ПРЕДИСЛОВИЕ

Завершающим этапом теоретического и практического обучения студентов специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», «Геология нефти и газа» является выполнение выпускной квалификационной работы (ВКР инженера) подводящей итог знаниям, приобретенным студентами в ВУЗе. Один из разделов ВКР – «Проектирование скважины», посвящен проектированию строительства скважины, при составлении которого будущий специалист в области промысловой геологии должен показать практические навыки грамотного выбора способа вскрытия продуктивных объектов и проектирования конструкции скважин, разработки технологии бурения и заканчивания скважин, выбора типа и регулирования основных параметров промывочной жидкости для качественного вскрытия продуктивных пластов, разработки технологии испытания продуктивных горизонтов.

Исходными данными для составления раздела «Проектирование скважины» служат материалы производственной практики, литературные источники, действующие инструкции, регламенты и другие руководящие документы. При выполнении ВКР студент не должен ограничивать себя использованием в работе производственных данных по одному буровому предприятию, на котором студент проходил практику. В работе должен быть учтен передовой опыт и других предприятий, а также последние достижения отечественной и зарубежной науки.

Рекомендуемый объём раздела – 20–25 страниц печатного текста. Оформление текстового документа должно осуществляться в соответствии с утвержденным в ТПУ стандартом на структуру и правила оформления выпускных квалификационных работ от 12.04.06, выписка из которого изложена в соответствующих разделах настоящих методических указаний.

1. Содержание раздела «Проектирование скважины»

В общем виде раздел ВКР «Проектирование скважины» должен включать в себя следующие подразделы и пункты:

Введение

1. Выбор способа бурения

2. Проектирование конструкции скважины

2.1. Обоснование конструкции скважины

2.2. Выбор конструкции эксплуатационного забоя скважины

2.3. Обоснование количества обсадных колонн и глубин их спуска

2.4. Расчёт диаметров обсадных колонн

2.5. Обоснование высот подъёма тампонажных растворов

3. Проектирование процесса углубления скважины

3.1. Выбор буровых долот

3.2. Технические средства и режимы бурения при отборе керна

3.3. Обоснование типов и компонентного состава промывочной жидкости

4. Проектирование процессов испытания и освоения скважины

5. Выбор буровой установки

Краткий теоретический обзор тем подраздела, методика обоснований и расчетов с подробным решением примеров, рассматриваются ниже.

2. Введение

Раскрывается цель бурения скважины, кратко излагаются предусмотренные работы по отбору керна, пластовых флюидов (нефти и воды), геофизические исследования и испытания продуктивных нефтяных пластов в процессе бурения, а также ожидаемые результаты бурения данной скважины.

Ниже приведен пример оформления « Введения » рабочего проекта на строительство разведочных скважин.

ВВЕДЕНИЕ

Бурение группы вертикальных разведочных скважин ВН-10, BН-11, ВН-12 глубиной 2850 м является одним из этапов Программы доразведки Ванкорского газонефтяного месторождения. Целью бурения является вскрытие на полную мощность всех нефтенасыщенных пластов, включая пласт Нх-III Нижнехетской свиты. В процессе бурения предусматривается отбор керна, пластовых флюидов (нефти и воды), проведение комплекса геофизических исследований, а также испытание продуктивных нефтяных пластов. В результате бурения этих скважин будут изучены параметры всех залежей, принято решение об объемах дальнейшей детализации сейсморазведкой 3D и выбор местоположения опережающих эксплуатационных скважин, которыми будет проведено доизучение залежей нефти.

3. Выбор способа бурения

Принятие решения об использовании того или иного способа бурения – один из ответственных этапов при проектировании технологии бурения, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения – режим бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и технологию крепления скважины. Во многом это решение определяется конъюнктурными региональными условиями (парк буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и т.п.).

В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения следует использовать следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола скважины и диаметр долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора (табл. 1).

На основании рекомендаций представленных в табл. 1, а также с учетом достоинств и недостатков способов бурения приведенных ниже, может быть выбран способ бурения скважины по интервалам бурения и скважины в целом.

Таблица 1

Геолого-технические условия бурения	Способы бурения
	верхний привод с ВЗД*	роторный		забойные двигатели
				турбобур	винтовой
Глубина бурения, м:
до 1500 ~ 2000 м	+	под кондуктор		+
> 1500 (2000) м	+	+		с редуктором	+
Забойная температура , оС:
< 140	+	+		+	+
>140		+
Диаметр долота , мм
<190	+		+		+
>190	+		+	+	+
Профиль ствола скважины:
вертикальный			+	+
наклонно направленный	+		+	+	+
горизонтальный	+				+
Породоразрушающий инструмент:
Шарошечные долота для мягких пород « М »	+		+
Шарошечные низко и высокооборотные долота ГН, ГВ, ЦВ	+		+	+	+
PDC	+		+		+
Алмазный				+
Шарошечные низкооборотные долота ГАУ, ГНУ	+		+	с редуктором	+
Тип циркулирующего агента:
Газы, пена			+
Раствор плотностью, кг/см3
≤1,7~1,8	+		+	маловязкий	+
≥1,7~1,8	+		+		+
Отбор керна
Керноотборные устройства с бурголовками	+		+	КТД низкий %	+

* ВЗД – винтовой забойный двигатель

Преимущества роторного способа бурения:

1. Высокая проходка на долото.

2. Высокая рейсовая скорость бурения.

3.Возможность подбора оптимального режима бурения, методики отработки долота, изменяя осевую нагрузку и частоту вращения с пульта бурильщика.

4. Осевая нагрузка, определяемая по приборам, близка к фактической.

5. При вращении бурильной колонны меньше опасность ее прилипания, зависания, прихвата.

6. Вынос разбуренной породы осуществляется при меньшей скорости восходящего потока, меньшей подаче насосов.

7. Высокий выход керна.

Недостатки роторного способа бурения:

1. Низкая механическая скорость бурения.

2.Большие потери мощности на вращение колонны бурильных труб, увеличивающиеся пропорционально глубине скважины.

3. Высокий износ бурильной колонны приводящий к авариям, что в свою очередь предполагает применение более толстостенных и материалопрочных бурильных труб увеличивающих стоимость буровых работ.

4. Вращение колонны труб приводит к обвалам неустойчивых и осыпающихся пород, износу обсадных труб.

5. Каверны, искривления ствола увеличивают прогиб вращающейся колонны, повышают опасность слома.

Поскольку недостатки роторного способа бурения обусловлены в основном вращением колонны бурильных труб, их можно устранить только переносом двигателя для привода долота в призабойную зону. Эта задача была решена в нашей стране созданием забойных двигателей трех типов: гидравлических – турбобура и винтового двигателя и электрического – электробура. Электробур, несмотря на очевидные достоинства, не нашел применения из-за нерешенных проблем токоподвода, поэтому в данной работе не рассматривается.

Преимущества турбинного способа бурения:

1. Высокая механическая скорость бурения.

2. Повышается срок службы бурильной колонны более чем в два раза по сравнению с роторным способом.

3.Потребность в менее толстостенных и материалопрочных бурильных трубах, что снижает стоимость буровых работ.

4. Улучшаются условия труда: уменьшается шум и вибрация.

Недостатки турбинного способа бурения:

1. Высокая частота вращения вала приводит к низкой проходке на долото.

2. Повышенное давление в циркуляционной системе, поэтому частый размыв бурильной колонны по резьбе.

3. Вследствие большого перепада давления на турбинах, скорость истечения жидкости из насадок долота, всегда намного меньше той, которую можно получить при роторном способе бурения. Поэтому турбинное бурение предпочтительнее применять в разрезах, сложенных достаточно крепкими породами.

4. В скважинах малого диаметра уступает по мощности и моменту роторному способу и ВЗД, особенно при бурении на больших глубинах.

5. Затруднен контроль за частотой вращения долота.

6. Низкий выход керна.

7.Телеметрия в компоновке с турбобуром расположена на сравнительно большом удалении от долота, что приводит к увеличению погрешности показаний измерительной аппаратуры.

8.Для ремонта и обслуживания турбобуров необходимо создавать турбинные цеха.

Преимущества винтовых забойных двигателей:

1. Возможность контролировать отработку долота по давлению на выходе насосов.

2. Позволяет бурить на пониженной частоте вращения при высоком крутящем моменте ( Мкр.ротор > Мкр.взд > Мкр.турб. при сравнимых диаметральных размерах ).

3. Небольшой перепад давления.

4. Незначительные диаметр и длина корпуса, позволяют искривлять скважины с малым радиусом кривизны, что приводит к уменьшению протяженности ствола.

Недостатки винтовых забойных двигателей:

1. