Проект бурения нефтяной добывающей скважины

     Геофизические исследования в стволе скважины предлагается проводить в следующем  объеме: радиоактивный  каротаж (РК,НГК и  ГК), аккустический  каротаж, каверномер, электротермометр, резистивиметр. В отдельных случаях может выполняться минимальный комплекс геофизических исследований: каверномер и радиоактивный каротаж.

     Применяемые технические средства и материалы должны отвечать требованиям "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" 1993 г. и "Инструкции по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше" РД39-133-94, М, 1994 г. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    3.2 Выбор и расчет профиля скважины 
 

Исходные  данные 

Глубина по вертикали: H_в=2750 м

Глубина по кровле: H_кр=2690 м

Отношение от забоя по вертикали: A=450 м

Интенсивность набора кривизны: i_i=1.5^o при n₁=10 м

Интенсивность снижения кривизны: i ₂=0.4^o при n₂=10 м

Вертикальный  участок скважины до набора кривизны: H=1025 м

Угол  наклона на прямолинейном  участке: =20^o

h_n=5 м

h₃=55 м  

Расчёт 

Определяем  длину дуги, по которой  происходит набор  кривизны от 0 ^o  до 20 ^o: 

L₁=n₁

, L₁=10 =130 м 

Проекция  дуги на вертикаль: 

h₁=

, h₂= =130 м 

Отклонение  на 130м в интервале:  

a₁=h₁tg

, a₁=130·0.17636=23 м 

Радиус дуги: 

R₁=

, R₁= =380 м 
 
 
 
 
 

Длина дуги, на которую  происходит сброс  дуги от 0 ^o до 20 ^o  : 

L₂=n₂

, L₁=10 =500 м 
 

Длина хорды, стягивающая  эту дугу: 

l₂=2R₂sin

= = =497 м 

Проекция  этой дуги на вертикаль: 

h₂=

, h₂= =490 м 

Отклонение  на этом интервале: 

a₂=l₂sin

, a₂=497·0.17364=86 м

Радиус  дуги 

R₂=

, R₂= =1433 м 

Отклонение  на прямолинейном  участке: 

a₃=A-(a₁+a₂), a₃=450-(23+86)=341 м 

Длина наклонного прямолинейного участка:

L₃=

, L₃= =953 м 
 

Проекция  наклонного участка  на вертикаль:

 

h₃=L₃, cos

=953∙0.939=895 м 
 
 
 
 
 

 

Длина нижнего вертикального  участка: 

h₄= H_в – (h+h₁+h₂+h₃), h₄ =2750-(1025+130+490+896)=2750-2540=210 м

Общая длина скважины: 

L=R+L₁+L₂+L₃+h₄ +L=1025+130+500+953+210=2818 м 

Удлинение ствола скважины за счёт кривизны: 

L_удл=L – H

L_удл=2818-2750=68 м

 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

3.3 Выборы и обоснование

буровых растворов по интервалам

бурения 

     Буровые растворы выполняют  множество функций  и оказывают значительное влияние на процесс  бурения нефтяных и газовых скважин.

     Для достижения наилучших  технико-экономических  показателей бурения  важен правильный выбор типа бурового раствора, т е его компонентного состава и целевого назначения.

     Выбор типа бурового раствора до настоящего времени  не имеет формализованных  правил и поэтому  проводится на основании  практики бурения  и опыта инженеров  по буровым растворам. Такой подход не учитывает множество альтернатив, из которых необходимо выбрать одно решение, руководствуясь стоимостными и другими критериями.

     Основа  выбора допустимых типов  буровых растворов – соответствие составов буровых растворов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.

     Систематизация  данных об используемых в отрасли буровых  растворах позволила разбить их на девять основных типов, которые подразделяются на виды, а виды – на рецептуры.

     Встречающиеся при бурении скважин горные породы, в зависимости от их подверженности воздействию буровых растворов, разделены на пять типов: глинистые, хемогенные, гранулярные породы-коллекторы, твердые и многолетнемерзлые породы. Внутри каждой группы существует своя классификация пород, составляющих данную группу.

     Дальнейшая  задача выбора типов  буровых растворов  заключается в  определении по некоторым  критериям тех  растворов, которые  применимы при разбуривании той или иной группы пород.

     1) Теоретическая часть – методика расчета плотности.

     Плотность бурового раствора в  интервалах совместимых  условий бурения  должна определятся  из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического  давления в скважине, пластовое давление на величину:

1. 10-15% для скважин глубиной до 1200 м (в интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см² (1,5 МПа)
2. 5-10% для скважин глубиной до 2500 м (в интервале от   1200    до   2500 м)
3. 4-7% для скважин глубиной более 2500 м (в интервале от 2500 и до проектной глубины), но не более 35 кгс/см² (3,5 МПа)

 

     Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтенасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий. На основании пункта 1 плотность бурового раствора рассчитываем по формуле:

r_бр=(100*Р_пл/Н_кр)*а

где: Р_пл-пластовое давление рассматриваемого пласта, подставляется

     в МПа

     Н_кр-глубина отметки кровли рассматриваемого пласта,

     

     подставляем в м

     100 – переводной коэффициент, постоянное число

     а – коэффициент превышения гидростатического столба

     бурового  раствора над пластовым  давлением; принимается  для 

     того, чтобы не было газонефтепроявлений; значение «а» 

     применяется по таблице:

   Таблица

 

1. Практическая часть – пример расчёта плотности бурового раствора для интервала бурения под эксплутационную колонну.

Интервал  бурения под эксплутационную колонну (согласно своему ГТН или моей Романовской площади от 875-2818 м). В этом интервале залегают шесть нефтегазоносных пласта:

      1^ый пласт: интервал  910-920 м, Н_кр=910 м, Р_пл= 9,2 МПа.

      2^ой пласт: интервал  2095-2115 м, Н_кр=2095 м, Р_пл= 20,8 МПа.

       3^ий пласт: интервал  2240-2250 м, Н_кр=2240 м, Р_пл= 22,3 МПа.

      4^ый пласт: интервал  2405-2420 м, Н_кр=2405 м, Р_пл= 24,4 МПа.

      5^ый пласт: интервал  2680-2690 м, Н_кр=2680 м, Р_пл= 27 МПа.

      6^ой пласт: интервал  2765-2775 м, Н_кр=2765 м, Р_пл= 22 МПа. 

Примечание. Интервалы залегания этих пластов и Р_пл для них берём из таблицы «Нефтеносность», «Газоносность» своей Романовской площади. Эти данные подставляем в расчетную формулу:

 

 

Согласно  пункту 2, из шести  значений плотности  принимаем наибольшее значение, т.е., г/см³=1137кг/м³.     
 
 
 

3.4 Разработка рецептур  и методов обработки буровых растворов 

    Для обработки бурового раствора использовали следующие химические реагенты:

    Na₂CO₃ – применяется для регулирования pH и нейтрализации вредных ионов кальция

    NaOH – применяется для изменения концентрации водородных ионов

    

    NaCl – применяется для приготовления соленасыщенных растворов

    КМЦ – применяется как понизитель фильтрации

    КССБ – применяется как понизитель фильтрации

    МАС-200 – применяется в качестве эмульгатора, стабилизатора инвертных эмульсий и пеногасителя