработанность запасов по участку бурения и' их планируемые извлекаемые запасы;

.7 обводненность скважины;

.8 расчетные ожидаемые показатели работы скважины БС (дебит, динамика работы и др.).

 

 

3. Специальная часть

 

3.1 Выбор и расчет профиля бокового ствола

 

Профиль ствола скважины должен соответствовать требованиям:

. проектный профиль должен быть выполнен имеющимся оборудованием.

. интенсивность искривления ствола скважины выбирается такая, при которой обеспечивается минимально возможные сопротивления при спускоподъемных операциях в процессе бурения и меньшей вероятности желобообразований и осложнений.

. возможность вращения бурильной колонны в процессе бурения с сохранением ее прочностных характеристик.

. осуществление спуска обсадной колонны или колонны-хвостовика за 1 прием, а цементирование в один или несколько приемов..

. сохранение герметичности резьбовых соединений обсадной колонны в процессе спуска и длительной эксплуатации.

. достижение проектных координат входа оси ствола в продуктивный пласт и прохождение его под заданным углом в продуктивном пласте.

. предусматривать возможность проведения исправительных и ремонтных работ.

где

a₁ -равен зенитному углу вырезаемого участка обсадной колонны;

a₂ -угол на участке стабилизации;

a₃ - угол при входе в горизонтальный участок;

а₁, а₂, а₃ -горизонтальные проекции участков БС;

h₁, h₂, h₃ - вертикальные проекции участков БС;

l₁, l₂, l₃ - длины участков БС;

А- отклонение от точки входа в горизонтальный участок;

L_ГУ - длина горизонтального участка;

Н - глубина бокового ствола от точки зарезки (по вертикали).

 

 

а₁ + а₂ + а₃ = А

h₁ + h₂ + h₃ = H

 

a₁ = R₁(cosa₁ - cosa₂)

a₂ = h₂tga₂₃ = R₂(cosa₂ - cosa₃)

₁ = R₁(sina₂ - sina₁)₂ = H - (h₁ - h₂)₃ = R₂(sina₂ - sina₃)

₁ = 0,01745R₁(a₂ - a₁)

l₂ =

l₃ = 0,01745R₂(a₃ - a₂)

 

R = 573/i₁₀

 

где i₁₀ - интенсивность искривления

 

R₁ = 573/2 = 286,5 м;₂ = 573/2,33 = 246 м;₁ = 573(cos20^o44 - cos45^o) = 132м;₂ = 13 × tg50^o = 15м;₃ = 246(cos45^o - cos60^o) = 186м;

₁ = 573(sin50^o - sin20^o44) = 240м;₂ = 321 - (250 - 35) = 106м;₃ = 246(sin60^o - sin90^o) = 35м;

₁ = 0,01745 × 573 × (60 - 25,44) = 346м;₂ = 13/cos50^o = 23м;

l₃ = 0,01745 × 246 × (60 - 50) = 198 м;

L = 346 + 23 + 198 = 567 м - длина бокового ствола.

 

3.2 Проектирование и расчет конструкции бокового ствола и забоя скважины

 

Конструкция скважины определяется, исходя из диаметра колонны, в которой будет производиться работа.

Проектирование начинают с выбора диаметра долота, выбор которого обуславливается следующим:

. Диаметром колонны, в которой будут производиться работы по зарезке и бурению второго ствола.

. Зазор между колонной и долотом.

Зазор выбирают с таким расчетом, чтобы долото могло свободно проходить внутри колонны, в которой будут производиться работы. Диаметр долота, которым предстоит бурить второй ствол под эксплуатационную колонну или (хвостовика), определяют по формуле:

 

D_д = D_Н - 2 × δ, мм(3.1)

 

где Dн- наружный диаметр колонны, в которой будут производиться работы;

δ - зазор между наружным диаметром колонны и долотом (взятый с учетом возможной максимальной толщины стенки труб).

Принимаем зазор равным 14 мм.

 

D_д = 168 - 2 × 14 = 140 мм

 

Выбираем диаметр долота равным 139,7 мм.

После выбора долота оцределяем диаметр колонны, спускаемой в пробуренный ствол, по формуле:

 

d_k = D_д - 2 × δ₁, мм(3.2)

 

где δ₁ - зазор между стенкой скважины и наружным диаметром спускаемой колонны (таблица 2)

 

Таблица 2

Рекомендуемые зазоры

Диаметр долота, мм.	97	118	140	190	214	243	269
δ1, Зазор, мм.	12	14,5	13	22	34	37,5	50,5

 

d_k =137,9 - 2 × 14,5 = 110,7 мм.

 

Выбираем диаметр спускаемой колонны равным 114 мм.

Проектирование конструкции скважины заканчивается сравнением наружного диаметра спускаемой колонны и колонны, в которой производились работы. При этом необходимо соблюдение следующего условия:

 

D_Н - d_k ≥ δ₂(3.3)

 

Рекомендуемые зазоры δ, полученные на основании исследования фактического материала приведены в таблице3.

 

Таблица 3

Рекомендуемые зазоры

Наружный диаметр колонны, мм.	102	114	146	168	219	273	299	325
δ2, Зазор,мм.	12	41	57	54	73	105	131	157

 

Радиус искривления участка набора зенитного угла не должна быть менее какого-либо определенного значения обусловленного следующими фактами:

. возможностью спуска через участок набора зенитного угла элемента бурильного инструмента.

. исключением возникновения аварийных ситуаций на участке забуривания БС.

. возможностью спуска через искривленный участок оборудования для заканчивания (перфораторы, НКТ с пакерами и др.), исследования и эксплуатации скважины.

