Строительство эксплуатационной скважины на Уранском месторождении. Специальный вопрос: применение гидравлического прорабатывающего башмака с силовым приводом для обсадной колонны

Бурение под направление диаметром 426 мм на небольшую глубину (30 м) предусматривается проводить роторным способом КНБК гладкого типа со следующими параметрами режима бурения:
- производительность насосов определяется скоростью восходящего потока в затрубье, которая должна составлять от 0,25 до 0,35 м/с, и при бурении долотом диаметром 490 мм производительность следует устанавливать от 40 до 58 дм3/с;
- осевая нагрузка на долото из-за небольшой глубины бурения ограничивается и для недопущения самопроизвольного искривления ствола следует принимать от 20 до 70 кН;
- частота вращения долота ограничивается прочностью бурильных труб и допустимой частотой вращения для используемого бурового оборудования и рекомендуется принимать от 80 до 100 мин(1.
При бурении под кондуктор диаметром 324 мм в интервале от 30 до 435 м, где отмечаются поглощения бурового раствора бурение долотом PDC роторным способом. Для обеспечения проходимости ОК применяются КНБК жесткого типа. При бурении интервала производительность насоса для обеспечения длительной устойчивой работы долота должна составлять 50 дм3/с, осевая нагрузка на долото изменяется от 40 до 140 кН, частота вращения БК от 40 до 60 мин(1.
При бурении под Техническую колонну диаметром 245 мм, предусматривается КНБК и ИБВС (система поддержания вертикальности при бурении). Параметры режима бурения должны составлять:
- производительность насоса от 40 до 45 дм3/с, что соответствует скорости потока в затрубье от 0,75 до 0,80 м/с;
- осевая нагрузка от 90 до 150 кН;
- частота вращения не менее 60 – 120 мин(1.
Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 178 мм предусматривается проводить с помощью КНБК с ВЗД, при этом устанавливаются следующие режимы бурения:
- производительность насосов от 25 до 28 дм3/с, что обеспечивает скорость потока в наклонном стволе от 0,85 до 1,00 м/с;
- осевая нагрузка от 40 до 100 кН;
- частота вращения БК от 60 до 80 мин(1;
- частота вращения вала ВЗД от 210 до 236 мин(1.
Бурение основного ствола под хвостовик диаметром 114 мм, предусматривается проводить с помощью КНБК с ВЗД со следующими параметрами режима бурения:
- производительность насосов от 9 до 14 дм3/с, что обеспечивает скорость потока в горизонтальном стволе от 0,85 до 1,00 м/с;
- осевая нагрузка от 20 до 40 кН;
- частота вращения БК от 60 до 80 мин(1;
- частота вращения вала ВЗД от 130 до 205 мин(1.
2.7 Спуск и цементирование обсадных колонн

Подготовка скважины к спуску обсадной колонны производится с помощью компоновок низа бурильной колонны жесткость которых не меньше жёсткости колонны обсадных труб, для этого чаще всего применяются роторные КНБК с несколькими калибрующими элементами (КЛС, КРП), роторная компоновка позволяет при необходимости произвести дополнительную обработку стенок скважины или прокачать очищающую пачку на основе волокон с целью лучшей очистки скважины от шлама.
Из опыта бурения скважин на Уранском месторождении, перед подъёмом роторной КНБК под спуск обсадной колонны рекомендуется устанавливать пачку бурового раствора с повышенным содержанием смазывающих добавок, особенно актуальным данное мероприятие является перед спуском эксплуатационной колонны и хвостовика.
Обязательным условием окончания подготовки скважины к спуску обсадной колонны является отсутствие посадок и затяжек при проведении спуско-подъёмных операций.
По факту чистого подъёма КНБК до башмака предыдущей колонны ответственными специалистами из числа инженерно-технических работников составляется акт готовности скважины к проведению заключительных работ по секции, отбирается проба бурового раствора, фиксируются показатели веса, фиксируется наличие обсадной колонны с запасом на брак, наличие элементов оснастки и паспортов к оборудованию.
Помимо акта о готовности скважины перед началом заключительных, по результатам проверки исправности и готовности бурового и противовыбросового оборудования так же стравляется соответствующий акт.

