Реферат Восстановление скважины 60 Золотухинского месторождения методом бурения второго ствола

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Выберите тип работы:

Курсовая работа Дипломная работа Контрольная работа Реферат Отчет по практике Эссе Доклад Решение задач Научно-исследовательская работа Монография Аспирантский реферат Магистерская работа Научная статья Публикация статьи в ВАК Публикация статьи в Scopus Дипломная работа MBA Бизнес-план Тест/экзамен online Чертеж Рецензия

Принимаю Политику конфиденциальности

Продолжить

Скидка 25% при заказе до 25.12.2024

ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ 

имени П.О.СУХОГО

                                                     Факультет  МСФ                                              

                                                     Кафедра РЭНМиТН

           

              УТВЕРЖДАЮ

Зав. кафедрой­­­_________________А.Н.Захаров

                                        

“ ____ ” ________________  2005 г.

ЗАДАНИЕ

ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ

                                  

Студенту   Казачковскому Андрею Васильевичу

1.Тема проекта:   «Восстановление скважины №7 Дубровского месторождения методом  бурения второго ствола».

(Утверждена приказом по вузу от ________14.03.2005г._____________________

№ ___239-с_____________)

2. Сроки сдачи студентом законченного проекта: 1.06.05г.-предварительная защита, 23-24 июня 2005г.-защита

3. Исходные данные к проекту:   cкважина № 7 Дубровского месторождения

4.Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)
1.     Геологическое строение Дубровского нефтяного месторождения.

2.     Технология восстановление бездействующей скважины методом  бурения второго ствола.

3.     Эффективность от внедрения долот типа «Удол» российских фирм.

4.     Мероприятия по экологии, охране труда и технике безопасности при бурении второго ствола и заканчивании скважины

5.     Перечень графического материала ( с точным указанием обязательных чертежей и графика )

1. Геологический разрез месторождения в зоне скважины

2. Структурная карта

3. Геолого-технический наряд

4. Клиновой отклонитель

5. Компоновка  для зарезки второго ствола

6. Технико-экономические показатели работ долот.

6.Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта)

          геологическая часть                                                      Бескопыльный В.Н.

          техническая часть                                                         Лашкин Л.П..

          экономическая часть                                                    Лебешков М.Е.

          охрана труда и техника безопасности                        Швецов А.Н.

7. Дата выдачи  задания -15 марта 2005г.

8. Календарный график работы над проектом на весь период проектирования (с указанием сроков выполнения и трудоемкости отдельных этапов)

 

      геологическая часть                                                           30.04.05г.

      техническая часть                                                              15.05.05г.

      экономика и ТБ                                                                  30.05.05г.

Руководитель__________________ЛашкинЛ.П..

                                                                                                             

Задание принял к исполнению (дата)                             Казачковский А.В.

Подпись студента_____________________________________________

                                    Подпись студента _____________________________________________

         

     Примечание: Это задание прилагается к законченному проекту и вместе с проектом представляется при сдаче проекта.


                                     
СОДЕРЖАНИЕ

 стр.

Введение.
                                                                                                              

Геологическое строение Дубровского месторождения.

1.1 Общие сведения о месторождении.

1.2 Краткая характеристика стратиграфии  осадочного разреза месторождения.

1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.

1.4 Нефтеностность месторождения.

Технология восстановления  бездействующей скважины методом

     бурения  второго ствола.

     2.1 Данные первого ствола и обоснования выбора скважины для

            восстановления    методом бурения второго ствола.

     2.2 Основные проектные данные.

2.3 Основные показатели при бурении.

2.4 Подготовительные работы.

2.5 Вырезка  окна.

2.6 Бурение второго  ствола.

2.7 Крепление  скважины.

2.8 Освоение  скважины.

2.9 Вызов притока.

Экономическая эффективность от внедрения долот типа «Удол» российских    фирм.

     Мероприятия по экологии, охране труда и технике безопасности при    бурении второго ствола и заканчивании скважин.

     4.1 Организация охраны труда в УПНП и РС.


     4.2 Характеристика производства, выполняемых работ с точки зрения охраны      труда.

      4.3 Организация пожарной охраны.                                                                                          

      4.4 Мероприятия по охране окружающей среды.

 Заключение.

 Список использованных источников.
ВВЕДЕНИЕ

 

Дипломная работа по теме "Восстановление скважин методом бурения второго ствола на Дубровском нефтяном месторождении" основана на результатах бурения второго ствола. За основу взята скважина №7 Дубровского месторождения, которая находилась в контрольном фонде на межсолевые отложения задонско-елецкой залежи.

Дубровское месторождение открыто объединением "Белоруснефть" в 1979 году. Месторождение приурочено к склону Шатилковской ступени Припятского прогиба и расположено в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь. В пробную эксплуатацию введено в 1980 году согласно "Проекту пробной эксплуатации". С 1985 года месторождение находится в промышленной эксплуатации.

В настоящее время в разработке находятся две основные залежи: межсолевая и подсолевая. Скважиной №27 эксплуатируется внутрисолевая залежь. 

На сегодняшний день около 600 скважин находятся на балансе РУП “ПО “Белоруснефть”, которые ликвидированы по геологическим, техническим причинам или находятся в контрольном фонде.

Данная дипломная работа посвящена восстановлению скважины №7 Дубровского месторождения методом бурения второго ствола. В работе отражены такие вопросы как: геологическое строение Дубровского нефтяного месторождения, технология восстановления скважины методом бурения второго ствола, результаты проводки и освоения скважины №7s2 Дубровского месторождения, а также показана экономическая эффективность от внедрения долота российской фирмы «Удол» для бурения второго ствола. 

 В настоящее время фонд скважин Дубровского месторождения насчитывает 45 единиц: 18 ─ эксплуатационных, 4 ─ нагнетательных, 8 ─ кон-трольных, 15 ─  ликвидированных

Силами УПНП и РС в 2004 г. на Дубровском месторождении методом бурения второго ствола восстановлены две скважины: №7 и №41. В 2005 г.  на Дубровском месторождении  планируется восстановить скважины №31 и №5.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ДУБРОВСКОГО НЕФТЯНОГО
 МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Общие сведения о месторождении

Дубровское месторождение открыто РУП “ПО Белоруснефть” в 1979году. Приурочено к склону Шатиловской ступени Припятского прогиба и находится в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь.

В орфографическом отношении территория представляет собой всхолмленную равнину, слегка наклоненную в сторону р. Днепр. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах +120м - +162м.

Гидрографическая сеть развита слабо. Самая крупная ближайшая река – Днепр и её притоки.  Широко развита сеть мелиоративных каналов и небольших водоёмов.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +7. Средняя температура января -4, июля +15. Среднегодовое количество осадков 550-650мм.

Национальный состав населения разнообразен: более 85% составляют белорусы, проживают также русские, украинцы, евреи и поляки.

В экономическом отношении район сельскохозяйственный. Развито животноводство, льноводство, садоводство, овощеводство.

Промышленность развита в близлежащих городах, где имеются предприятия пищевой, машиностроительной, металлообрабатывающей, лёгкой, химической и нефтедобывающей промышленности.

Из полезных ископаемых местного значения имеются строительные пески, глины и торф.

Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе через узел подготовки нефти. Попутный газ утилизируется на Белорусском ГПЗ в г. Речица.

1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения.

В геологическом строении Дубровского месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя и мезо-кайнозоя. Максимальная  вскрытая  толщина  осадочного чехла составляет 4308 м (скв. 1). Породы кристаллического фундамента встречены в скв. 1 на глубине 4308м. Литологическое описание пород, слагающих разрез Дубровской площади, дается с учетом данных глубокого поисково-разведочного бурения соседних площадей.

Архейско-среднепротерозойская группа (AR+PR).

        Породы архейско-среднепротерозойской группы, слагающие кристаллический фундамен представлены кварцевыми диоритами и гранитами темно-серыми, серыми и розовато-серыми, средне- и крупно­кристаллическими. Вскрытая толщина пород фундамента 3 м. Повсеместно архейско-среднепротерозойские образования перекрыты разновозрастной толщей осадочных пород.

Верхнепротерозойская группа (PR3) ─ сложена песчаниками светло-серыми, разнозернистыми, плотными, с прослоями алевролитов, глин, кварцитов. Толщина отложений в скв. 1 составляет 91 м.

Палеозойская группа (PZ).

Палеозойская группа представлена девонской, каменноугольной и пермской системами.

Девонская система (D).

Девонские отложения распространены по всей территории исследований, представлены средним и верхним отделами.

Средний отдел (D2).

         Отложения среднего девона в составе эйфельского и живетского ярусов с резким стратиграфическим несогласием лежат непосредственно на верхнепротерозойских образованиях.

Литологические отложения представлены песчаниками серыми, светло-серыми, мелкозернистыми, нередко глинистыми, с прослоями аргиллита бурого. Вскрытая толщина пород составляет 112 м.

Верхний отдел (D3).

Верхнедевонские отложения в составе франского и фаменского ярусов согласно залегают на среднедевонских отложениях.

       Франский ярус включает отложения ланского, саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского, евлановского и ливенского горизонтов.

Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяются ряд толщ: подсолевая терригенная; подсолевая карбонатная; нижняя соленосная; межсолевая; верхняя соленосная; надсолевая.

Породы кристаллического фундамента вскрыты скв.1 и представлены гнейсами, гранодиоритами, гранито – гнейсами. Вскрытая толщина 2 метра.

Подсолевая терригенная толща сложена отложениями верхнего протерозоя, среднего девона и ланским горизонтом верхнего отдела девонскй систнмы палеозойской эратемы. Литологически отложения представлены песчаниками, алевролитами, глинами. Вскрытая толщина подсолевых терригенных отложений в скв.1 – 371 метр.

Подсолевая карбонатная толща включает в себя саргаевский, семилукский, речицкий, воронежский и нижнюю часть евлановского (кустовницкие слои) горизонта и представлены доломитами, известняками, маргелями с прослоями ангидритов, глин. Нефтенасыщенными являются породы саргаевского и семилукского горизонтов.