При спуске отклонителя на базе гидравлического забойного двигателя минимальный допускаемый радиус искривления рассчитывается по формуле:

 

(3.4)

где l₁ - длина нижнего плеча отклонителя, мм

l₁ = 810мм.

l₂ -, длина верхнего плеча отклонителя, мм

l₂ =810мм.

δ - угол скоса отклонителя,

δ =1.5град.

β - угол перекоса за счет зазора между долотом и корпусом отклонителя, град.

 

(3.5)

 

где D- диаметр долота, м

D=0,1397 м

d₀ - диаметр отклонителя, м.

d₀ =0,106м.

 

 град.

 м

 

Принимаем Rmin1 = 53 м.

Для забойного двигателя с, длиной турбобура Lo:

 

(3.6)

 

где m- коэффициент расширения ствола

m = Dc/D'

к- коэффициент кавернозности к= (1.01-1.3),

D- диаметр долота, м

D_о- диаметр отклонителя, м

Lo- длина отклонителя с долотом (турбобур),

 

Lo=3.74+0.4м=4.14м.

 

Е- модуль упругости стали,

Е=2.1 × 10¹¹

Gt= 276 × 106- предел текучести стали.

К=1.25

Dc=0.1206 × 1.25 = 0.151 м

m = 1.25

 

 м

 

Принимаем Rmin2 = 3 м.

 

3.2.1 Выбор конструкции забоя бокового ствола

Для правильного выбора конструкции забоя БС изучаются литолого-физические характеристики месторождения: коллекторские свойства продуктивного пласта (пористость, проницаемость), минералогический состав, мощность пласта, условия насыщения их нефтью.

Правильно выбранная конструкция забоя обеспечивает наилучшие условия притока флюида, максимальные рабочие дебиты без нарушения свойств коллектора, проведение необходимых технологических воздействий на пласт и требуемых РИР.

При конструкции забоя определяющими являются геолого-физические условия БС в интервале залегания продуктивного пласта, обуславливающие устойчивость ствола, возможность разобщения горизонтов, проведение технико-технологических воздействий на пласт и РИР, обеспечение длительной эксплуатации скважины с оптимальным дебитом.

При заканчивании скважины боковым стволом имеют место следующие специфические особенности:

. цитологическая неоднородность нефтяной залежи - наличие нескольких песчаных пропластков вскрываемых горизонтальным стволом с выходом его в конечной части в приконтурную зону пласта.

. неоднородность вскрываемого интервала по насыщенности - появление водонасыщенного интервала, нефтяной оторочки пласта.

. фактическое отклонение горизонтального ствола от проектного профиля с применением или даже частичным попаданием в зоны ВНК или ГНК.

В практике строительства нефтяных и газовых скважин существует 4 типа конструкций забоев

 

.З. Выбор способа забуривания бокового ствола скважины

 

.3.1 Расчет длины вырезаемого окна и удаляемого участка в эксплуатационной колонне

Для надежности и успешного проведения забуривания БС необходимо рассчитать минимальную длину вырезаемого участка обсадной колонны и минимальную длину интервала забуривания с учетом его увеличения для условий желобообразования.

Минимальная длина вырезаемого участка обсадной колонны определяется длиной интервала забуривания.

Минимальная длина вырезаемого участка обсадной колонны

 

 

(3.7)

 

где Dн - внутренний диаметр прорезаемой колонны, мм,

Dн =152мм.

a - угол скоса отклонителя, град,

a=2,5град.

d₁, d₂ - соответственно, макримальный и минимальный диаметр райбера ФРС 168-2.

d₁ = 142мм,

d₂ =70мм,

h =496мм - рабочая длина райбера, мм.

 

 мм

 

Принимаем минимальную длину вырезаемого окна 3 м.

 

3.3.2 Расчет установки цементного моста

Методика расчета установки цементных мостов, обеспечивающая забуривание БС из фрезерованного участка обсадной колонны с цементного моста, заключается в следующем.

Определим минимальные размеры моста отвечающие требованиям по несущей способности.

 

Н = Р_НМ/π d_ВК × G_СЦК(3.8)

 

где Р нм- предельная нагрузка на цементный мост,

dвк- внутренний диаметр колонны,

G сцк- напряжение сдвига цементного камня по поверхности колонны.

Несущая способность моста будет достаточна при соблюдения условия:

Рнм ≥ Рд

Рд - нагрузка на долото.

При коэффициенте запаса прочности равном 1.5 осевая нагрузка на мост будет равна

Рнм = 1,5 Рд

Также необходимо учесть вес клина-отклонителя

 

Рнм = 1,5Рд + Роткл.

 

После определения минимальных размеров цементного моста рассчитывается необходимые количества цементного раствора и продавочной жидкости.

 

V_ЦР = 0,785 d_ВК × Н

 

Для обеспечения точности установки цементного моста берется запас раствора для его срезки на глубине «головы моста» в количестве 1.3 V_ЦР. Тогда объем цементного раствора для установки моста будет равен:

 

V_ЦР = 1,3(0,785 d_ВК × Н)(3.9)

 

Объем продавочной жидкости Vnp рассчитываем исходя из объема заливочных труб выше уровня цементного раствора.

 

V_ПР = 0,785 d_ВНКТ² × Н_НКТ(3.10)

 

где d_ВНКТ - внутренний диаметр заливочных труб,

Ннкт- длина колонны заливочных труб.

Рнм = 1.5 × 31000 + 5100 = 51600 Н

 м

V_ЦР = 1.3(0.785 × 0.152 × 83) =1.29 м³

V_ПР = 0.785 × 905 × 0.0592 = 12,9 м³.

 

3.3.3 Выбор инструмента для вырезания окна в обсадной колонне

После выбора и уточнения конструкции скважины необходимо подобрать режущий инструмент для вскрытия «окна» в колонне.

Размеры «окна» должны быть таким, чтобы спускаемые долота, колонна, геофизическая аппаратура и т.д., свободно проходили через него в процессе работы. Максимальный диаметр райбера определяют по формуле:

 

D_p = D_д + 2¸3 мм(3.11)

D_p = 139,7 + 3 = 142,7 мм.

 

Выбираем райбер ФРС 148-2, у которого наибольший диаметр равен 142мм, наименьший- 70мм, рабочая длина 496мм. Далее выбираем размер отклонителя.

Выбираем клин-отклонитель ОЗС-186, с диаметром Dо = 136 мм,

длиной L₀ = 4,6 м, длиной желоба Lж=2.5 м и углом скоса = 2.5 град.

Перед спуском отклонителя колонна, в которой производятся работы по зарезке и бурению второго ствола обследуется шаблоном, диаметр и длину которого определяют по формулам:

 

D_Ш = D_о + 3¸4 мм(3.12)

L_Ш = L_о + 2¸3 мм(3.14)

 

где D₀ - наибольший диаметр от спускаемого отклонителя, мм;

Lo - длина спускаемого отклонителя, м.

D_Ш = 136 + 4 = 140 мм.

L_Ш = 4.6 + 2 = 6,6 м.

 

3.4.Технология строительства бокового ствола

 

Технология строительства бокового ствола предусматривает:

выбор наземного оборудования,

определение оптимальной глубины интервала забуривания ствола,

предварительный расчет длины участка обсадной колонны подлежащего вскрытию,

выбор режимных параметров вскрытия обсадной колонны,

расчет установки цементного моста,

расчет проектного профиля и конструкции ствола,

расчет отклоняющих и неориентирующих компоновок бурильного инструмента,

выбор способа и технических средств ориентирования отклоняющей компоновки и контроля параметров ствола скважины,

выбор режимных параметров забуривания и бурения БС,

заканчивание ствола.

Применение технологии забуривания БС обеспечивает:

. забуривание ствола в интервал вырезанного участка обсадной колонны диаметром от 140мм с цементным мостом на глубине до 3500м.

. максимальную интенсивноть изменения зенитного угла ствола скважины.

. свободный пропуск в БС бурильного инструмента, геофизических приборов, отклоняющих КНБК, хвостовика, фильтра, пакеров и т.д.

. безопасность бурения, крепления и последую щей эксплуатации скважины.

Технологический процесс включает следующие операции:

. подготовка скважины к забуриванию.

.1 отсечение нижерасположенной части эксплуатационной колонны путем установки цементного моста (мостовой пробки или пакера).

.2 опрессование обсадной колонны.

.3 шаблонирование эксплуатационной колонны.

.4 выделение местоположения муфтового соединения.

. вырезание окна или участка обсадной колонны необходимой длины.

. установка клинового отклонителя или цементного моста в интервале вырезанного участка обсадной колонны.

. забуривание ствола.

. бурение ствола в заданном напралении

. крепление бокового ствола.

 

3.4.1 Расчет осевой нагрузки на долото

Осевая нагрузка на долото с учетом показателей механических свойств горной породы и конструктивных данных о площади контакта с забоем рабочих элементов долота определяется по формуле

 

 = Р_Ш × F_К(3.15)

 

Рш-твердость породы, определяемая по методике А.А. Шнейнера, Па

Fk- площадь контакта долота с забоем в момент приложения всей величины нагрузки, м2

 

(3.16)

 

где:  - средняя сумма длин зубцов по образующим от трех шарошек долота в предположении, что все три шарошки находятся в одновременном силовом контакте с забоем;

 = 76,5мм,

b_з - средняя ширина зубца (по венцам) при его вершине,

b_з =4мм.

для алевролитов и песчаников Рш=2,5 × 10⁶ Па.

 

Fk = 0,4 × 76,5 × 10^-3 × 4 × 10^-3 = 1,2 × 10^-4 м².

 

Находим осевую нагрузку на долото.

 

 = 2,5 × 10⁶ × 1,2 × 10^-4 = 30 кН

 

3.4.2 Расчет частоты вращения долота

При турбинном бурении

 

(3.17)

 

где t_з - средняя величина шага зубцов долота по венцам Б, В и периферийному венцу шарошки, см;

R - радиус шарошки, см;

τ_к - время контакта долота с горной породой, млс;

t_з = 1,6см,

R = 6,985см

τ_к =4,4млс.

 

 об/мин.

пылинский скважина ствол забой

 

3.4.3 Определение максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов

 

(3.18)

 

где Gmax- максимальная нагрузка на долото, Н,

Gmax=30KH.

Gвp- вес вращающихся элементов турбобура (забойного двигателя), Н.

 

Gвp=(0,4...4,48)G_Т × b, (3.19)

 

G_Т - вес турбобура, Н

G_Т =280 кг = 2800 H

b-коэффициент, учитывающий архимедову силу,

 

,(3.20)

 

Тп- осевая нагрузка на осевую опору, Н

Тп=45кН.

Fp=0,785*dcp²,

dcp - средний диаметр вала двигателя, м

 

Fp=0,785 * (4,25 * 10^-3)² = 0,l42 * 10^-4 м².

Gвр = 0,5 * 2800 * 0,861 = 1205,4 H.

Рт = 5 МПа.

,(3.21)

 

где No-мощность для очистки забоя от выбуренной породы, рассчитывается по формуле

 

,(3.22)

 

где dc - диаметр скважины, м,

dc = 0.123M

Vm =10 м/ч = 0,0028 м/с,

Н- глубина скважины, м,

Н=2800м.

 

 Вт

 

.4.4 Определение расхода бурового раствора

 

Qmin < Q < Q_ТН,(3.21)

 

где Qmin- минимально необходимый расход промывочной жидкости для очистки забоя от шлама;

Q- удовлетворяющая техническим требованиям процесса углубления;

Q_ТН - технологически необходимая величина производительности насоса.

 

Qmin = ,(3.22)

 

где d_ч - диаметр частиц шлама, м,

d_ч =0,003м.

ρ_п -плотность породы, кг/м3,

ρ_ж =2100 кг/м3.

F_кп - площадь кольцевого пространства (между стенкой скважины и наружным диаметром бурильных труб).

F_кп =0,0092m.

 

Qmin =  м²

(3.23)

 

где Р_max- максимальное давление на выкиде бурового насоса, Па;

Ргд- перепад давления в промывочном узле долота, Па;

Роч- давление необходимое для очистки забоя от выбуренной породы, Па;

Р_R - гидроимпульсное давление (2МПа);

ρ₁, ρ₂ - плотность промывочной жидкости внутри бурильного инструмента и в заколонном пространстве, кг/м³;

b_i, b_j - коэффициенты гидросопротивлений, зависящие от глубины скважины, м^-5;

ai - коэффициент гидросопротивления, не зависящий от глубины скважины, м^-4;

 

ai = a мс+ а ш+ ав+атв,(3.24)

 

амс - коэффициент гидросопротивления, учитывающий сопротивление в монифольде и стояке, м^-4;

аш- коэффициент гидросопротивления, учитывающий сопротивление в буровом шланге, м^-4;

а в- коэффициент гидросопротивления, учитывающий сопротивление в вертлюге, м^-4;

а тв- коэффициент гидросопротивления, учитывающий сопротивление в ведущей трубе, м^-4.

 

(3.25)

 

где σср =35кН,

σвр = 1205,4кН,

Тп = 45кН,

Рт = 5МПа,

Р_R=2МПа.

 

 МПа

 

а мс= 1,005

а ш=0,36

а в=0,27

а тв=0,54

 

а_t = 1,005+0,36+0,27+0,54=2,175 м^-4.

 м^-3

l_i = l_j = 1900 м

 = 9,4 × 1900 = 17,860 м^-4

 = 3,74 × 1900 = 7,106 м^-4

 л/с

 

3.4.5 Расчет выноса частиц шлама из горизонтального ствола скважины

 

Для транспортировки частиц шлама в вертикальном или слабонаполненном стволе скважины необходимо, чтобы средняя скорость восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом пространстве υ_ж была на 10-15% скорости оседания самых крупных частиц шлама υ_ос,

отсюда минимально необходимый для подъема частиц шлама расход промывочной жидкости:

 

Q ≥ (1,1 - 1,15) υ_ос × S_кп,(3.26)

 

где S_кп - наибольшая площадь кольцевого пространства, м².

При бурении горизонтальных стволов все частицы стремятся опустится на нижнюю стенку скважины. Возможны 2 механизма транспортировки шлама:

) при достаточно высокой скорости потока турбулентной пульсации подхватывают частицы шлама и переносят их в область высоких скоростей течения. При затухании вихря частицы начинают оседать пока не будут подхвачены следующим вихрем. Таким образом, осуществляется перенос частиц во взвешенном состоянии.

) если средняя величина поперечной пульсации скорости будет меньше твердых частиц, то твердая фаза оседает на нижнюю стенку скважины, образуя наносы. Осевшие частицы могут перемещаться по поверхности наноса, если сила воздействия на частицу со стороны жидкости будет больше сил сопротивления движению частицы. Такой механизм перемещения частиц называется перемещением во взвешенном состоянии.

Среднее значение пульсационной скорости у стенок канала

 

,(3.27)

 

λ - коэффициент гидравлических сопротивлений,

υ - средняя скорость потока.

Принимая для турбулентного потока λ = 0.02 - 0.025 получим ω = 0.05 υ. Следовательно, турбулентный поток может транспортировать твердые частицы, скорость оседания которых не более 5-6% от скорости потока,

 

υ > (18-20) υ_ос(3.28)

 

Одна бурильная колонна в скважине практически всегда располагается эксцентрично. Для выполнения условия υ > (18-20) υ_ос в узкой части кольцевого пространства необходим расход

 

Q = (15-20) υ_ос × S_кп (е + 0,21е²)(3.29)

 

е - относительный эксцентриситет бурильной колонны, когда бурильная колонна своими замками лежит на нижней стенке скважины.

 

е=(Дс-Дз)/(Дс-Дт),(3.30)

 

где Дс, Дз, Дт- соответственно диаметр скважины, наружные диаметры замков и бурильных труб, м.

 

е=(0.140-0.11)/(0.140-0.089)=0.382

υ_ос =0,3 м/с

υ =5.4 м/с

Расчеты показывают, что транспортировать во взвешенном состоянии возможно частицы шлама размером не более 1-2мм. Более крупные частицы даже при турбулентном режиме течения будут оседать на нижнюю стенку скважины и могут перемещаться лишь во взвешенном состоянии.

Касательные напряжения на стенке канала, создаваемые потоком жидкости

 

(3.31)

 

где j - гидравлический уклон,

ρ - плотность жидкости, кг/м,

g - ускорение свободного падения, м/с,

R,D- соответственно гидравлический радиус и диаметр канала, м,

 

 - градиент давления.

 

Сила сопротивления движению частиц

 

F_c = τ_c × S = (G - F_a) × f,(3.32)

 

τ_c - касательное напряжение сопротивления, Па,

S - площадь проекции частицы на дно канала, м²,

S = 0.0057 м²

G - вес частицы, кг,

Fa - сила Архимеда,

f - коэффициент сопротивления движению.

Для частиц шарообразной формы

 

τ_c = (G - F_a)f/S = 0,67(ρ_т - ρ)g × f × d,(3.33)

 

ρ_т = 2100 кг/м³ - плотность твердой частицы,

ρ - плотность жидкости, кг/м,

d = 0.003 м - эквивалентный диаметр частицы.

 

τ_c =0.67(2100 - 1080)9.81 * 0.5 * 0.003 = 9.37 Па.

Fc=9.37 * 0.0057 = 0.053 H.

 

Из формул (39) и (41) получаем условие транспортировки частиц по дну канала

 

 > (0,67f ×  × g × d)/R(3.34)

 

При турбулентном режиме перепад давления в эксцентричном кольцевом пространстве

 

 > λ × , (3.35)

 

D = 0.017м- гидравлический диаметр канала,

 

 > λ ×  = 2,023 кПа

 > (0,67 × 0,5 × 2,023 × 10³ × 9,81 × 0,003))/0,0085 > 2,35 кПа/м.

 

Находим касательное напряжение на стенки канала, создаваемое потоком жидкости

 

 Па.

 

Отсюда получаем условие транспортирования частиц шлама по дну канала турбулентным потоком

 

,(3.36)

Q = 0.03 ≥ 0.0147 м³/c,

 

Условие соблюдается.

Увеличение вязкости воды до 3-5 × 10² Па × с способствует увеличений касательных напряжений и соответственно размера транспортируемых частиц в 2 раза.

Для жидкости Бингама перепад давления в эксцентричном кольцевом пространстве

 

,(3.37)

 

Из формул видно, что чем больше эксцентрируется бурильная колонна, тем больше при прочих равных условиях должен быть расход промывочной жидкости. С этой точки зрения предпочтительнее использовать трубы с замками ЗУ или трубы типа ТБПВ. Транспортировка шлама в эксцентричном кольцевом пространстве улучшается с увеличением отношения  при промывке жидкостью Бингама.

Очень важно уменьшать коэффициент сопротивления частиц движению потока путем использования гидрофобирующих и смазывающих добавок, поскольку до выбора расхода промывочной жидкости режим ее течение неизвестен, то им следует задаваться, а после определения расхода проверить справедливость сделанного допущения.

 

.4.6 Расчет гидравлических потерь при бурении БС

Качество промывочной жидкости влияет на загрязнение прискважинной зоны пласта при вскрытии его бурением, на устойчивость стенок скважины, промывку забоя и работу бурильной колонны.

Эти и некоторые другие1 факторы влияют на скорость и стоимость проводки скважины и вызывают необходимость проведения анализа влияния свойств промывочных жидкостей и режимов их сечения в трубах и заколонном пространстве на гидромеханику системы скважина - бурильная колонна, и на процесс бурения.

В связи с этим рассмотрим гидравлические потери, МПа, при течении жидкости в тубах при бурении с использованием вязкопластичных жидкостей.

 

,(3.38)

 

где λ - коэффициент гидравлического сопротивления

L - длина канала, м

υ² - скорость потока, м/с

 

υ = Q/F(3.39)

 

Q- расход жидкости, м³/с

F- площадь поперечного сечения, м²

ρ - плотность жидкости, кг/м³

δ- гидравлический радиус потока, м.

Гидравлические потери при течении промывочной жидкости в колонне труб или, кольцевом пространстве зависят от числа Рейнольдса и находится по формуле

 

,(3.40)

 

где μ, ν, η_р - динамическая, кинематическая, пластическая вязкости,

τ₀ - статическое напряжение сдвига.

Анализ гидравлических потерь проведем для бурения бокового ствола из 146мм обсадной колонны.

Пример: Определить гидравлические потери давления (условно приведенные к 1000м длины) в системе скважина - бурильная колонна.

Исходные данные: основной ствол скважины обсажен 146*7 обсадной колонной (внутренний диаметр Дос = 132мм), диаметр бокового ствола равен 123мм. Конструкция бурильной колонны- долото, винтовой двигатель, УБТ 104,8(50,3) длиной 18м, бурильные трубы ТБПВ 88,9*6.5 (внутренний диаметр равен 76мм) с замками ЗПН-110.

Промывочная жидкость - вязкопластичный (глинистый раствор) с параметрами: ρ = 1200 кг/м³, τ₀ = 2Па, η_р =0.014 Па*с. Потери рассчитать при

давлении на стояке 7 МПа и расходах промывочной жидкости Q = l.3 м/с.

Решение:

) находим гидравлический радиус потока в колонне труб 88.9*6.5

 

δ = d/4,(3.41)

 

где d-внутренний диаметр бурильных труб, м

δ = 0.076/4 = 0.019м

Аналогично находим гидравлические радиусы в кольцевом пространстве

В зоне обсадной колонны

 

δ = (Д_ОС - Д_НАР)/4,(3.42)

 

где

Дос - внутренний диаметр обсадной колонны, м

Днар - наружный диаметр бурильных труб, м

 

δ = (0,132 - 0,089)/4 = 0,01075 м.

 

В зоне БС

 

δ = (Д_СКВ - Д_НАР)/4,(3.43)

 

Дскв- диаметр скважины,

 

δ = (0,123 - 0,089)/4 = 0,0085 м.

 

) По формуле υ = 10 × Q/F,

где Q- расход жидкости, м³/с

F- площадь поперечного потока в рассматриваемом сечении в колонне или в кольцевом пространстве, см², определяем скорости потока промывочной жидкости.

 

F = π × r²,(3.44)

 

в колонне труб

 

F=3.14*(7.6/2)2/4=45.3 см²

υ = 10*1.3/45.3=0.29м/с

 

Аналогично находим и в кольцевом пространстве в зоне обсадной колонны,

 

F=3.14 * (13.2 - 8.9)2/4 = 14.5 см²

υ = 10 * 1.3/14.5 = 1.7 м/с

 

в зоне БС

 

F=3.14*(12.3-8.9)2/4=9.1 см²

υ = 10*1.3/9.1=2.3м/с

 

) для вязкопластичной жидкости определяем число Рейнольдса в колонне труб при Q=1.3 л/с.

 

 

Критерий Бингама

 

,(3.45)

 

Аналогично вычисляем Re и Bi в кольцевом пространстве в зоне обсадной колонны

 

 

в зоне БС

 

+ 9*4*0 0085

 

) коэффициент гидравлического сопротивления при R > 2100 определяем по упрощенному виду формулы Никурадзе:

 

(3.46)

 

в колонне труб

 

 

в кольцевом пространстве в зоне обсадной колонны

 

в зоне БС

 

 

) потери давления, условно отнесенные к 1000-м длин колонны

 

(3.47)

 

в колонне труб

 

 МПа

 

в кольцевом пространстве в зоне обсадной колонны

 

 МПа

 

в зоне БС

 

 МПа

 

) для труб с приварными замками местный коэффициент потерь в колонне труб 123мм скважины при длине одной трубы 1=9м, условно приведенной к длине скважины равной 1000м, составляет

 

Принимаем для открытого ствола (из-за возможного влияния глинистой корки) x = 1.5.

Аналогично определяем x для кольцевого пространства в 146* 7мм обсадной колонне x = 1.4-1.6, принимаем x = 1.59.

 

3.5 Технология спуска и крепления хвостовика

 

.5.1 Расчет колонны-хвостовика на прочность

1) определяем наружное избыточное давление у забоя скважины по формуле

 

,(3.48)

 

где L - глубина скважины, м;

L = 1900м.

- плотность бурового раствора, кг/м³

 

Н=2/3* L =2/3* 1900=1267 м

 

высота снижения уровня жидкости к колонне.

 

 МПа

 

) проверим условие прочности хвостовика:

 

К = Ркр/Ризб ³ 1,3,(3.49)

 

где Ркр- значение критической нагрузки. Для стали группы прочности Е, Ркр= 550 МПа.

К=550/150=3,7>1.3

Условие прочности соблюдается.

) проверим коэффициент запаса прочности на страгивающую нагрузку в резьбовом соединении:

 

Кстр=Рстр/Рраст ³ 1.15-1.3,(3.50)

 

где Рстр- страгивающая нагрузка для стали группы прочности Е, Рстр=750 МПа,

Рраст- растягивающая нагрузка (вес колонны с учетом нахождения ее в жидкости)

 

Ppacт=K*P’/f,(3.51)

 

где К- коэффициент, учитывающий вес колонны, погруженный в жидкость;

f- площадь сечения хвостовика, м²;

 

,(3.52)

 

где Дн- наружный диаметр хвостовика, м

Двн- внутренний диаметр хвостовика, м.

 

f= (3.14/4)*(0.1142 -0.098 2)=27см².

 

Р' -вес хвостовика в воздухе, кг*м;

 

Р'=Я*lхв,(3.53)

 

где q=18.9 кг- вес 1 погонного метра колонны-хвостовика.

хв-1₁ + 1₂ + 1₃+1₄+100=20+874+150+100=1144м.

Р'=18.9*1144=21621,6кг*м

 

, (3.54)

 

 =1080 кг/м³ - плотность промывочной жидкости.

 

К=(7800-1080)/7800=0.862

Рраст=0.862*21621,6/27=690 МПа,

Кстр=75 0/690=1.15 > 1.15-1.3.

 

Условие прочности соблюдается.

 

3.5.2 Расчет цементирования колонны-хвостовика

 

Произведем расчет необходимого количества цементного раствора и его составляющих цементирования хвостовика.

) интервал цементирования

 

Lц = L1+ L2 = 20 + 874 = 894м.

 

) объем цементного раствора для цементирования хвостовика

 

 

где 1.05 - коэффициент потерь

Дс - диаметр скважины, м

Дс = 0.140м.

Дн - наружный диаметр хвостовика, м

Дн = 0.114м.

) количество сухого цемента, необходимого для приготовления

цементного раствора:

 

Qсц = q × Vцр,(3.55)

 

где q- количество сухого цемента, необходимого для приготовления

м³ цементного раствора

 

,(3.56)

 

где rц - плотность сухого цемента=3.15 т/м3,

rв- плотность воды затворения =1т/м3,

А- водоцементное отношение=0.5

 

Qсц = 1,223 × 4,87 = 5,96 т.

 

) объем воды, требуемый для затворения

 

Vвз = Ф × Qсц/rв,(3.57)

Vвз = 0,5 × 5,96/1 = 2,98 м³

 

) объем продавочной жидкости:

 

,(3.58)

где Двн- внутренний диаметр хвостовика, м

Двн=0.098м

dвнсбт = 0.072м - внутренний диаметр бурильных труб,

Нв- глубина врезки, м

Нв=900м.

 

4 м³

 

) общее время цементирования хвостовика:

 

Т = tзак + tпр + tо,(3.59)

 

где tзак - время закачивания цементного раствора, ч,.

tпр- время продавливания, ч,

tо=4мин- время для отвинчивания бурильные трубы от хвостовика, ч.

Определяем количество цементировочных агрегатов:

 

,(3.60)

 

где q_max = 0.0135м3/с- максимальная подача агрегата ЦА 320,

n =2 м/c- скорость восходящего потока наибольшего количества цементного раствора в затрубном пространстве,

Дс- диаметр скважины, м

Дс= 0.123м.

Дн- наружный диаметр хвостовика, м

Дн=0.1016м.

 

Принимаем 1 цементировочный агрегат.

 

,(3.61)

 

где qззa.cp = q5=0.0135 м³/с.

q5 - подача агрегата на соответствующей скорости,

q5 =0.0135м3 /с.

 

 ч.

 

Определим время продавливания жидкости

 

,(3.62)

 

где qcc.прод. =q4=0.009 м³/с,

qп - производительность цементировочного агрегата на 2 скорости (0.003 м³/с).

 

 ч.

Т=0.1+0.392+0.067=0.559ч.

 

Необходимое условие цементирования:

Тобщ £ 0.75*Тсхв

.559 £ 0.75*1.75

.559 £ 1.3125

В результате проведенных расчетов принимаем решение закачать в скважину 4,87м3 цементного раствора и продавить его продавочной жидкостью в объеме 10,7 м3. Общее время цементирования составляет 0.559ч или 33.54 минуты.

 

3.6 Выбор и расчет рациональных схем КНБК для бурения БС

 

Для бурения бокового ствола скважины используются два типа КНБК:

. отклоняющая КНБК (отклонитель). Обеспечивает искривление ствола скважины в проектном азимуте с заданной интенсивностью.

. неориентируемые КНБК для реализации прямолинейного участка бокового ствола скважины.

Применяемые КНБК должны удовлетворять следующим требованиям:

обладать жесткостными характеристиками, обеспечивающими стабильность показателей назначения и управляемость в процессе работы КНБК,

создавать минимальные силы трения при спуско-подъемных операциях,

позволять производить контроль параметров ствола скважины и геофизические исследования в процессе бурения на минимальном расстоянии от забоя.

Для проводки искривленного участка бокового ствола скважины применяется отклонитель.

Отклонитель состоит из 2 секций, соединенных между собой искривленным переводником с углом перекоса, величина которого определяется из условий получения требуемой интенсивности искривления ствола скважины и свободного прохождения отклонителя в эксплуатационной колонне и в искривленном стволе скважины.

Выбор отклоняющей компоновки производится исходя из совокупности требований и возможностей бурения по принятому профилю бокового ствола.

Проверочный расчет отклоняющих компоновок производится исходя из: условия на прочность

 

,(3.63)

 

где s - напряжение изгиба, Па;

 

 - 6.9*107кгс/м2- для стали 40ХН2МА;

 

где А=D_c - d_зд,(3.64)

 

d_зд -диаметр винтового забойного двигателя, м;

Е - модуль упругости материала, из которого изготовлен забойный двигатель

 

,(3.65)

 

где a_п - угол перекоса искривленного переводника, рад;

d_вк - внутренний диаметр кондуктора, м.

.условия нормальной проходимости отклоняющий компоновки по вертикальному стволу (в кондукторе)

 

d_вк ³ d_зд + с,(3.66)

 

d_вк - внутренний диаметр кондуктора, м.

 

,(3.67)

Где

 

,(3.68)

 

b - угол наклона оси КНБК к оси скважины, град.

 

 град.

 м

d_вк =0.0085+0.106=0.1145м. АО. 1397-0.106=0.0337м.

А = 0,1397 - 0,106 = 0,0337 м.

 м

 Па

 

s не превышает , следовательно, соблюдается условие прочности.

 

3.7 Подготовка ствола бокового скважины к спуску эксплуатационной колонны

 

Основное требование к подготовке ствола скважины перед креплением обсадной колонной - обеспечить успешный спуск ее до намеченной глубины, и при необходимости, качественное цементирование скважины. По результатам инклинометрических работ проводится оценка возможности спуска обсадной колоны на отдельных участках резкого изменения параметров искривлении в следующих случаях:

. когда ось скважины имеет изгиб, условиями безопасности являются:

 

,(3.69)

,(3.70)

,(3.71)

 

где qмах - максимально допустимая величина изгиба, град;

- фактическое приращение искривления, град;

=4град.

δ - радиальный зазор между муфтой трубы и стенкой скважины, м;

δ =0.017м.

 - предел текучести материала труб, Па;

 

 =387*10⁶ Па.

 

Е - модуль упругости материала труб, Па;

 

Е=2.1*10¹¹ Па.

 

 - коэффициент запаса прочности;

 = 1.3

dн - наружный диаметр обсадной колонны, м;

dн =0.1016м.

δ min- минимально допустимый радиальный зазор при АаФАкТ> в мах.

 - фактический угол изгиба, град.

 =45.646град.

 град

 

Условие безопасности выполняется

.2 Когда ось скважины искривлена с высокой интенсивностью, условиями безопасности являются:

 

,(3.72)

(3.73)

 

или

 

,(3.74)

 

где - максимально допустимое приращение искривления на участке длины  (м), град;

- минимально допустимый радиальный зазор при

 

 град

 

,36 ≥ 4

Условие безопасности выполняется

. В отдельных случаях, в скважинах, где отмечаются участки резкого изменения кривизны, а также при близких значениях допустимых и фактических значений критериев безопасности перед спуском обсадных колонн может производиться шаблонирование ствола (сборка из обсадных труб, спускаемых для проверки проходимости обсадной колонны).

.1 В зависимости от характера изменения параметров искривления размеры шаблона определяются:

.1.1 Вогнутый изгиб

 

(3.75)

 м

 

.1.2 Вогнутый искривленный участок

 

,(3.76)

,(3.77)

l1 = lu - l2,(3.78)

,(3.79)

 м.

 

lu - длина криволинейного участка, м;

lu 1 = 15.3м -длина первого криволинейного участка,

lu 2 = 55.5м - длина второго криволинейного участка.

R- радиус искривленного участка, м.

R=46.6 м.

) l1=15.3-2.18=13.12м

 м

 м

) l1 = 55,5 - 2,18 = 53,32 м

 м

 м

 

. В общем случае, проходимость обсадных колонн при спуске в ствол скважины с большим зенитным углом обеспечивается при условии

 

,(3.80)

 

где G- допустимая нагрузка обсадной колонны при необходимости ее принудительного проталкивания, Н;

 - суммарная сила сопротивления движению колонны в искривленном стволе скважины, Н;

В - осевая составляющая собственного веса колонны, расположенной ниже начала участка искривления, под действием которой осуществляется движение колонны в наклонном стволе,

 

B = q × L × cosα_ср,(3.81)

 

q- вес одного метра трубы с учетом потери веса в буровом растворе, Н/м;

q= 15.2кг.

L- длина участка ствола, в пределах которого определяется проходимость колонны, м;

Ь=80508см.

α_ср - средний угол наклона ствола скважины на определяемом участке ствола, град;

 

B = 15,2 × 70170 × cos11 = 10469,9 Н.

 

Gкр- критическая нагрузка на колонну весом труб, расположенных выше искривленного участка ствола скважины, при которой начинается продольный изгиб первого порядка колонны труб, Н;

 

,(3.82)

 

где Е - модуль упругости материала труб, Па;

Е=2.1*10"Па.

I - осевой момент инерции труб, м4;

 

І = 0.049(Д⁴ - Дв⁴),(3.83)

 

Д- наружный диаметр обсадной колонны, см.

Д=10.16см.

Дв- внутренний диаметр обсадной колонны, см.

Дв=8.66см.

 

I =0.049(10.1 б4 -8.664)=246.5см=2.465*10-6м.

 Н

 = Тн + Тк + Ту,(3.84)

 

Тн - сила сопротивления, вызванная трением колонны по стенке скважины, Н;

 

,(3.85)

где μ - коэффициент трения стали о породу (μ =0.05-0.6),

 

Тн=10*0.3*15.2*70170* sin11=3940 Н.

 

Ту - сила сопротивления, вызванная контактным давлением под действием упругости колонны при прохождении искривленного участка, Н;

 

Ty = μ × t × L,(3.86)

,(3.87)

,(3.88)

 

где t- равномерно распределенная по длине участка колонны удельная сила контактного давления, Н/см;

l - длина прямолинейного участка колонны труб, вписывающегося в искривленную часть ствола скважины, в пределах которой проверяется проходимость, см;

R- пространственный радиус кривизны ствола скважины на участке L, см;

R=46600 см,

 - зазор между стенкой скважины и муфтой, см;

 

 = Дс - Дм,(3.89)

 

где Дс - диаметр скважины по кавернометрии на участке L, см;

Дм - диаметр муфты трубы, см;

 

 = 12.3-11 = 1.3 см.

 м

 Н/м.

Ту = 0,3 × 3,51 × 70170 = 738,9 Н

 

Тк - сила сопротивления движению башмака колонны в искривленном участке ствола, Н;

 

Тк = μ × N - F,(3.90)

 

где N- сила нормального давления башмака колонны на стенку скважины, Н,

 

,(3.91)

 Н

 

F - сила, направленная вдоль оси колонны от воздействия башмака колонны на стенку искривленного ствола скважины, Н,

 

,(3.92)

 Н

Тк=0.3*2.03* 106-23926= 585074Н.

=8839.8+0.649*10⁶+6753=589752.9Н.

.9-220280<443650

.9<443650.

 

Условие выполняется

3.8 Освоение скважин с боковыми стволами

 

Освоением скважины называется вызов притока жидкости из скважины. Физически процесс освоения основан на неравенстве:

 

,(3,93)

 

Применяют следующие методы освоения скважин с БС:

. уменьшение уровня жидкости в скважине,

. уменшение плотности жидкости в скважине,

З. свабирование,

. закачка аэрированной жидкости,

. закачка пенных систем,

. по согласованию с геологической службой допускается вызов притока производить механизированным способом.

Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени его загрязнения и ограничений по допустимому перепаду давлений в зоне эксплуатационного объекта.

Выбор метода освоения зависит от:

. геологических условий,

. условий разработки,

. технического состояния колонны,

. учета организационно-технических условий,

. экономических факторов.

При освоении каждой скважины составляется план. Существуют типовые и индивидуальные планы. В плане указываются мероприятия по:

. предотвращению деформации эксплуатационной колонны,

. предотвращению нефтегазоводопроявлений,

. предотвращению прорыва воды,

. предотвращению снижения проницаемости,

. предотвращению замазученности.

В начальный период эксплуатации (в течение первых 6 месяцев), рекомендуется осуществлять гидродинамические исследования скважин на установившемся и неустановившемся режимах с целью определения гидродинамических параметров пласта (продуктивность, проницаемость и ДР)

На Пылинском месторождении наибольшее применение получили методы освоения скважины на уменьшении уровня жидкости в скважине и уменьшении плотности скважинной жидкости. В этом случае давление столба жидкости на забое снижается до того момента, пока пластовое давление не превысит гидростатическое и не начнется приток жидкости из пласта.

Скважина считается освоенной, если в результате проведенных работ определена продуктивность пласта и получен приток жидкости.

 

 

Список используемой литературы:

 

1. Расчеты при капитальном ремонте скважин. Учебное пособие - Тюмень: Кафедра РиВС,2003.-187с.

. Научно-технический журнал - Нефтепромысловое дело №6. ОАО "ВНИИОЭНГ" 1999 г.

. Методические указания по оформлению курсовой работы В.М.Шенбергер

..Шенбергер В.М., Кулябин Г.А., Долгов В.Г., ФроловА.В., Овчинников Л.В. Учебное пособие проектирования профилей наклонно направленных, пологих и горизонтальных скважин и расчет усилий на буровом кране. Тюмень. "Вектор Бун",2003-86с.

. Журнал "Коммерсантъ" приложение "Нефть и газ"