Таблица 2.12 - Параметры обсадных колонн
Интервал спуска, м Длина секции, м Тип резьбового соединения Усл.
диам, мм Группа прочн. стали Толщ.ст., мм Вес, кН Допустимая
растягивающая нагрузка, кН Давление
опрессовки труб на
поверхности, МПа Коэффициент запаса прочности 1 м трубы Нараст. начало интервала конец интервала смятие Вн. Дав. Раст. Нагр. смятие Вн. Дав. Раст. Нагр. направление Ø 426 мм 30-0 30 ОТТМ 426 Д 11,0 1,146 34,4 3104 - - - - - - - кондуктор Ø 324 мм 435-0 435 ОТТМ 324 Е
(N80) 11,0 0,866 816,6 3410 13,9 1,30 2,65 - - 2,48 4,18 техническая колонна Ø 245 мм 1405-0 1405 ОТТМ 245 Е
(N80) 8,94 0,532 1212,1 2246 27,5 1,74 1,38 - - 1,35 1,85 эксплуатационная колонна Ø 178 мм 2910-0 2910 ОТТГ 178 Л
(R95) 13,7 0,551 1013,1 2646 22,2 1,25 4,56 - 2,34 4,19 2,61 хвостовик (фильтр) Ø 114 мм 3500-2750 1118 ОТТМ 114 М
(Р110) 7,4 0,195 218,9 1029 59,1 7,92 1,52 - 8,38 1,57 4,70 2750-0 1611 З-102 89 - - - - буровой инструмент Таблица 2.13 – Цементирования обсадных колонн
Секция Диаметр, мм Глубина, м Интервал подъёма цемента,
м Тампонажный
материал Плотность , кг/м3 Диаметр, мм Кавернозность Водоцементное отношение (в/ц) Количество компонентов для приготовления
1 м3 раствора, т Содержание химреагентов в жидкости
затворения, % Плотность буферной жидкости, кг/м3 от
до
Цемент НТФК CaCl2 NaCl Полицем Газблок Направление 426 30 30 0 ПЦТ I-50 1860 490,0 1,30 0,8 0,722 - 0,023 - - 4 % - Кондуктор Тампонажный раствор нормальной плотности 324 435 435 250 ПЦТ I-50 1860 393,7 1,12 0,45 1,172 - 0,011 - - 2 % 1200 Облегчённый тампонажный раствор 324 435 250 0 ПЦТ III Об-4-50 1420 393,7 1,12 0,8 0,722 - 0,023 - - 4 % 1200 Техническая
колонна Тампонажный раствор нормальной плотности 245 1405 1405 400 ПЦТ I-50 1860 295,3 1,10 0,57 1,076 - - 0,11 - 18 % 1200 Облегчённый тампонажный раствор 245 1405 400 0 ПЦТ III Об-4-50 1420 295,3 1,10 0,57 1,076 - - 0,11 - 18 % 1200 Эксплуатационная колонна
Тампонажный раствор нормальной плотности 178 2910 2910 2300 ПЦТ I-G-СС-1 1830 220,7 1,08 0,57 1,073 0,0003 - 0,11 0,0054 18 % 1200 Облегчённый тампонажный раствор 178 2910 2300 250 ПЦТ III Об-4-50 1420 220,7 1,08 0,56 1,086 0,0004 - 0,11 0,0054 18 % 1000 Хвостовик 114 3500 Не цементируемый

2.8 Технология применения гидравлического прорабатывающего башмака с силовым приводом для обсадной колонны

В связи с относительно высокими углами вскрытия транзитных пластов, в сочетании с наличием интервалов возможных осложнений, связанных с геологическим строением месторождения, с целью снижения рисков не дохода эксплуатационной колонны рекомендуется предусмотреть применение технологии - гидравлического прорабатывающего башмака с силовым при-водом, одним из производителей хорошо зарекомендовавшим себя в регионе является Уфимская компания MAXIMA Drilling
Прорабатывающий башмак с силовой секцией TurboREAM (рис. 2.3) — является отечественной разработкой и инновационным продуктом на рынке заканчивания скважин представляющим собой силовой башмак с усиленным вооружением и вращающим его приводом. Данное оборудование предназначено дня установки в нижней части обсадных труб, и позволяет, позволяет вращать башмак с высокой скоростью, с небольшим моментом прорабатывая нестабильные участки ствола скважины, участки с набухающими и обваливающимися глинами. Простота исполнения и надежность гарантируют до хождение до проектной глубины в независимости от осложнений ствола, в который спускается обсадная колонна.

Рис. 2.3 - Прорабатывающий башмак с силовой секцией TurboREAM
Технология применения прорабатывающего башмака позволяет спускать колонну и в обычном режиме, без промывки, при необходимости восстановление циркуляции бурового раствора приводит к началу вращения башмака посредством силового привода.
Многие недропользователи при наличии данных о интервалах сужения могут рекомендовать восстановление циркуляции и заблаговременное начало спуска колонны с проработкой, посредством работы прорабатывающего башмака производится расширка интервалов сужения, разрушение шламовых пробок и проработка возможных уступов.