Саргаевский горизонт залегает на поверхности ланских отложений. Толщина горизонта изменяется от 36 метров до 46 метров.

Отложения семилукского горизонта залегают  на саргаевских породах. Толщина пород варьирует от 18,5 метров до 27 метров.

Нижнесоленосная толща представлена евланским (анисимовские слои) и ливенским горизонтами. Литологически толща сложена каменной солью с включениями и прослоями глин, маргелей, известняков, ангидритов и доломитов. Толщина нижнесолевой толщи варьирует от 342 метров до 552 метров.

Межсолевая толща включает домановичский, задонский, елецкий и петриковский горизонты фаменского яруса верхнего отдела девонской системы. Разрез сложен преимущественно карбонатными породами: доломитами, известняками и маргелями. Толщина межсолевой толщи 182-579 метров.

С отложениями елецкого и задонского горизонта связана промышленная нефтеносность месторождения. Породы елецкого горизонта несогласно залегают на задонских и вскрыты почти во всех скважинах. Вскрытая толщина изменяется от 45 метров до 265 метров.

 Отложения задонского горизонта залегают на домановичских отложениях. Литологический разрез задонского горизонта представлен известняками доломитистыми, серыми, органогенными, плотными, тонкослоистыми с микровыпотами темно-коричневой нефти по микротрещинам. Реже доломитами коричневато-серыми, плотными, кавернозными, средней крепости. Толщина отложений варьирует от 111 метров до 187 метров.

 Верхняя соленосная галитовая подтолща  в составе лебедянского и найдовских слоев оресского горизонта  несогласно перекрывает межсолевые отложения и представлена каменной солью с прослоями маргелей, доломитов, известняков, ангидритов.

Нефтеносность связана с внутресолевым прослоем известняков ангидритизированных светло-серых, плотных, перемятых с трещенами произвольного ориентирования.

Общая толщина верхней соленосной галитовой подтолщи от 607 метров до 808 метров.

Верхнесоленосная глинисто – галитовая подтолща представлена оресским, стрешинским и нижнеполесским горизонтами. Сложена каменной солью, которая переслаивается с маргелями, глинами, реже доломитами, ангидритами. Толщина отложений изменяется от 784 метров до 1257 метров.

Надсолевая толща, включающая верхнюю часть полесского горизонта фамеиского яруса верхнедевонской системы, каменноугольную и пермскую системы палеозойской группы, мезозойскую группу (триасовая, юрская, меловая системы) и кайнозойскую группу (палеогеновая, неогеновая и четвертичная системы), сложена глинами, маргелями с прослоями известняков, доломитов, алевролитов, песков и песчаников.

Общая толщина надсолевых отложений изменяется от 979 метров до 1418 метров. (см.приложение 2)

1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.
Дубровское месторождение приурочено к одноименной структуре и располагается между Речицко-Вишанской и Первомайской зонами поднятий, в свою очередь относящихся к Северной тектонической зоне Припятской впадины.

В осадочном чехле в пределах Дубровской структуры, как и всей Северной структурно-тектонической зоны впадины, по данным структурно-формационных исследований, выделяются три структурных этажа, отражающие основные этапы развития: нижний, средний и верхний.

Нижний структурный этаж представлен подсолевыми отложениями и соответствуют платформенному этапу развития впадины. Поднятие по кровле семилукского горизонта характеризуется моноклинальным залеганием пород с общим падением в северо-восточном направлении, угол падения составляет в среднем 50. В пределах изогипсы ─ 3750 м размеры поднятия составляют 3,3 на 1,5 км.

По кровле саргаевского горизонта поднятие также представляет собой моноклиналь, с углом падения пород 50. В пределах изогипсы ─ 3800 м размеры поднятия составляют 4,4 на 1,9 км.

Средний структурный этаж объединяет нижнесоленосные, межсолевые, верхнесоленосные, надсолевые девонские и каменноугольные отложения и соответствуют авлакогеновому этапу развития впадины.

По поверхности межсолевых отложений Дубровская площадь представляет собой брахиантиклиналь, осложненную с юго-запада и юго-востока разломами, прослеживающимися из подсодевых отложений, со значительно меньшей амплитудой (30─70 метров). Размеры брахиантиклинали в пределах изогипсы ─ 2800 метров составляют 2700х2300 метров. Структурная карта поверхности резервуара задонского горизонта представляет собой антиклинальное поднятие. Размеры структуры в пределах изогипсы ─ 2900 м составляют 3,3 на 1,8 км.

Поверхность елецкого резервуара в целом согласна с поверхностью горизонта, но характеризуется более резко выраженными деталями. Так, юго-восточный склон массива крутой с отчетливой границей отсутствия коллекторов. Северо­западный склон  вытянутый и раздвоенный, свод биогерма и поверхность елецких отложений в плане совпадают. Северо-восточный склон, также как юго-восточный, крутой, и в его пределах довольно резко исчезает биогерм и, соответственно, отсутствуют коллекторы. Таким образом, характер развития и строения межсолевых отложений Дубровского поднятия представляет собой практически классический тип органогенной постройки.

Структурный верхний этаж включает пермские и мезокайнозойские отложения, соответствует позднеплатформенному этапу развития Припятской впадины. Он характеризуется уменьшением степени дислоцированности пород, уменьшением амплитуды поднятия и выполаживанием   углов падения пород вверх по разрезу. Палеогеновые и антропогеновые отложения залегают почти горизонтально.[1, с82]

1.4 Нефтегазоносность месторождения.
Промышленная нефтеносность Дубровского месторождения связана с карбонатными коллекторами задонско-елецкого и семилукского горизонтов. Также получены притоки нефти из внутрисолевого прослоя лебедянского горизонта и саргаевских отложений.

Задонско-елецкая залежь нефти массивная, сводовая, тектонически ограниченная с юга, запада и востока. Размеры залежи: 2,85км., 2,5км., высота 130м. Запасы нефти составляют: балансовые 3478 у.е., извлекаемые 1656 у.е., категория В, остаточные извлекаемые запасы составляют 351,5 у.е. Стадия разработки – третья.

Нефтенасыщенные толщины выделенные по ГИС,  варьируют в пределах от 4,4м (скв.4) до 76,4м (скв.26). Дебиты нефти составляют от 10т/сут до 12т/сут.

Коллекторами нефти залежи являются преимущественно известняки кавернозные, трещиноватые, в меньшей степени доломиты.

Тип коллектора  порово-каверново-трещинный.

По промыслово-геофизическим данным и данным лаборатории  подсчета запасов БелНИПинефть утверждены следующие отметки ВНК: для елецкой залежи на абс. отметке – 2873м, для семилукской залежи на абс. отметке – 3735м.

Семилукская залежь нефти пластовая, тектонически экранированная.

Размеры залежи: 1,05км., 2,3км., высота 115м. Запасы нефти составляют: балансовые 746 у.е., извлекаемые 343 у.е., категория В, остаточные извлекаемые запасы составляют 156,9 у.е.. Стадия разработки – третья.

Нефтенасыщенные толщины выделенные по ГИС, составили: в скв. 1-12,4м, 5-14м, 28-8,6м 36-12,8м, 37-13,8м. Дебиты нефти составляют от 20т/сут до 30т/сут.

Коллекторами нефти являются преимущественно известняки кавернозные, трещиноватые, доломиты.

Тип коллектора  порово-каверново-трещинный.

Внутрисолевые отложения испытаны в открытом стволе в скв. 1, 3, 12, 21, 24, 25, 27, 31, 38. Приток получен только в скв.27 из нижнего пласта – глинистый раствор с нефтью дебитом 140,7м3/сут.

При бурении скв. 32 произошло интенсивное нефтепроявление из внутрисолевого прослоя (нефть отбиралась в коллектор).

Внутрисолевая залежь состоит из двух пластов – нижнего и верхнего – сложенных известняками ангидритизированными с трещинами и кавернами. Залежь приурочена к нескольким участкам распространения коллекторов. По нижнему пласту выделено одно поле, верхнему – три. Границы полей проведены на серединах расстояний между скважинами вскрывшими и невскрывшими коллекторы.

Размеры залежей составляют:

верхний пласт I поле 0,4км х 0,7км, высота 100м.

II поле 0,4км х 0,25км, высота 70м.

III поле 0,5км х 0,25км, высота 70м.

нижний пласт 0,75 х 0,35км, высота 170м.

Тип коллектора  порово-каверново-трещинный.

По данным ГИС нефтенасыщенные толщины составили: нижний пласт - в скв. 27-30,2м; 28-3,4м; верхний пласт – в скв. 3-4м; 6-9м; 26-6,6м; 27-25,6м; 34-3м; 8-10,4м; 21-3м; 7-6,4м; 33-7,2м.

2 ТЕХНОЛОГИЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ БЕЗДЕЙСТВУЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ №7 ДУБРОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕТОДОМ БУРЕНИЯ

ВТОРОГО СТВОЛА
2.1 Обоснования выбора скважины для восстановления методом бурения второго ствола

 

При выборе скважины для бурения второго ствола учитывались следующие основные факторы:

1. Необходимость сгущения сетки эксплуатационных скважин.

2. Конструкция скважины №7 Дубровского месторождения:

         - направление 630 мм – 0 ─ 6 м ─ цемент до устья

         - кондуктор 426 мм – 0 ─ 201 м – цемент до устья

         - первая техническая колона 324 мм ─  0 ─ 1136 м ─ цемент до устья

         - вторая техническая колонна 245 мм – 0 ─ 2891 м ─ цемент до устья

         - потайная колонна 194 мм – 2731 ─ 3806 м – цемент в интервале спуска

         - эксплуатационная колонна 168х140х127 мм ─ 0─2580 ─ 3681─ 3998 м ─ цемент до устья

Фактическая  глубина ─ 3998 м,

фактический  горизонт ─ саргаевский (см.табл.2.1).

Скважина начата бурением  ─  14.03.1982г.

Скважина закончена бурением ─ 22.03.1983г.

Вскрытый геологический разрез

Таблица 2.1

Наименование отложений	Интервал
1.Четвертичные+палеогеновые	0─113
2.Меловые	113─202
3.Юрские	202─303
4.Триасовые+пермские	303─494
5.Каменноугольные+полесские	494─1157
6.Полесско-лебедянские	1157─2870
7.Елецко-задонские	2870─3303
8.Ливенские	3303─3688
9.Евлановские	3688─3816
10.Воронежские	3816─3895
11.Речицкие	3895─3921
12.Семилукские	3921─3946
13.Саргаевские	3946─3998

3.Характеристика работы скважины №7 Дубровского метосторождения.

В марте ─ мае 1983г. произведена перфорация интервала 3920─3938м (семилукский горизонт). При испытании объекта в эксплуатационной колонне получен приток пластовой воды плотностью 1,26 г/см3.

В марте 1984г перевели скважину под нагнетание в семилукском горизонте с приемистостью 110─130м/с. В 1986г. приемистость составляла примерно

100 м3/сут  и в декабре 1986г. закачка в скважину прекращается по техническим причинам.

В декабре 1987г. ─ феврале 1988г. произвели изоляцию семилукского горизонта, и перешли на работы в  задонский горизонт. Зону перфорации засыпали песком, установли цементный мост в интервале 3060─3150 м.

В задонском горизонте выполнили ПКС интервалов 2956─2965 м, 2968─2982 м и 2990─3006 м. Выполнили солянокислотную обработку в объеме 6м3 24% при начальном давлении 195 атм и конечном 0 ат на технической воде плотностью 1,14 г/см3.

В октябре 1988г произвели ликвидацию заколонного перетока. По термометрии приемистостью обладал только интервал перфорации. Выполнили спецдыры ПКС в интервале 3052─3050 м при забое 3112 м для ликвидации заколонного перетока. При приемистости 0 атм на забой закачали 2 м3 цементного раствора и разбурили мост до 3035 м. При повторных геофизических исследованиях заколонный переток вниз не установлен.

В декабре 1988г. при подъеме ЭЦН оказалось, что НКТ забиты солью. Выполнили солянокислотную обработку в объеме 6 м3 12% при давлениях 120─0атм + 200 м3 0,2% раствора флюоресцина. При отработке ЭН─80 шла вода (параметры не известны).

В марте─мае 1989 г. произвели закачку цементного раствора под давлением до глубины 2952 м с разбуриванием цементного моста до глубины 3022 м. Выполнили перфорацию ПКС в интервале 3017─3020 м. Выполнили солянокислотную ванну в объеме 3 м3 24% без продавки в пласт. Через сутки Рбуф=45 атм, скважина переливала нефтью. Заглушить скважину водой плотностью 1,21 г/см3 не удалось.

В октябре 1989 г. скважина введена фонтаном, на 4-мм штуцере при периодической эксплуатации. Дебит составлял 0,8-1,0 т/с без воды.

В марте 1993 г. спустили в скважину НГ─43. При постоянной эксплуатации дебит жидкости примерно составлял 5 т/с при обводненности до 3%.

C 1994 г. обводненность скважины составила  более 40%, плотность воды 1,13─1,17 г/см3.

С 04.1994г. периодическая эксплуатация НГ─44 с дебитом жидкости 1,2─0,5 т/с при обводненности 48 ─ 30%. Плотностью жидкости составляла 1,13 г/см3  (обводнение во времени не стабильное, изменяется от месяца к месяцу в широком диапазоне, в иные месяцы вообще отсутствует).

 В октябре ─ ноябре 1998 г. при обводненности 99,1% (плотность воды      1,22 г/см3), перешли на вышележащую часть разреза. Установили мост под давлением в интервале 3942─3020 м с разбуриванием до глубины 2985м. Выполнили ГПП интервалов 2956─2963 м и 2968─2982 м и интенсификацию (солянокислотную ванну в объеме 2м3 24%). На НГ─32 при постоянной эксплуатации дебит жидкости составлял 0,6─0,8 т/с при 20─40% обводненности плотностью 1,19─1,2 г/см3.

В марте 2000г. обводненность составила 99 %.

На 11.04.2000г.: задонский горизонт ─ добыто 3792 тн. нефти и 2100 тн. воды; в семилукский горизонт ─ закачено 42710 м3 технической воды плотностью

1,17 г/см3. В апреле 2000г. скважина переведена в контрольный фонд.

          4. Параметры работы соседних скважин:

№38 (Дебит ─ 20 т/сут; обводненность ─ 50 %; способ эксплуатации ─ ЭЦН).

№33 (Дебит ─ 17 т/сут; обводненность ─ 55 %; способ эксплуатации ─ ЭЦН).

№40 (Дебит ─ 10 т/сут; обводненность ─ 60 %; способ эксплуатации ─ ЭЦН).

№42 (Дебит ─ 6 т/сут; обводненность ─ 0 %; способ эксплуатации ─ ШГН).

5. Энергетика залежи.

6. Экономия финансовых затрат при бурении второго ствола по сравнению с    бурением новой скважины.

7. Разница во времени затраченном на бурении второго ствола по отношению к времени бурения новой скважины.

Учитывая, вышеизложенное принято решение о бурении второго ствола скважины №7s2 Дубровского месторождения.



2.2 Основные проектные данные

 

  Проектная конструкция второго ствола:

   - эксплуатационная колонна диаметром 168 мм ─ 0 ─ 2530 м, цемент до устья;

   - «хвостовик» диаметром 114 мм ─ 2430 ─ 2969 м, цемент в интервале спуска;

   - открытый ствол диаметром  93 мм ─ 2969 ─ 3045 м.[14, с22]



Основные проектные данные на  восстановление скважины     

    Таблица 2.2  

      

1.   Номер скважины	7S2
2.   Площадь (месторождение)	Дубровская

Продолжение таблицы 2.2

3.   Цель ремонтно-восстановительных работ	восстановление  скважины из контр. фонда
4.   Назначение скважины	эксплуатационная
5.   Проектный горизонт	задонско-елецкий
6.   Проектная глубина, м: по стволу	3045
7.   Вид скважины (вертикальная, наклонно-направл.)	Наклонно ─ направленная
8.   Азимут бурения, град/дир.угол (от устья)	46°30'/53°
9.   Максимальный зенитный угол, град	17°30'
10. Максимальная интенсивность изменения зенитного угла, град./10 м	1,5
11. Абсолютная отметка точки вскрытия кровли продуктивного пласта, м	2760
12. Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного пласта, м	130 (от устья)
13. Допустимое отклонение точки входа в кровлю продуктивного пласта от проектного положения    (Rкр. допуска)	50
14. Категория скважины	I
15. Способ бурения второго ствола	Роторно-турбинный
16. Вид привода	Дизельный
17. Тип установки для ремонтно-восстановительных работ	HRI-500

          

Проектный стратиграфический разрез                  

 Таблица 2.3

Наименование отложений		Интервалы, м

2.2.1 Обоснование месторасположения забоя второго ствола скважины и его профиля.

                                                                                  ( 2.1)     

                                                 

            - интенсивность набора угла в скважине принимаем-1,5; [градус];

                                                                      ( 2.7)

   

=

          ,           ( 2.13) 

                           ,                                  ( 2.14)

        -  длина УБТ, [м];

        - 36 м.

                            ,                   ( 2.15)   

где,  = 1,31 г/см³       

         = 7,85 г/см³

                         ,                                ( 2.16)

                       ,                           ( 2.17)

    ,                     ( 2.18)

Принимаем  = 1800 м.

2.3.8 Проверочный расчет

Определяем массу первой секции по формуле:

                                          ,                                  ( 2.19)



Определяем фактическую растягивающую нагрузку по формуле:

                            ,                    ( 2.20)



Расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение:

                                   ,                                         ( 2.21)

;

2,02 > 1,5

Следовательно, колонна удовлетворяет заданному условию

Расчет второй секции.

Вторая секция состоит из труб ПН 89 х 9 Е

Определим допустимую длину секции по формуле:

                         ,                                    ( 2.22)

где, Q_p2 – допустимая растягивающая нагрузка для материала труб ПН 89 х 9 Е;

      
Q_p2 = 125 тс;

      
q₂ – масса одного метра трубы ПН 89 х 9 Е;

      
q₂ = 0,0223 тс/м;

 

 Необходимая длина равна:

                                ,                                     ( 2.23)

где, L – глубина скважины по стволу;

      
L = 3045 м.;

       м.

Определим массу второй секции:

                               ,                                ( 2.24)     



          Определим фактическую растягивающую нагрузку для второй секции по формуле:

                        ,                          ( 2.25)



Определим расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение:

                             

                          ,                                      ( 2.26)



2,05 > 1,5

Требуемое условие выполняется.

Полученные данные сводим в таблицу (см.табл. 2.4)


Характеристика бурильной колонны

Таблица 2.4

Бурильные трубы	Интервал установки, м.	Длина секции, м.	Нарастающая нагрузка, т.	Допустимая нагрузка	Нр1	[n]
ПН 73x9 Д	0-1245	1245	34,7	70	2,05	1,5
ПН 89x9 Е	1245-3045	1800	61	125	2,02	1,5

 2.3.9 Расчет бурильной колонны ПН 73 х 9 на прочность при бурении роторным способом.

Определим массу КНБК  по формуле:

                                                                    



Найдем нагрузку перепада давлений на долоте при бурении ротором

по формуле.

P_n = 80 – при бурении ротором с ТСД

                                                                     

Определим допустимую растягивающую нагрузку по формуле.

Q₁ = 85 тс – нагрузка соответствующая пределу текучести материала труб

n₁ = 1,56 – коэффициент запаса прочности при бурении наклонно-направленной скважины ротором.



Определим допустимую длину по формуле:

 

Для бурильной колонны ПН 89 х 9 Е:



 

Ротором бурим интервал от 2535 до 2565м.



Условие выполняется.

2.3.10 Расчет бурильных труб при спуске «хвостовика».
    Первая секция трубы  ПН 89 х 9 Д

Вес колонны  т

Определяем допустимую нагрузку по формуле:

 т

n = 1,5 коэффициент запаса на растяжение при спуске обсадной колонны

 т

Определим допустимую глубину первой секции

                  ,                                            ( 2.27)

 м.

Принимаем  = 2430 м

Расчетный коэффициент запаса прочности будет равен:

 т



1,34 < 1,5

Следовательно, данная секция не подходит

Вторая секция трубы ПН 89 х 9 Е

                                ,                               ( 2.28)

 



 т

Расчетный коэффициент запаса прочности определим по формуле

                                      ,                               ( 2.29)



1,96 > 1,5

Данная секция удовлетворяет поставленным условиям.

В результате проведённых проверочных расчётов пришли к выводу, что бурильная колонна подходит для бурения данной скважины.

   По результатам расчета на скважину необходимо завести БТ – 73мм

Первая  секция:

─ типоразмер ПН 73 мм.

─ толщина  стенки  9 мм.

─ группа  прочности  Д ─ 1800 м.

─ предел текучести ─ 380 МПа.

─ масса   секции ─ 30060 кг.

Вторая секция:

─ типоразмер ПН 89 мм.

─ толщина  стенки  9 мм.

─ группа прочности  Е ─ 1245 м.

─ предел текучести ─ 550 МПа.

─ масса секции ─ 27764 кг.

Суммарная масса обоих секций  составит ─ 57824 кг.

2.4 Подготовительные работы
Перед началом работ устье скважины должно быть оборудовано фланцем колонной головки, крестовиной, планшайбой. Устье скважины необходимо оборудовать согласно принятой схеме на бурение II ствола (опрессовать ПВО ─ превентор "Упетром" 180/350  и фонтанную арматуру ─ А.Ф.К 3-65-350атм на 150атм., опрессовать межколонное пространство на 50 атм., при открытом устье).

 Далее проверить работоспособность бурового оборудования и контрольно ─измерительных приборов  (ротор, буровой насос, систему очистки бурового раствора, индикатор веса, моментомер, расходомер бурового раствора).

           При сборке  бурильной колонны  D-89мм  необходимо произвести шаблонировку труб шаблоном D-67 мм., а также D-73мм   для  очистки от окалины.

 Далее в скважину спустить следующую КНБК (торцовый фрезер D-142 мм, УБТ D-121 мм, БТ  89 мм) до получения «жесткой» посадки. Прокачать скважину технической водой 1,13 г/см³ в объеме скважины. Поднять КНБК и произвести промыслово-геофизические исследования (ПГИ). Осуществить проверку наличия цементного камня за обсадной колонной при помощи геофизических методов (АКЦ, профилимер, ГК+ЛМ).

 Определить местоположение муфтовых соединений обсадных труб с помощью магнитного локатора муфт. Толщина и  марка  колонны в предполагаемом интервале забуривания 1910─2580─10,59 Р─110.

По результатам проведенных геофизических исследований определяется глубина забуривания нового ствола с учетом следующих условий:

1. За обсадной колонной в месте  вырезки  «окна»  должно быть наличие цементного кольца.

2. Интервал забуривания должен быть представлен горными породами  по твердости меньшими, чем твердость цементного камня, и устойчивыми стенками скважины.

3. Максимальная интенсивность искривления ствола скважины выше интервала забуривания должна быть не более 2 ─ 3° на 10 м.

4. Угловые  параметры  на  круг допуска  должны не превышать по зенитному углу 30°─35°, по  радиусу  разворота не  больше 15° на 10 м.

    Исходя, из вышеуказанных требований и по результатам расчета профиля определена точка забуривания второго ствола 2530 м. В данной точке зенитный угол ─ 8°45' азимут ─ 60°.

    Для забуривания второго ствола необходимо иметь  в  наличии  буровой раствор в объеме  90 ─ 100 м³ со следующими параметрами и  составными  компонентами (см.табл. 2.5). 

Параметры бурового раствора

Таблица 2.5                   

Название (тип) раствора	Интервал, м		Параметры бурового раствора
	от	до	плотность г/см3	услов-ная вяз- кость, сек.	водоот-дача, см3/30 мин	СНС, мг/см2 через мин		содер- жание твёрдой фазы, %	рН
						1	10
Соленасыщенный глинисты	2530	2935	1,31	30─ 40	8-10	20	40	22	8
Техническая вода	2935	3045	1,03

   
 Компонентный состав бурового раствора и характеристика компонентов

Таблица 2.6

Название (тип) раствора	Плотность, г/см3	Название компонента	Плотность, г/см3	Содержание вещества в товарном продукте, %	Влажность, %	Сорт	Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3
Соленасыщенный глинистый буровой раствор	1,31	Глина полыгорская ЭКР ССБ Оскаль Сода кальциниров. Соль(отх. сильвин.) Графит СМАД	2,30 1,13 1,42 1,03 2,53 2,16 2,2 0,92	- - 50 - 99 90 - -	6 14 50 - -10 - -	IV - - - - - - -	76 27,6 109,7 86,8 5,6 217,4 9,2 28,7

С целью изоляции существующих интервалов перфорации необходимо установить изоляционный цементный мост без давления,  в интервале 2880─2985 м. Мост испытать разгрузкой бурильного инструмента на 10 тонн и опрессовать совместно с эксплуатационной колонной давлением на 150 ат. Установить опорный цементный мост в интервале 2510 ─ 2580 м. Мост испытать разгрузкой бурильного инструмента на 10 тонн и опрессовать совместно с эксплуатационной колонной давлением на 150 ат.

Установку цементных мостов производить согласно СТП 38─15─99 (стандарт предприятий по установке цементных мостов). [17, с12]

Подбурить цементный  мост с  таким расчетом, чтобы голова  цементного моста  находилась  на 2 ─ 2,5 м. выше муфты  колоны т. е. на глубине 2530 м.

Произвести  скрепирование  обсадной  колонны СК─168 в месте  установки  клина с  целью исключения проворота клина, а также шаблонировку  эксплуатационной  колоны  шаблоном d ─ 141мм. Перевести  скважину  на  выше указанный  раствор V ─ 40 м3 (см.табл.2.6).


2.5 Вырезка  «окна»
Для забуривания новых стволов из обсаженных колоннами скважин применяются два способа разрушения эксплуатационной колонны, а именно: вырезание ее части  с установленного клинового отклонителя (КО) посредством набора фрезеров и полное разрушение обсадной колонны в интервале забуривания при помощи вырезающего устройства (ВУ) фирмы «Baker"D^TM». 

 Для вырезания окон в обсадных колоннах использовались клиновые отклонители и комплекты фрезеров четырех модификаций и трёх фирм:

-          «Baker Oil Tools» – двухразовая система со стартовым фрезером типа «Е», требующая проведения 2-х СПО;

-         «Baker Oil Tools» – одноразовая система «TrackMaster», требующая 1 СПО;

-         «Smith Services» – одноразовая система «WindowMaster»

-         «Биттехника», (КОП-115С );

 При использовании моделей «Window master» и «Track master» ориентирование клинового отклонителя, его установка, вырезание  и обработка окна комплектом фрезеров могут быть обеспечены за один рейс, эти операции с использованием модели 1 (фирмы «Baker Hughes») выполняются за два рейса. Следует отметить, что используемые геофизические устройства – типа ГУОБИТ-42М1Г при ориентировании клинового отклонителя не могут эксплуатироваться со значительными осевыми и моментными нагрузками. По этой причине после ориентирования клинового отклонителя, корпус геофизического устройства поднимается и исключается из компоновки, т.е. вырезание «окна» в обсадной колонне для таких условий производится, как правило, за два рейса. 

1.Для образования сплошного выреза в обсадной колонне применяют КНБК:

 -вырезающее устройство – УВУ-168;

 -УБТ 121 мм. 18м;

 -бурильные трубы  73мм и  88,9мм.

Вырезку  производят сверху вниз:

2.Для вырезке окна с помощью клинового отклонителя применяют КНБК:

 - якорь (анкер) с механическим способом посадки;

 -клин-отклонитель;

 - набор  фрезов (оконный d -141мм колонный d-141мм, арбузообразный  d-140мм.)

 - УБТ – 121мм  -100м;

 - бурильные  трубы  73мм и 89мм.

 Техническая характеристика клинового отклонителя  и  вырезающих фрезов  фирмы  «Baker Oil Tools» – двухразовая система со стартовым фрезером типа «Е», для вырезания «окна» на скважине №7 Дубровского месторождения:

- диаметр корпуса по ограничителям ─ 141 мм;

- масса ─ 210 кг;

- длина ─ 5832 мм;

- присоединительная резьба ─  3 ─ 102;

- осевая нагрузка на срезку якоря (в низ) ─ 5 тс;

- осевая нагрузка на срезку транспортного болта (в низ)  ─10 тс;

- угол  скоса  клина  1,5°

Режим фрезерования «окна»:

- нагрузка─5тн;

- скорость  вращения ─50─80 об/мин.

- расход промывочной жидкости ─ 10─16 л/с.

- скорость  вращения ─50─80 об/мин.

- перепад давления на устройстве ─ 10─20 кгс/см²

         Для начала вырезания «окна» произвести  сборку клинового-отклонителя со стартовым фрезом с замером  всех его  параметров (см.табл 2.7; приложение 4)

КНБК для ориентировании  и  установки   клинового отклонителя    

 Таблица 2.7

Наименование	Диаметр мм.	Длинна м.	Вес кг.
Якорь	139	0,8	18
Клин	134,7	5,83	210
Стартовый фрез	141	0,45	25
ГУОБИ	108	1,3	25
УБТ	121	96	6048
Всего:			6326

  Произвести спуск компоновки на БТÆ73мм´БТÆ89мм со скоростью 1,5 минуты 1 свеча на глубину 5-7м от цементного стакана 2523м порасхаживать несколько раз и разгрузить инструмент на клинья. В ходе спуска избегать резких остановок, соблюдать осторожность. Подобрать БТ с таким расчетом, чтобы заход ведущей трубы в ротор был в пределах 2-3 м, чтобы вырезка «окна» проходила на длину квадратной штанги без отрыва КНБК от текущего забоя. 

Произвести ориентирование отклонителя по методике «БелНИПИнефть» с таким расчетом, чтобы произвести установку клина по оси искривления скважины.

 Навернуть ведущую трубу, вставить роторные клинья, застопорить ротор и произвести спуск отклонителя до посадки на цементный стакан на глубине 2530 м.

Разгрузкой на 5тн произвести срезку стопорных штифтов удлинителя корпуса якоря отклонителя. После срезки штифтов инструмент должен просесть на 0,2-0,3 м. Поднять на 1м вверх и убедится в выдвижении шлипса стопора якоря.

Убедившись по проседанию  инструмента  в  выдвижении  шлипса произвести срезку болта подвески отклонителя к  стартовой  фрезе  движением инструмента вверх на 12-15т выше собственного веса. После срезки болта инструмент должен просесть на длину  цилиндрической  части  пилотного  отклонителя  стартового  фрезера (200-300мм).

Перед началом  вырезки выполнить следующее: проверить  вес  инструмента  по индикатору  веса, поставить  метку  на  квадратной  штанге. Отметить  в  буровом  журнале вес инструмента по индикатору веса при подъеме и спуске, при  свободном  вращении, момент  вращения и  вес  инструмента, а также  давление  на  стояке и производительность  насоса во  время  промывки.

Произвести  вырезку окна в  эксплуатационной  колонне при  следующих параметрах режима  фрезерования:

─ осевая нагрузка  с  навеса с  увеличением  до  5тн;

─ число  оборотов  ротора  60─80 об/мин;

─ производительность насоса 14-16 л/с;

Для качественной зарезки «окна» стартовым фрезером  необходимо  профрезеровать 0,55 м., для создания полки (уступа) в э/колонне.

Промыть скважину для очистки от металлической стружки до выравнивания параметров промывочной жидкости не менее одного цикла и поднять инструмент. Определить состояние и сработку стартового фрезера. Произвести сборку следующей компоновки. (см.приложение 3)

КНБК для вырезки «окна»

Таблица 2.8

Наименование	Диаметр мм.	Длинна м.	Вес кг.
оконный	141	0,67	17
колонный	140	1,45	18
арбузообразный	140	1,45	18
УБТ	121	100	6048
Всего:			6107

          Произвести вырезку «окна»  в  эксплуатационной  колонне  при следующих  параметрах режима фрезерования:

─ осевая нагрузка   до 5 тн.;

─ число  оборотов  ротора  80─120об/мин;

─ производительность насоса 10─14 л/с;

─ интервал фрезерования – конечная глубина остановки  фрезов + 3-4м (вырезка в э/колонне Æ168мм).

При  вырезке «окна» постоянно  контролировать  параметры  промывочной  жидкости, в  случае  снижения  проходки  произвести прокачку высоковязкой  пасты для  обеспечения  выноса мелкой  фракции  продуктов  вырезки «окна».

Поднять компоновку с целью замены оконного фрезера Æ141мм. и продолжить фрезерование тех.колонны Æ245мм для выхода в открытую породу на 3-4 м.

 По  окончании  вырезки   окна  произвести  его  проработку. Проработку  интервала  зарезки   производить  до  свободного  прохождения  компоновки  5─10 раз (вращение с промывкой  на  циркуляцию, без  вращения с промывкой  на циркуляцию, без  вращения и  без  промывки).


2.6 Бурение второго ствола
Для бурения вторых стволов используются трёхшарошечные долота американских и российской фирм:

-         «Рид Тул»

-          «Хьюз Кристенсен»

-         «Хьюз Кристенсен» (долота типа PDC)

-         «Смит»

-         «Удол» ( номинального и бицентричного диаметра )

Все шарошечные долота имеют герметизированную опору и предназначены для низкооборотного бурения с частотой вращения от 40 до 180 об/мин, т.е применимы как для роторного, так и для турбинного бурения. Средняя стойкость трёхшарошечных долот американских фирм составляет от 60 до 100 часов при турбинном бурении в зависимости от диаметра долота. Стойкость долот PDC «Хьюз Кристенсен» от 500 до 1000 часов, стойкость долот, российской фирмы «Удол» до 600 часов.

Для формирования естественных центраторов под колонны-“хвостовики” применяются бицентричные долота фирмы “УДОЛ”.

На основе анализа пробуренных скважин  определено, что наилучшими показателями по проходке и по механической скорости имеют долота:

5 Ѕ SL53 AKPR ( фирмы Рид Тул» ) ─ Трехшарошечное долото с герметизирующей опорой, гидро-мониторное. Применяется для бурения пород средней крепости.

5 Ѕ  STR-30 ( фирмы  «Хьюз Кристенсен» ) ─ Трехшарошечное долото с герметизирующей опорой, гидро-мониторное. Применяется для бурения крепких пород.

5 Ѕ   EHP-53АК ( фирмы «Рид Тул» ) ─ Трехшарошечное долото с герметизирующей опорой, гидро-мониторное. Применяется для бурения крепких пород.

5 Ѕ STR-445 ХD ( фирмы  PDC «Хьюз Кристенсен» ) ─ Долото (алмазное) с резцами PDС стирающего типа. Применяется для бурения крепких пород.

5 Ѕ STR-094 и МF-15  ( фирмы «Смит» ) ─ Трехшарошечное долото с герметизирующей опорой, гидромониторное. Применяется для бурения пород слабой крепости.

У 139,7 ST-45 ( фирмы «Удол» ) ─ Долото с резцами PDС режущего и скалывающего типа.

Существенных изменений показателей отработки долот в зависимости от режимов бурения не наблюдается. Нагрузка на долото, давление на стояке практически одинаковы.

Что касается способов бурения, то их нужно выбирать исходя из условий проводки нового ствола скважины (сложности профиля, геологического разреза, плотности бурового раствора и др.).

  

2.6.1 Обоснования  выбора установки для бурения второго ствола.
При обосновании выбора установки для бурения главным критерием служит её грузоподъёмность и техническое оснащение, необходимое для выполнения всех технических и технологических операций, связанных с процессом бурения и освоения скважины. Следовательно, требуется знать вес всех используемых компоновок и бурильных и обсадных колонн, которые могут быть при бурении скважины.
 Вес бурильной колонны при вырезке окна с клинового отклонителя в эксплуатационной колонне Øн=168 мм на глубине 2530м.
a)     Вес бурильных труб БН73х9Д (приведенная масса 1п.м. равна 16,7 кг).

                                      Qсек1=ℓсек1 ٠q1,                                       (2.30)

Qсек1=1300 ٠ 16,7=25183 кг=21,7 т

б)  вес бурильных труб ПН89х9Е (приведенная масса 1 п.м. равна 22,1 кг)

                                              Qсек2=ℓ сек2 ٠q2,                                       (2.31)


 Qсек2= 1130 ٠ 22,1=17459 кг=25 т                                    

в) вес утяжелённых бурильных труб УБТ - 108/51 (приведенная масса 1 п.м. равна 58,8 кг), длина секции УБТ  ℓ УБТ  =36 м.

                                     Qубт=ℓУБТ ٠q,                                                   (2.32)

Qубт=36 ٠ 58,8=21168 кг=2,1 т                                                        

     Итого, вес инструмента в воздухе составит:

                                 Q= Qубт +Qсек1+ Qсек2,                                         (2.33)

Q =5,5+25,2+17,5=48 т     

                                           

(с учётом комплекта райберов и переводников  Q=48,7т)


 Вес бурильной колонны при бурении второго ствола до проектной

 глубины LПР=3045 кг.
а)  вес КНБК

                             Qкнбк=Qдол+Qклс+Qгзд+ Qубт,                                 (2.34)

Qкнбк=8+25+275+7550=7858 кг=7,8 т              

б) вес бурильных труб БН73х9 и ПН89х9

                                    Lбк= ℓ кнбк+ℓ1 + ℓ2,                                              (2.35)

   

      Lбк=  42+1300+1130=2472 м

                                                

                                 Qсек1=ℓ 1٠q1,                                                  (2.36)

                                                           

Qсек1=1300 ٠ 16,7=21710 кг=21,7 т

            Qсек2= ℓ1 ٠q2,                                                       (2.37)                   

Qсек2=1130 ٠22,1 =24973 кг=25 т

Итого, вес бурового инструмента в воздухе составит:

        Q= Qкнбк+ Qсек+ Qсек2,                                            (2.38)

       Q=7,8+21,7+25=54,5 т
            Вес бурильной и обсадной колонн труб при спуске «хвостовика» Øн=114 мм δ=5,74 мм (SТ-L) (приведенная масса 1 п.м. обсадной трубы 22,5 кг)

                                      

                                     L= ℓхв+ ℓ1 + ℓ2,                                            (2.39)

                                                                                                                           

ℓхв=539 м;

                                     Qхв= ℓхв ٠qхв,                                                (2.40)

Qхв=539 ٠ 22 , 5=12127 кг=12,1 т;                                                    

ℓ1=1300 м

                                  Qсек1= ℓ1 ٠q1,                                                   (2.41)

Qсек1=1300 ٠16,7 =21710 кг=21,7 т;                                                 

ℓ2=1130 м

                                 Qсек2= ℓ2 ٠q2,                                                   (2.42)


Qсек2=1130 ٠22,1 =24973 кг=25 т;                                             

Итого, вес бурильной и обсадной колонны  в воздухе составит

Q=Qхв+ Qсек1+Qсек2=12,1+21,7+25=58,8 т;                                  (2.43)

( с учётом башмака и переводников Q=60 т)

          Из приведенного расчёта следует, что наиболее тяжёлой колонной труб является бурильный инструмент с долотом, ГЗД и УБТ-89/38 (36-37 м) при бурении скважины до проектной глубины  LПР=3045 м.

          Следовательно, грузоподъёмность буровой установки должна быть не менее:

G=К1 ٠К2 ٠ Q(2)=1,25 ٠1,3٠54, 5=88,56 т,                                          (2.44)

где К1=1,25 – коэффициент запаса грузоподъёмности установки при перегрузках (аварийные работы)

        К2=1,2- 1,3 – коэффициент, учитывающий возникающие сопротивление при подъёме инструмента из искривленной скважины.

       Для нормальной эксплуатации грузоподъёмного агрегата рекомендовано, чтобы максимальный вес инструмента с учётом коэффициентов составлял 70-75 % от грузоподъёмности установки.

Следовательно, всем необходимым требованиям согласно приведённому расчёту удовлетворяет установка HRI-500.

       С учётом опыта эксплуатации имеющегося парка мобильных установок в объединении «Белоруснефть» установка HRI-500 хорошо подходит для практического выполнения разрабатываемого проекта, так как она самая мощная по грузоподъёмности и техническому оснащению, а также адаптирована к нашим климатическим условиям.

 2.6.2 Краткая характеристика буровой установки
HRI
-500

         

1. Буровая лебедка HRI-500.

2. Мачта HRI-500М-34Т длина 34 м.

3. Двигатель-2 шт. катерпиллер 3306. Мощность 242 кВт (325 л.с.) при 2100 об/мин 4. Общая мощность 484 кВт.

5. Грузоподъемность 125,2 тонн.

6. Грузоподъемность максимальная 156 тонн.

7. Кронблок 125 м (3-х шкивный,762 мм.)

8. Талевый блок 4300 ТU-160 тонн (4 шкива,762 мм)

9. Вертлюг 15 МВ статическая нагрузка 150 тонн при Р=344 кг/см²

10. Ротор 20 Ѕ^||  -521 мм, статическая грузоподъемность ротора 226,8 тонн.

11. Воздушный компрессор-2 шт.

12. Насос буровой W-600 HRI-EW CO (поршень и длинна входа (152х178 мм).     Гидравлическая мощность 600 л.с. (410 кВт.). Максимальное давление Р=500 кПа.

13. Талевый канат –диаметр 28,2 мм.

14. Максимальная грузоподъемность подсвечника 125,25 тонн.

15. Оснастка талевой системы-4 х5.

Емкость подсвечника:

Таблица 2.9

Трубы	Дюймы	Метры
БТ	5	3072
БТ	4 1/2	3072
БТ	31/2	4170
НКТ	31/2	4170
НКТ	21/2	5000

1. Расход бурового  раствора л./сек.	15,0-20,0
2. Частота вращения С, (об/мин)	130-180
3. Р МПа ,(атм)	65-87
4. Момент, кг м	220-300
5. Мощность,  к Вт.	30-50
6. Диаметр долот.	139,7; 158,7
7. Наружный диаметр двигателя.	127
8. Длина, мм.	5545
9. Масса, кг.	387
10. Присоединительная резьба.	З-88
11. Допустимая нагрузка, тн.	8,0
12. Назначенный ресурс, час	300
13. Средняя наработка на отказ, час	75

 

2.7.1 Подготовка буровой и скважины к спуску  колоны

 После выполнения заключительных геофизических работ перед спуском секции колонны спустить опресс.переводник с шаблонировкой бур.труб до глубины 2430 м., зафиксировать вес по ГИВ и на индикаторной диаграмме. Допускной бурильный инструмент опрессовать на 200 атм. Поднять опресс.переводник. При подъеме провести дефектоскопию инструмента. Составить ведомость-меру труб с указанием количества и длины свечей, толщины стенки и марки стали. На все выполненные работы составить акты.

 Рассмотреть состояние ствола скважины по данным каверномера, профилемера, инклинометра. Собрать компоновку:

      - долото 139,7+КЛС-139,7+Д-106+УБТ-108мм-36м+БТ-73мм+БТ-89мм. Спуск в интервале 2520-2969м  производить со скоростью не более 0,5 м/с. Места посадок проработать в режиме:

                              -     нагрузка                 -   с/н до 3 тн.

                              -     расход жидкости  -  10-12 л/сек

В случае необходимости обработать буровой раствор согласно анализа лаборатории буровых растворов.

При достижении забоя промыть скважину не менее 2 циклов. Поднять КНБК в «башмак» на глубину 2430м. В случае посадок КНБК оставить скважину на исследовании 16 час. Спустить КНБК для шаблонировки ствола скважины до забоя…2969м. При достижении забоя промыть скважину в объеме 1 цикла.

Время от конца подьёма КНБК после проработки ствола скважины до начала спуска колонны не должно превышать 2 часа.                

Необходимо уложить обсадные трубы на мостки в порядке их спуска в скважину.

Проверить техническое состояние вышки, фундаментов и блоков, бурового и противовыбросового оборудования, машинных ключей, КИП, освещения и др. агрегатов. Завезти на скважину спусковой инструмент, шаблоны, калибры, элементы конструкции низа колонны, переходные переводники, переводники для промывки, и др. материалы с паспортами и актами.


Исходные данные для расчета наружных и внутренних давлений:

      1.   Глубина скважины, L=3045 м.

      2.   Расстояние от  устья скважины до верхнего конца «Хвостовика»-L=2430 м.

      3.   Удельный вес бурового раствора в колонне-1,31  г/см^3.

      4.   Средний удельный вес горной породы-_г=2,3 г/см³.

      5.   Плотность флюида в пластовых условиях-_ф= 0,781 г/см³.

      6.   «Хвостовик» цементируется на всю длину 539 м.

      7.    Коэффициент разгрузки К=0,25

      8.    Интервалы отложения соли, где действует горное давление: 2555-2880 м. С учетом перекрытия соленосных отложений на 25 м «сверху» и «снизу», для расчета принимаем интервалы действия горного давления: 2530-2905 м.

      9. Запасы прочности  для обсадных труб по ГОСТ-632-80.

 N₁=1,0 ( на наружное избыточное давление для всех интервалов, кроме соленосных отложений)

N₁=1,3 ( на наружное избыточное давление в интервалах отложения соли).

N₂=1,15(на внутреннее избыточное давление).

N₃=1,3 (на растяжение в наклонно-направленной скважине).



2.7.2 Расчет избыточных  наружных давлений.
1 Определим наружное избыточное давление на обсадную колонну, от столба бурового раствора, =1,31 г/см³. (При заполнении колонны флюидом =0,781 г/см³).

Z=_o=0  м. Р_н.и.=0,1((_ц.р.* Z -_ф)( Z-L)),                                     ( 2.45)

Z=0м.                Р_н.и.=0 кгс/см².

Z=2430 м.         Р_н.и=0,1х(1,31х2430-0,781)х(2430-2000)]=285 кгс/см².

Z=2530 м.         Р_н.и.= 0,1х(1,31х2530-0,781)х(2530-2000)]=290 кгс/см².

Z=2905 м.         Рн_.и. =0,1х(1,31х2905-0,781)х(2905-2000)]=310 кгс/см².

Z=2969 м.         Р_н.и. =0,1х(1,31х2969-0,781)х(2969-2000)]=313 кгс/см².

2.    Определим избыточное давление в интервалах действия горного давления ( в отложениях соли).

Z=2530 м.         Р_н.и=0,1х(2,3х2530-0,781)х(2530-2000)]=540,5 кгс/см².

Z=2905 м.         Р_н.и.= 0,1х(2,3х2905-0,781)х(2905-2000)]=597,5 кгс/см².


2.7.3 Расчет избыточных внутренних давлений.

          1 Определим внутренее избыточное давление. Давление опрессовки колонны -150атм.  Р_н.и.=0,1((_ц.р-_б.р)х Z+Р_опр.к. ,                                      ( 2.46)

Z=0                    Р_в.и=150 кгс/см².

Z=2430 м.         Р_в.и=0,1х[1,65-1,31]х2430+150=233 кгс/см².

Z=2530 м.         Р_в.и.= 0,1х[1,65-1,31]х2530+150=236 кгс/см².

Z=2905 м.         Р_в.и. =0,1х[1,65-1,31]х2905+150=249кгс/см².

Z=2969 м.         Р_в.и. =0,1х[1,65-1,31]х2969+150=251кгс/см².

По этим значениям строим эпюру

2.7.4 Расчет «Хвостовика».

   При строительстве боковых стволов в УПНП и РС применяются колонны импортного производства, которые спускаются одной секцией.[18, с54]

Устанавливаем трубы 114 х 8,56 SТ-L Н-80

Коэффициент запаса прочности на смятие:

                                      ,                               ( 2.47)

где,

    - допустимое давление на смятие для материала

 труб 114 х 8,56

 = 779 кгс/см²



Проверяем условие , где ; 2,50 > 1. Условие выполняется

Коэффициент запаса прочности на внутренне давление:

                                        ,                              ( 2.48)

где,

- допустимое внутреннее избыточное давление



Проверяем условие , где ;

Условие выполняется

Находим коэффициент запаса прочности на страгивание

Определяем длину труб.

По вертикали 2421 – 2960 = 539 м.

По стволу

где

 - средний зенитный угол

 = 17⁰

 м

Принимаем L = 1959 м

Находим вес данной секции по формуле:

                                          ,                                 ( 2.49)

где,

q – масса одного метра

q = 22,47 кг/м

 т.

коэффициент запаса прочности на страгивание равен:

                                              ,                                     ( 2.50)

где,

[P] – допустимая страгивающая нагрузка

[P] = 77 т



Проверяем условие , где  

Данная секция удовлетворяет поставленным условиям.                       

Технологическая оснастка обсадной колонны

 Таблица 2.19

Элементы технологической оснастки колонны						Суммарное на колонну
Наименова-ние, шифр, типоразмер.	ГОСТ, ОСТ, МПРУ,МУ.	Масса элемента, кг	Интервал установки, м		Коли-чест-во эле-мен-тов на интер-вале, шт	ко-личество, шт	масса, кг
			от	до
БК-114 ЦКОД-114-1 Переход ный патрубок ЛПР-114	ОСТ 39-011-74 ТУ39-01-08-282-77 Изготовление«БН» -‘’-	15 11 5 10	2430	3045	1 1 2 1	1 1 2 1	15 11 10 10

2.7.5 Спуск колонны
Спуск колонны производить на хомутах и клиньях. Перед свинчиванием необходимо прошаблонировать каждую трубу шаблоном Æ 93мм.

Свинчивание труб производить с использованием ключа «Везерфорд»

Произвести сборку головы «хвостовика» (секции). Сборку левого переводника с муфтой разъединителя  и крепление необходимо производить цепным ключом № 14 усилием 1-го человека. Зафиксировать количество сделанных оборотов. После сборки ЛПР необходимо восстановить циркуляцию. Спуск бурового инструмента производить свечами, резьбовые соединения докреплять машинными ключами. Талевый блок должен быть растопорен. Последнюю свечу спускать отдельными трубами. При спуске колонны использовать смазку Р – 402.

         Допуск колонны до забоя произвести на квадратной  штанге.

         Долив колонны производить через 200 м спуска. Скорость спуска  «хвостовика» до глубины 2530 м не  должна превышать 0,7 м/с и 0,4 м/с в интервале 2530-2969 м.

         В случае посадок колонны свыше 5 делений по ГИВ производят промывку с рассхаживанием в пределах 3─4 м через каждые 10─15 мин.

В процессе спуска необходимо постоянно следить за выходом циркуляции из скважины, количеством и качеством выходящего раствора.

2.7.6 Расчет цементирования.

 Тампонажные материалы для цементирования обсадной колонны выбираются в зависимости от температуры среды, плотности бурового раствора, пластового давления, давления гидроразрыва пород, наличия солевых отложений, вида флюида и необходимости обеспечения высоты подъема тампонажного раствора. Плотность тампонажного раствора не должна превышать плотности бурового раствора более чем 0,2 г/см3.

 Перед цементированием необходимо провести анализ цементного раствора (см.табл. 2.20; 2.21; 2.22). Проверить наличие необходимых добавок согласно рецепту и технологию приготовления цементного раствора. Линии обвязки должны быть опрессованы на 200 атм.

Данные по жидкостям для цементирования “хвостовика” D-114-мм

Таблица 2.20

Характеристика жидкости (раствора)
тип или название	объем пор-ции, м3	плот-ность, г/см3	пласти-ческая вязкость, сП.	динами-ческое напряжение сдвига, мгс/см2	Время начала схватыва-ния, мин	ОЗЦ,час
Буферная	2,3	1,20
Тампо-нажная	4,0	1,95	0,4─0,7	60─80	105	48
Прода-вочная	13,00	1,31

           

Компонентный состав жидкостей для цементирования       

 Таблица 2.21

Тип или название жид-кости для цементиро-вания	Название компонента	Плот-ность, г/см3	Норма расхода компонента, кг/м3
Буферная жидкость	Вода соль	1,00 2,20	318
Тампонажный раствор	ПТЦ-100 Вода Соль Сода кальцинированная КМЦ	3,60 1,00 2,20 2,50 1,60	1220 412 318 10 5
Продавочная жидкость	Буровой раствор	1,31

Потребное количество компонентов для цементирования “хвостовика” Ш 114 мм.

       

 Таблица 2.22

Наименование материалов и техники	Ед.изм.	Потребное количество
1. Интервал цементирования……………………………. 2. Цементный стакан………………………………………. 3. Обьём цементного раствора расчётный……………. 4. Количество цемента, всего……………………………... 5. Удельный вес цементного раствора………………….. 6. Буферная жидкость…… …… 7. Продавочная жидкость уд.веса 1,31… г/см3 8. Вода для затворения цемента………………………….. 9. Давление в конце продавки…………………………… 10. Общее время цементирования……………………… 11. Начало схватывания цементного раствора……… 12. Скорость восходящего потока цем.раствора……… 13. Количество ЦА……………………………………………. 14. Количество СМН-20…………………………………… 15. СКЦ  … … … … … … … … … … … … … … … … … 16. БМ-700 … … … … … … … …. ….. …… …… ……. …. 17. Осреднительная емкость ОС …… …….. ………. ….. 18. Автоцистерна  …….. .. ……… ………. ……… 19. Обьём прокачки после отсоед.  «хвостовика»………	м. м. м3 тн    г/см3 м3  м3 м3 атм час мин шт шт шт шт шт шт м3	2430-2969                                10                               3,5 4,0 1,95 Согл. плана на цементир. 13 2,3 166 0,38 Согласно расчета ТУ                                  2 1 1 1 1 1 108

           

  1.Определяем потребное количество цементного раствора по формуле

                         ,                   ( 2.51)         

      где,

               k₁ – коэффициент учитывающий увеличение объема цементного раствора, расходуемого на заполнение каверн, трещин, k₁ в межсолевых отложениях принимаем равным 1,2

D – диаметр долота, [м];

d₁ – наружный диаметр обсадных труб, [м];

d₂ – внутренний диаметр обсадных труб, [м];

h – высота цементного стакана.

Н_ц – интервал цементирования

h = 20 м

d₁ = 114 мм = 0,114 м

d₂ =  мм =0,0992 м

D = 139 мм = 0,139 м

Н_ц = 539 м

 

          2. Количество сухого цемента для приготовления 50 % раствора вычисляем по формуле                                                

                                                   ,                            ( 2.52)                где,

 - удельный вес цементного раствора

= 1,95 г/см³ = 1950 кг/м³

 

3.     Количество сухого цемента, которое нужно заготовить с учетом потерь при затворении цементного раствора будет равен:

                         ,                                  ( 2.53)

где,

k₂ – коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении цементного раствора

Принимаем

 

4.  Необходимое количество для приготовления 5,2 м³ цементного раствора 50 % консистенции.



     

 5. Потребное количество продавочной жидкости определим по формуле

                            ,                     ( 2.54)               

где,

- внутренний средний диаметр;

 ,                                      ( 2.55)                   

- длина секции труб данной толщины

- диаметр данной секции

 

где,

 - коэффициент, учитывающий сжатие глинистого раствора  

Принимаем

Подставив цифровые значения, получим

 

             6. Давление, развиваемое насосом в последний момент закачки, определим по формуле

                                           ,                       ( 2.56)                 

где,

р_р – давление, необходимое для преодоления разности плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве.

р_Г – давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений



 

,    ( 2.57)       

                 где,

Нц.р.- высота подъема цементного раствора

h – высота подъема стакана

Н – глубина скважины

= 2430

Н = 2969

 

  удельный вес продавочной жидкости

 г/см³ удельный вес глинистого раствора





тогда



По величине конечного давления выбираем цементировочный агрегат ЦА 320 М с диаметром втулки d = 100 мм

Сравнивая р_Г с давлением развиваемым насосом агрегата

Характеристика ЦА 320 М                                           

Таблица 2.23

Давление Р кгс/см2	Скорость агрегата м3/мин	Производительность Q л/с
рV = 80    кгс/см2	qV = 0,610 м3/мин	2,9 л/с
рIV = 103  кгс/см2	qIV = 0,472 м3/мин	4,4 л/с
рIII = 182  кгс/см2	qIII = 0,266 м3/мин	7,8 л/с
рII = 320   кгс/см2	qII = 0,175 м3/мин	10,1 л/с

       Видим, что р_V > p_Г следовательно закачку начинаем на V скорости.

Весь объем цемента закачиваем на V скорости.

Определяем постоянные элементы для заданной скважины:

                                               ,                                 ( 2.58)                         

где, F_ЗАТ – площадь затрубного пространства в м²



 

F_ВН – площадь внутреннего сечения



 

                                         ,                                   ( 2.59)

                                         ,                                     ( 2.60)

 

 

Сопоставим значение р_к с давлениях в насосах агрегатного и видим, что

 и  т.е. 182 > 166 > 103

Таким образом, продавку можно закончить на III скорости

Определяем высоту столбов продавочной жидкости заканчиваемой на различных скоростях агрегата

        ( 2.61)

 

 Количество продавочной жидкости закачиваемой на различных скоростях агрегата

 

 

 

Итого  

С учетом коэффициента сжимаемости

 

Определяем продолжительность цементирования при условии работы одного агрегата

Время работы одного агрегата на V скорости:

                                         ,                               ( 2.62)                  

q_V – производительность агрегата на V скорости в л/с

 

 



1,5 м³ раствора прокачиваем на второй скорости с целью предупреждения гидравлического удара

 

Общее время цементирования:

                                      ,                          ( 2.63)

 

С учетом подготовительно-заключительных работ

                                              ,                                    ( 2.64)

 

Температура на забое скважины



если  скважину следует считать горячей

Определяем количество агрегатов:

 - по времени схватывания:

                             ,                      ( 2.65)

где, Т_СХВ – время начала схватывания



 - по скорости цементирования:

                   ,                    ( 2.66)

       где: v – необходимая скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве в м/с

v = 2 м/с для эксплуатационных колонн



Фактическое время цементирования:

                                ,                        ( 2.67)

 

Потребное количество цементосмесительных машин:

                                  ,                          ( 2.68)

        где: G_б – емкость бункера цементосмесительной машины



Для цементирования данной скважины необходимо два цементировочных агрегата ЦА 320М и одна цементосмесительная машина.

Расчёт цементирования произвели согласно методике.
2.7.7 Цементирование колонны
При бурении скважины, особенно наклонно направленной, в результате взаимодействия со стенками ствола элементов бурильной колонны при продольном и поперечном перемещениях, вибрации, а также упругой деформации бурильного инструмента от сжимающих нагрузок и крутящих моментов в необсаженной части ствола скважины образуется выработки в виде  желобов и каверн. Особенно это сказывается в соляных толщах лебедянского горизонта. Если ширина образовавшейся выработки менее 1,3 d3 (где d3 ─ диаметр УБТ или бурильного замка), то ее считает желобом, а если более 1,3 d3 ─ каверной. Для качественного выполнения ряда процессов при креплении скважин требуется точное значение конфигурации и размеров поперечного сечения ствола. Площадь поперечного сечения и объем ствола с желобам и кавернами определяется по формулам:

                                F= ПDІ/4 + a/4(2b─D─d3) ─1/4(С1D─C2d3),                 ( 2.69)

где

                               С2=√ аІ + 4/3(2b─D─√DІ─aІ)І ,                                 ( 2.70)

  Площадь поперечного сечения ствола скважины для возможных случаев образования желобов и каверн с достаточной для практических целей точностью может быть также определена по обобщенной упрощенной формуле.

                                                    F= пDІ/4 + a(b─D),                                         ( 2.71)

  Необходимо произвести закачку буферной жидкости.