2.9 Расчёт цементирования обсадных колонн

На основании имеющихся данных, необходимо произвести расчет цементирования:
Направление:
Объем цементного раствора:
V ц.р = 0,785 × ((Кк × D²дол - D²к) × Lц+(D²пред.к. - D²к) × L ц) (2.4)
где Кк- коэффициент кавернозности;
Dдол - диаметр долота;
Dк - диметр колонны;
Lц - интервал цементирования;
Dпред.к. - внутренний диаметр предыдущей колонны;
Dвн.к. - внутренний диаметр хвостовика;
Vц.р = 0,785 × ((1,3 × 0,490² - 0,426²) × 30 = 3,1 м³
Необходимое количество сухого цемента, для приготовления 1 м³ цементного раствора плотностью 1,86 г/см³, водоцементное отношение 0,8:
q = ρц. р. / (1 + m) (2.5)
q = 1860 / (1 + 0,8) = 1033 кг
1033 кг - для приготовления 1м³ цементного раствора.
Общая масса сухого цемента для цементирования хвостовика:
Gт = kц × q / 1000 (2.6)
где kц - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузоразгрузочных работах и приготовлении раствора;
q - необходимое количество сухого цемента, для приготовления 1 м³ цементного раствора.
Gт = 1,04 × 1033 × 3,1 / 1000 = 3,330 т = учитывая фасовку поставляемого цемента, округлим до 4т.
Объём воды для затворения цементной смеси:
V в = 1,1 × W × Qц (2.7)
где W - водоцементное отношение;
Gц - масса сухого цемента.
Vв = 1,1 × 0,8 × 4 = 3,52 м³
Рассчитаем необходимый объем продавочной жидкости:
Vпр = 0,785 × (D²вн.к × Lк) × kсж (2.8)
где Dвн.к. - внутренний диаметр колонны
Lк. - длина колонны (до стоп-патрубка или ЦКОД)
Kсж - коэффициент сжатия 1,03
Vпр = 0,785 × 0,404² × 30 × 1,03 = 3,96 м³
Кондуктор:
Объем цементного раствора нормальной плотности:
V ц.р = 0,785 × ((Кк × D²дол - D²к) × Lц+(D²пред.к. - D²к) × L ц) (2.4)
где Кк- коэффициент кавернозности;
Dдол - диаметр долота;
Dк - диметр колонны;
Lц - интервал цементирования;
Dпред.к. - внутренний диаметр предыдущей колонны;
Dвн.к. - внутренний диаметр хвостовика;
Vц.р = 0,785 × ((1,12 × 0,3937² - 0,324²) × 185 = 9,77 м³
Необходимое количество сухого цемента, для приготовления 1 м³ цементного раствора плотностью 1,86 г/см³, водоцементное отношение 0,45:
q = ρц. р. / (1 + m) (2.5)
q = 1860 / (1 + 0,45) = 1283 кг
1283 кг - для приготовления 1м³ цементного раствора.
Общая масса сухого цемента для цементирования хвостовика:
Gт = kц × q / 1000 (2.6)
где kц - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузоразгрузочных работах и приготовлении раствора;
q - необходимое количество сухого цемента, для приготовления 1 м³ цементного раствора.
Gт = 1,04 × 1283 × 9,77 / 1000 = 13,036 т = учитывая фасовку поставляемого цемента, округлим до 14т.
Объём воды для затворения цементной смеси:
V в = 1,1 × W × Qц (2.7)
где W - водоцементное отношение;
Gц - масса сухого цемента.
Vв = 1,1 × 0,45 × 14 = 6,93 м³
Объем облегчённого цементного раствора:
V ц.р = 0,785 × ((Кк × D²дол - D²к) × Lц+(D²пред.к. - D²к) × L ц) (2.4)
где Кк- коэффициент кавернозности;
Dдол - диаметр долота;
Dк - диметр колонны;
Lц - интервал цементирования;
Dпред.к. - внутренний диаметр предыдущей колонны;
Dвн.к. - внутренний диаметр хвостовика;
Vц.р = 0,785 × ((1,12 × 0,3937² - 0,324²) × 220 + 0,785 (0,404²-0,324²) × 30 = 12,96 м³
Необходимое количество сухого цемента, для приготовления 1 м³ цементного раствора плотностью 1,42 г/см³, водоцементное отношение 0,8:
q = ρц. р. / (1 + m) (2.5)
q = 1420 / (1 + 0,8) = 789 кг
788 кг - для приготовления 1м³ цементного раствора.
Общая масса сухого цемента для цементирования хвостовика:
Gт = kц × q / 1000 (2.6)
где kц - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузоразгрузочных работах и приготовлении раствора;
q - необходимое количество сухого цемента, для приготовления 1 м³ цементного раствора.
Gт = 1,04 × 789 × 12,96 / 1000 = 14,316 т = учитывая фасовку поставляемого цемента, округлим до 15т.
Объём воды для затворения цементной смеси:
V в = 1,1 × W × Qц (2.7)
где W - водоцементное отношение;
Gц - масса сухого цемента.
Vв = 1,1 × 0,8 × 15 = 13,2 м³
Рассчитаем необходимый объем продавочной жидкости:
Vпр = 0,785 × (D²вн.к × Lк) × kсж (2.8)
где Dвн.к. - внутренний диаметр колонны
Lк. - длина колонны (до стоп-патрубка или ЦКОД)
Kсж - коэффициент сжатия 1,03
Vпр = 0,785 × 0,302² × 435 × 1,03 = 32,08 м³
Техническая колонна:
Объем цементного раствора нормальной плотности:
V ц.р = 0,785 × ((Кк × D²дол - D²к) × Lц+(D²пред.к. - D²к) × L ц) (2.4)
где Кк- коэффициент кавернозности;
Dдол - диаметр долота;
Dк - диметр колонны;
Lц - интервал цементирования;
Dпред.к. - внутренний диаметр предыдущей колонны;
Dвн.к. - внутренний диаметр хвостовика;
Vц.р = 0,785 × ((1,10 × 0,2953² - 0,245²) × 975+ 0,785 × (0,302² - 0,245²)×30 = 28,21 м³
Необходимое количество сухого цемента, для приготовления 1 м³ цементного раствора плотностью 1,86 г/см³, водоцементное отношение 0,57:
q = ρц. р. / (1 + m) (2.5)
q = 1860 / (1 + 0,57) = 1185 кг
1185 кг - для приготовления 1м³ цементного раствора.
Общая масса сухого цемента для цементирования хвостовика:
Gт = kц × q / 1000 (2.6)
где kц - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузоразгрузочных работах и приготовлении раствора;
q - необходимое количество сухого цемента, для приготовления 1 м³ цементного раствора.
Gт = 1,04 × 1185 × 28,21 / 1000 = 34,776 т = учитывая фасовку поставляемого цемента, округлим до 35т.
Объём воды для затворения цементной смеси:
V в = 1,1 × W × Qц (2.7)
где W - водоцементное отношение;
Gц - масса сухого цемента.
Vв = 1,1 × 0,57 × 35 = 21,95 м³
Объем облегчённого цементного раствора:
V ц.р = 0,785 × (D²пред.к. - D²к) × Lц (2.4)
где Кк- коэффициент кавернозности;
Dдол - диаметр долота;
Dк - диметр колонны;
Lц - интервал цементирования;
Dпред.к. - внутренний диаметр предыдущей колонны;
Dвн.к. - внутренний диаметр хвостовика;
Vц.р = 0,785 × (0,302² - 0,245²) × 400 = 9,797 м³
Необходимое количество сухого цемента, для приготовления 1 м³ цементного раствора плотностью 1,42 г/см³, водоцементное отношение 0,57:
q = ρц. р. / (1 + m) (2.5)
q = 1420 / (1 + 0,57) = 904 кг
904 кг - для приготовления 1м³ цементного раствора.
Общая масса сухого цемента для цементирования хвостовика:
Gт = kц × q / 1000 (2.6)
где kц - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузоразгрузочных работах и приготовлении раствора;
q - необходимое количество сухого цемента, для приготовления 1 м³ цементного раствора.
Gт = 1,04 × 904 × 9,797 / 1000 = 9,21 т = учитывая фасовку поставляемого цемента, округлим до 10т.
Объём воды для затворения цементной смеси:
V в = 1,1 × W × Qц (2.7)
где W - водоцементное отношение;
Gц - масса сухого цемента.
Vв = 1,1 × 0,57 × 10 = 6,27 м³
Рассчитаем необходимый объем продавочной жидкости:
Vпр = 0,785 × (D²вн.к × Lк) × kсж (2.8)
где Dвн.к. - внутренний диаметр колонны
Lк. - длина колонны (до стоп-патрубка или ЦКОД)
Kсж - коэффициент сжатия 1,03
Vпр = 0,785 × 0,22712² × 1405 × 1,03 = 58,6 м³
Эксплуатационная колонна:
Объем цементного раствора нормальной плотности:
V ц.р = 0,785 × ((Кк × D²дол - D²к) × Lц+(D²пред.к. - D²к) × L ц) (2.4)
где Кк- коэффициент кавернозности;
Dдол - диаметр долота;
Dк - диметр колонны;
Lц - интервал цементирования;
Dпред.к. - внутренний диаметр предыдущей колонны;
Dвн.к. - внутренний диаметр хвостовика;
Vц.р = 0,785 × ((1,08 × 0,2207² - 0,178²) × 610 = 10,01 м³
Необходимое количество сухого цемента, для приготовления 1 м³ цементного раствора плотностью 1,86 г/см³, водоцементное отношение 0,57:
q = ρц. р. / (1 + m) (2.5)
q = 1830 / (1 + 0,57) = 1166 кг
1166 кг - для приготовления 1м³ цементного раствора.
Общая масса сухого цемента для цементирования хвостовика:
Gт = kц × q / 1000 (2.6)
где kц - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузоразгрузочных работах и приготовлении раствора;
q - необходимое количество сухого цемента, для приготовления 1 м³ цементного раствора.
Gт = 1,04 × 1166 × 10,01 / 1000 = 12,139 т = учитывая фасовку поставляемого цемента, округлим до 13.
Объём воды для затворения цементной смеси:
V в = 1,1 × W × Qц (2.7)
где W - водоцементное отношение;
Gц - масса сухого цемента.
Vв = 1,1 × 0,57 × 13 = 8,151 м³
Объем облегчённого цементного раствора:
V ц.р = 0,785 × ((D²пред.к. - D²к) × Lц + (D²пред.к. - D²к) × Lц) (2.4)
где Кк- коэффициент кавернозности;
Dдол - диаметр долота;
Dк - диметр колонны;
Lц - интервал цементирования;
Dпред.к. - внутренний диаметр предыдущей колонны;
Dвн.к. - внутренний диаметр хвостовика;
Vц.р = 0,785 × ((1,08 × 0,2207² - 0,178²) × 895 + 0,785 × (0,22712² - 0,178²) ×1405 = 33,434 м³
Необходимое количество сухого цемента, для приготовления 1 м³ цементного раствора плотностью 1,42 г/см³, водоцементное отношение 0,56:
q = ρц. р. / (1 + m) (2.5)
q = 1420 / (1 + 0,56) = 910 кг
910 кг - для приготовления 1м³ цементного раствора.
Общая масса сухого цемента для цементирования хвостовика:
Gт = kц × q / 1000 (2.6)
где kц - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузоразгрузочных работах и приготовлении раствора;
q - необходимое количество сухого цемента, для приготовления 1 м³ цементного раствора.
Gт = 1,04 × 910× 33,434 / 1000 = 31,64 т = учитывая фасовку поставляемого цемента, округлим до 32т.
Объём воды для затворения цементной смеси:
V в = 1,1 × W × Qц (2.7)
где W - водоцементное отношение;
Gц - масса сухого цемента.
Vв = 1,1 × 0,56 × 32 = 19,712 м³
Рассчитаем необходимый объем продавочной жидкости:
Vпр = 0,785 × (D²вн.к × Lк) × kсж (2.8)
где Dвн.к. - внутренний диаметр колонны
Lк. - длина колонны (до стоп-патрубка или ЦКОД)
Kсж - коэффициент сжатия 1,03
Vпр = 0,785 × 0,1506² × 2910 × 1,03 = 53,36 м³




3. Техническая часть
3.1 Подбор буровой установки и бурового оборудования для бурения скважины

Чтобы спроектировать скважину, нужно выбрать буровую установку.
В соответствии с требованиями ПБ НГП, выбор буровой установки должен производиться с таким расчетом, чтобы сумма статических и динамических нагрузок, при спуске (подъеме) наиболее тяжелых бурильных или обсадных колонн, а также при ликвидации аварий (прихватов) не превышала величину параметра «Допускаемая нагрузка на крюке» выбранной буровой установки. Как правило, соотношение максимальной нагрузки на крюке, при подъеме бурильной и спуске обсадных колонн к грузоподъемности буровой установки не должны превышать соответственно 0,6 и 0,9 «Допускаемой нагрузки на крюке».
Исходя из того, что максимальный расчётный вес на подъём при бурении скважины будет достигнут по секции «Эксплуатационная колонна» и составит 123,4 тн (таблица 2.10), грузоподъёмность буровой установки должна быть не менее 206 тн.
Таблица 3.1 - Таблица весов и моментов при бурении под ЭК
Инт. по стволу, м Вес на спуск, т Вес на подъём, т Вес при вращении над забоем, т Крутящий момент при бурении с вращением, кН*м Крутящий момент при вращение над забоем, кН*м Максимальный момент свинчивания БИ, кН*м Максимальный вес до предела текучести, тонн
Давление на бурение, атм Над забоем, атм На забое, атм 1 750 62,2 74,9 68,2 3,7 0,2 70,6 168,9 139,2 159,2 1 900 66,3 80,5 72,9 4,5 1,0 70,6 167,6 144,6 164,6 2 050 69,3 86,3 77,1 4,8 1,4 70,6 166,7 150,8 170,8 2 200 71,7 93,6 81,6 5,3 1,8 70,6 166,3 157,0 177,0 2 350 76,0 97,1 85,6 5,1 1,7 70,6 168,6 163,1 183,1 2 500 79,4 102,8 90,1 5,4 2,1 70,6 167,2 169,4 189,4 2 650 82,4 108,9 94,4 5,9 2,5 70,6 166,8 175,5 195,5 2 800 85,9 114,0 98,6 5,6 2,3 70,6 166,4 181,8 201,8 2 910 87,3 123,4 103,1 7,3 4,1 70,6 165,9 187,9 207,9
Выбранная Самоходная буровая установка модели SZJ225CZ подходит по всем параметрам (рис. 3.1), технические характеристики буровой установки представлены в таблице 3.2.

Рис. 3.1 - Самоходная буровая установка модели SZJ225CZ

Применение мобильных самоходных буровых установок позволяет уменьшить затраты времени на переезд и монтаж буровой установки, однако при кустовом бурении с большим количеством скважин – лучше предусмотреть применение буровых установок эшелонного типа.
Учитывая отсутствие опыта строительства скважин с горизонтальным окончанием на Уранском месторождении проектом предусмотрено оснащение буровой установки верхним силовым приводом (ВСП) производства Санкт-Питербурского завода.
Буровые насосы должны обеспечивать необходимый литраж каждый по отдельности, фотография бурового насоса F-1300 представлена на рис.3.2., технические характеристики в таблице 3.3.






Рис. 3.2 – Буровой насос F-1300

Производство буровых насосов F-серий давно налажено крупными китайскими заводами нефтяного машиностроения. Буровые насосы F-1300 китайского производства являются точными копиями буровых насосов таких всемирно известных производителей как ЕMSCO, GARDNЕR DЕNVER, IDЕCO, NATIONАL, OILWЕLL.
Насосы категории F используются для нагнетания бурового раствора в пласт под высоким давлением, при бурении, цементировании скважин или при проведении ремонтных работ в скважинах.
F-1300 Насос-триплекс является горизонтальным поршневым насосом одностороннего действия, данный насос изготовлен по американским технологиям и полностью соответствует стандартам API. В насосах серии F все детали взаимозаменяемы.

Таблице 3.2 - Технические характеристики буровой установки
Модель SZJ225CZ Макс. Нагрузка на крюке, кН(lb) 225,0(505845) Глубина бурения (БТ 4-1/2''), м(фут) 4000(13123) Суммарная мощность, кВт (л.с.) 470×2(630×2) Мощность лебедки, кВт (л.с.) 746(1000) Талевая система 10 Высота вышки, м(фут) 39(128) Высота под вышечного основания, м(фут) 6.7(22) Колесная формула 14×10 Диа. Бурового каната, мм(дюйм) 32(1-1/4") Мощность х кол-во дизельных электростанций, кВт. 400×2 Модель х кол-во буровых насосов F-1300×2 Полезный объем буровых емкостей, м3(bbl) Пятиступенчатая
очистка, 210 (1280) Объем воздухосборника, м3(bbl) 3 Давление воздушного источника, МПa(psi) 1(145) Топливная емкость, м3(bbl) 75+4(489+24)
Таблице 3.3 - Технические характеристики бурового насоса F-1300
Модель Буровой насос F-1300 Тип: Трёхплунжерные насосы с поршнем однократного действия Максимальный диаметр×длина хода, мм: 180×304,8 Ходов в минуту, х/мин: 120 Номинальная мощность: 956 кВт Мощность: 1300 л. с. Тип передачи: шевронный Передаточное число: 4,206:1 Линии всасывания, мм: 304,8 Выпускной канал, мм: 127 Внешний диаметр вала-шестерни, мм: 215,9 Ключ, мм: 50,8×50,8 Надклапанные полости: API7# Масса, кг: 24572 Модель Буровой насос F-1300
Для оборудования системы очистки опять же исходя из опыта бурения скважин в регионе рекомендуется предусмотреть не менее 2 линейных вибросита на поток, и одно осушающее под гидроциклоны.




4 Освоения скважины на Уранском месторождении
4.1 Техника и технология освоения скважин

Уровень прогнозируемых пластовых давлений указывает на возможность применения фонтанного способа добычи на начальных этапах разработки месторождения, вызов притока планируется осуществлять методом замены жидкости, а именно перевода скважины после зачистки хвостовика и растворения заглушек фильтровой части путём установки и последующей закачка НCl, KCl и ПАВ, или глино-кислотная обработки призабойной зоны пласта, с дренированием пласта. Согласно принятой схемы разработки перевод скважин на механизированный способ добычи планируется через 5 лет. Для проведения работ по освоению скважины и созданию условий для притока флюида в скважину после перевода на механизированный способ добычи с помощью УЭЦН планируется снижение уровня, первичный запуск и вывод на режим стабильный режим работы с помощью устьевого уровнемера, датчик аварийного отключения по недогрузу (понижению уровня в скважине) исходя из опыта разработки соседних месторождений планируется настроить на давление 4 МПа.
Исходя из прогнозируемого уровня пластовых давлений перевод скважины на воду позволит создать расчётную депрессию на пласт на уровне 3,97МПа.

4.2 Технологии снижения влияния скин-фактора, восстановления проницаемости призабойной зоны пласта и интенсификации притока

Как уже указывалось выше для снижения влияния негативного влияния фильтрата бурового раствора на продуктивный пласт проектом предусмотрено проведение соляно-кислотной или глино-кислотной обработки призабойной зоны пласта.
Применение карбоната кальция в качестве кольматанта в сочетании с применением биополимеров для регулирования свойств бурового раствора позволит минимизировать негативное влияние скин-фактора на добычу скважинной продукции и обеспечить эффективное удаление кольматанта при проведении кислотной обработки пласта, в свою очередь применение глино-кислотной обработки позволить снизить негативное влияние колойдной фазы бурового раствора.
Для производства работ по кислотной обработке призабойной зоны пласта планируется применение стандартного оборудования, выпускаемого в Российской Федерации (рис. 4.1-4.3).


Рис. 4.1 - Кислотный агрегат СИН-32 КАМАЗ-43118

Кислотный агрегат СИН-32 КАМАЗ-43118 предназначен для транспортировки и нагнетания ингибированных растворов соляной кислоты с концентрацией до 35%, глинокислот (содержание HF до 5%, HCL до 24%), КСПО-2, а также растворов щелочей и солевых растворов при любых кислотных обработках призабойной зоны скважин.





Рис. 4.2 -Кислотовоз АЦК-10, 2НМ на базе КАМАЗ-43118


Рис. 4.3 – Блок манифольдов на базе автомобиля КАМАЗЗаключение

В представленной выпускной квалификационной работе рассмотрена краткая геологическая характеристика Уранского месторождения, стратиграфическая и литологическая характеристика.
Основу жизнеобеспечения экономики России составляют предприятия, относящиеся к нефтегазовому комплексу и отрасли, связанные с топливно-энергетическим комплексом. Исследуемое Уранское месторождение, является важным объектом для поддержания темпов добычи нефти в Оренбуржье.
В настоящее время к основной задаче большинства нефтедобывающих предприятий относится уменьшение темпа падения добычи сырья или его стабилизация. Одним из эффективных методов нефтедобычи, является бурение скважин с горизонтальным окончанием. Именно бурение скважин с го-ризонтальным окончанием может позволить увеличить отдачу пластов за счёт уменьшения темпов обводнения продукции и рисков подтягивания ко-нусов обводнения.
Системы бурового раствора для бурения скважины выбраны аналогичные тем, что применялась при бурении разведывательных скважин на Уранском месторождении.
Изложенный в выпускной квалификационной работе проект строительства скважины отвечает требованиям ПБвНГП и позволит начать эффективную разработку залежи Т1.
При подготовке, данной работ мной подготовлен типовой профиль наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием на пласт Т1, рассчитаны компоновки низа бурильной колонны бурения всех секций скважины, предложена конструкция скважины в соответствии с графиком совмещенных давлений, подготовлена долотная программа исходя из опыта бурения разведывательных скважин на Уранской площади.
В целом подготовка выпускной – квалификационной работы позволила мне закрепить полученные за период обучения теоретические знания, поиск материалов для ВКР был сопряжён с необходимостью взаимодействия и консультирования со специалистами ООО «Газпромнефть-Оренбург» и ООО «Катойл Дриллинг», практические знания и советы которых наряду со знаниями переданными мне от преподавателей и научных руководителей станут базой которая как мне хочется верить позволит мне стать хорошим специалистом в выбранной мной профессии!



































СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


Опубликованная литература
Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области. Оренбург:Оренбургское книжное издательство, 1997 – 272 с.
Геофизические методы исследования земной коры, В.К. Хмелевской Международный университет природы, общества и человека "Дубна", г. Дубна, 1997 г.
Сидоренко А. В. Гидрогеология СССР. Том XLIII, Оренбургская область. (Оренбургское гидрогеологическое управление). Редактор Токмачёв Е. И., М, «Недра», 1972, 272 с.
Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. «Изменение нефтей при фильтрации через породы». Москва, «Недра», 1983, 175 с.
Фондовая литература
Музраева Б.Ю., и др. «Проект геологического изучения недр (поисков и оценки залежей углеводородного сырья) на Уранской площади», г. Санкт-Петербург 2015 г.
Ревяко А. В. «Обработка и комплексная интерпретация геолого-геофизических данных с целью изучения геологического строения Уранской площади в 2016 г», г. Москва, 2016 г.
«Оперативный подсчет запасов углеводородов Балейкинского месторождения по результатам проведенных в 2013 году сейсморазведочных работ МОГТ 3Д и бурения разведочной скважины № 10», г. Тюмень, 2014 г.
«Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам пластов Т1, Зл1а+б и Зл2 Балейкинского месторождения»
«Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа Новосамарского месторождения по результатам бурения поисково-оценочной скважины № 1 СЛ Уранского ЛУ» Г. Оренбург, 2016 г.
«Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа Новозаринского месторождения по результатам бурения поисково-оценочной скважины № 8 ЗС Уранской площади», г.Оренбург, 2017 г.
Инструкции, руководящие документы
Приказ Министерства природных ресурсов РФ от 7 февраля 2001 г. № 126 «Об утверждении Временных положения и классификаций». Приложение 1. Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. Приложение 2. Временная классификация скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей).
Приказ Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 14 июня 2016 г. № 352 «Об утверждении Правил подготовки проектной документации на проведение геологического изучения недр и разведки месторождений полезных ископаемых по видам полезных ископаемых».
РД 153-39.0-072-01. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. Минэнерго России, 07.05.2001.
Министерство топлива и энергетики России и Министерство природных ресурсов России от 28 декабря 1999 г. N 445/323. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах.
Методические указания по ведению работ на стадии поисков и разведки месторождений нефти и газа. М., ВНИГНИ, 1982.
Методические рекомендации по выбору системы размещения поисковых скважин. Г.А. Габриэлянц, В.В. Мухин, В.Я. Соколов и др. М., 1982.
Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору, 12.03.2013.
ГОСТ 13846-89. Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции. Госстандарт СССР, 24.02.1989.
РД 39-0147716-505-85. Порядок отбора, привязки, хранения, движения и комплексного исследования керна и грунтов нефтегазовых скважин. Миннефтепром СССР 20.11.1985.
РД 153-39.0-062-00. Техническая инструкция по испытанию пластов инструментами на трубах. Министерство энергетики РФ, 02.02.2001.
РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. Минэнерго России, 05.02.2002.
РД 08-492-02. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Госгортехнадзор России, 22.05.2002.
РД 13-193-98. Положение о порядке предоставления права руководства горными и взрывными работами в организациях, на предприятиях и объектах, подконтрольных Госгортехнадзору России. Госгортехнадзор, 19.11.1997.
РД 03-19-2007. Положение об организации работы по подготовке и аттестации специалистов организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору. Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору, 29.01.2007.
Федеральный закон РФ «Об охране окружающей среды» от 10.01.02 № 7-ФЗ.
Федеральный закон РФ «О недрах» от 21.02.1992 г. № 2395-11992.
Федеральный закон РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 № 116-ФЗ.
Федеральный закон РФ «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения», 30.03.99 г. № 52-ФЗ.
Федеральный закон РФ «О животном мире»., 24.04.95 г. № 52-ФЗ.
Водный кодекс РФ от 3 июня 2006 г. № 74-ФЗ.
Лесной кодекс РФ от 4 декабря 2006 г. № 200-ФЗ.
Земельный кодекс Российской Федерации от 25 октября 2001 г. № 136-ФЗ.
ГОСТ 17.1.3.06-82. Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране подземных вод.;
ГОСТ 17.1.3.12-86. Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше.
Методические указания по составлению геологических проектов глубокого бурения при геологоразведочных работах на нефть и газ. М.: Комитет Российской Федерации по геологии и использования недр. 1996 г.
Инструкция по сейсморазведке. Министерство геологии СССР. Москва, 1986 г.
Инструкция по наземной сейсморазведке на нефть и газ. Москва, 2003 г.
Приказ № 352 от 14.06.2016 г. «Об утверждении Правил подготовки проектной документации на проведение геологического изучения недр и разведки месторождений полезных ископаемых».









55


20


57



83




2550м