  В процессе затворения цементного раствора постоянно надо замерять его удельный вес, отобрать пробы. Колебания удельного веса не должны превышать 0,02 г/см³. Во время прокачки цементного раствора и его продавки необходимо следить за выходом циркуляции, замеряя параметры промывочной жидкости.

  После окончания продавки обязательно проверить работу обратных клапанов, при этом стравить давление до 0 атм. Далее разгрузить талевую систему до веса, равного весу бурильных труб. Под растягивающим усилием  2─3 тн. вращением вправо на первой скорости ротора отсоединиться от хвостовика, промыть скважину цементировочными агрегатами до полного вымывания цемента из затрубного пространства в количестве 2 объема скважины или 88 м³ и поднять буровые трубы с постоянным доливом из скважины.

  Время на ОЗЦ дается 48 часов.

  После окончания ОЗЦ необходимо провести контроль качества цементирования  геофизическими  методами (АКЦ,  профилемер).

2.8 Освоение скважины
От качества вскрытия пласта бурением и крепления его во многом зависит успешность и продолжительность испытания скважины. Поэтому уже при осуществлении этих процессов необходимо предусматривать мероприятия, способствующие получению притока из пласта с меньшими материальными   затратами.

Наиболее эффективным является сохранение естественной проницаемости околоствольной части пласта, которая часто снижается за счет попадания в нее бурового раствора или его составляющих, а также за счет физико-химических процессов, происходящих в пласте при взаимодействии пород, пластового флюида и бурового раствора.

Буровой раствор попадает в пласт при поглощении, которое возникает при наличии репрессии на пласт. Для вскрытия продуктивного пласта следует использовать буровые растворы малоглинистые, меловые, на углеводородной основе и др.

Фильтрат бурового раствора оказывает сильное влияние на пласт, изменяя фазовую проницаемость пород. Водоотдача бурового раствора должна быть минимальной (5─8 см³/30 мин).

Продуктивный пласт после вскрытия может остаться необсаженным (открытый ствол), обсаженным не зацементированной   колонной (фильтром) и обсаженным зацементированной колонной. В данной скважине забой, обсажен и зацементирован обсадной колонной.

 После ОЗЦ и разбуривания  излишнего цемента эксплуатационная колонна подвергается испытанию на герметичность двумя способами ─ избыточным давлением и снижением уровня в скважине. Колонна считается герметичной, если при испытании избыточным давлением оно снизилось в течение 30 минут на величину не более 5 кгс/смІ а при снижении уровня в течение 8 часов уровень поднимается не выше 2 м. Давление 150 кгс/см3 является минимально необходимым для колонны D-114 мм. Учитывая, что пластовое давление в данной скважине ниже гидростатического, то принимаем эту величину, как давление   опрессовки эксплуатационной колонны 150 кгс/см3.

2.8.1 Перфорация колонны
Для перфорации может применятся кумулятивная, пулевая или  гидроабразивная перфорация. Выбор типа перфоратора обуславливается геолого-техническими особенностями скважины, наличием необходимого оборудования и материалов.[22, с11]

          Кумулятивная перфорация может производиться при равновесии, репрессии  или депрессии на пласт. Порядок выполнения операций по перфорации, тип перфоратора, плотность, количество одновременно спускаемых зарядов и др. особенности оговариваются в плане работ на испытание скважины (объекта).

          Кумулятивную и пулевую перфорацию производят геофизические организации по заявкам буровых или нефтедобывающих предприятий. Ответственность за соблюдение "Правил безопасности" и "Единых правил взрывных работ" несут как заказчик, так и подрядчик.

Выбор перфораторов и режимов перфорации производят, исходя из   следующих основных принципов:

- достижение необходимой гидродинамической связи с пластом, обеспечивающей приток жидкости из пласта с минимальными сопротивлениями;

- обеспечение условий, при которых без осложнений возможно проводить работы по испытанию и последующей эксплуатации скважин;

         - осуществление процессов вскрытия пластов перфорацией при минимальных затратах труда, средств, материалов, оборудования и времени.

          При выборе перфоратора учитывают цель перфорации и следующую информацию о скважине:

минимальный внутренний диаметр труб, через который должен пройти перфоратор;

минимально допустимый зазор между перфоратором и обсадной колонной;

давление и температуру в скважине;

  свойства жидкости в скважине и пласте, наличие и величину перепада     давлений  между       скважиной и пластом;

глубину залегания объектов, подлежащих испыганию;

состояние обсадной колонны и качество цементирования в зоне перфорации.

          При выборе типа перфоратора учитывают его конструктивный габарит (по диаметру) и пределы температуры, при которых могут использоваться кумулятивные заряды.

          Для уменьшения вредного влияния попавшей в пласт при перфорации жидкости на его проницаемость до подъема НКТ под перфорацию нижняя часть колонны заполняется жидкостью, попадание которой в пласт не ухудшит его проницаемость. Такими жидкостями являются нефть и др. углеводородные жидкости, пластовая вода, водные растворы ПАВ, известково-битумные и кальциевые растворы. Выбор тапа раствора зависит от величины пластового давления. В отдельных случаях перед перфорацией можно закачивать раствор соляной кислоты, и уже в процессе перфорации подвергать пласт, а в первую очередь околоствольную зону, обработке.

          План работ на проведение перфорационных работ должен содержать в себе информацию о геолого-техническом состоянии скважины, а также количестве одновременно взрываемых зарядов по интервалам.

          Работы по перфораций выполняются в присутствии ответственного представителя заказчика.

          Перед перфорацией на устье скважины устанавливают перфорационную задвижку или другое устройство, которую опресовывают на указанное в плане работ давление, обычно на давление опрессовки колонн.

          Спуск зарядов в скважину разрешается после проверки скважины с помощью шаблона, спускаемого на кабеле. Диаметр и длина шаблона не может быть меньше диаметра и длины перфоратора, которым будут вскрывать пласт.

          Перфорацию колонны производят, вскрывая сначала самую нижнюю часть интервала, и доведя плотность до предусмотренной планом и затем переходят к перфорации интервалов, располагающихся выше.

          После каждого выстрела доливают скважину замеренным количеством жидкости для установления факта поглощения ее во время перфорации. Информацию о поглощении заносят в акты о проведенных работах.

          Перфорацию скважины при депрессии на пласт, как правило, осуществляют через спущенные в скважину насосно-компрессорные трубы, причем на устье устанавливают фонтанную арматуру и лубрикатор для возможности извлекать перфоратор при избыточном давлении. Уровень в скважине до перфорации снижают с помощью компрессора или сваба. Величину депрессии задают, исходя из величины пластового давления.

          Гидропескоструйная перфорация (ГПП) является наиболее эффективным методом вторичного вскрытия пласта и используется там, где от применения других методов вскрытия получены неудовлетворительные результаты. ГПП планируется как  обязательная при необходимости вскрывать пласт через две и более колонны и при вскрытии пластов мощностью менее 5м.

          Для проведении процесса ГПП предпочтительнее использовать насосные агрегаты ЦА-400 н 4АН-700 и пескосмесители ЗПА. Потребное количество агрегатов определяется по формуле:

                               ,                          ( 2.72)

где,     n - потребное количество агрегатов;

  Q - расход жидкости, л/с,(м³/с);

  Р_у - давление  на устье,  кгс/см² (МПа);

  i - коэффициент, учитывающий техническое состояние агрегатов;

  q- производительность одного агрегата, л/с (м³);

  P- давление, развиваемое агрегатом при принятой производительности, кгс/см², (МПа).  

          Для ГПП используют серийные (АП-6М,АП-5М) перфораторы или перфораторы изготовленные в мастерских предприятий. Для перфораций колонн диаметром 114 мм число работающих насадок должно быть не более трех.

          Место установки перфоратора определяют с помощью геофизических приборов (гамма-метод, магнитный локатор). Для расчетного контроля за удлинением труб за счет перепада давлений в насадках используют формулу:

                                      ,                               ( 2.73)

где,     DL - приращение длины, см;

  DP - перепад давления, кгс/.см²;

   S- площадь внутреннего сечения труб, см²;

   F - площадь поперечного сечения труб, см²;

   Е - модуль Юнга, кгс/см².
2.8.2 Порядок выполнения работ

         Обвязывают  устье скважины с агрегатами АН-700 (АЧФ-1000), ЦА-320, пескосмесителем. На НКТ наворачивают кран секторный ТУ 25 ПУ-700, опрессовывают нагнетательные линии на 450 атм. Восстанавливают циркуляцию жидкости по стволу скважины, определив, потери давления при прокачке песконосителя с расходом жидкости не менее 9,45 л/сек.

Бросают в НКТ рабочий шар, производят пробную резку без ввода песка в песконоситель в режиме:

             ·  расход жидкости должен составлять не менее 9,45 л/сек;

             ·  устьевое давление резки – 300 атм;

             ·  время резки – 30-45 мин.

 Вводят в рабочую жидкость песок из расчета 75 г/литр, размер зерен песка не более 2 мм. Проделывают резку эксплуатационной колонны, время первой резки составляет около  45 мин., последующих около  30 мин. Приподнимая НКТ, вскрывают интервал указанный выше по 4 отв./п.м. ГПП проделывают с использованием превентора. Перестановку перфоратора производят при круговой циркуляции при давлении на агрегате не более 80 атм. При резком падении давления,  поднимают перфоратор и проверяют его состояние.

При непредвиденных остановках производят круговую циркуляцию  жидкости в скважине при  давлении на устье 100-120 атм. По окончании ГПП отмывают рабочий шар,  промывают скважину  обратной  промывкой в объеме не менее 71 м³. При подъеме производят, долив скважины.

Поднимают перфоратор, перед подъемом открывают превентор.

ПОТРЕБНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

1.       Агрегаты АН-700 (СИН-31 или АЧФ-1000) – 2 шт.

2.       Агрегаты ЦА-320                                            – 2 шт.

3.       Пескосмеситель  4АП                                     – 1 шт.

4.       БМ – 700                                                          – 1 шт.

5.       Песок кварцевый                                             – 3,8 тн.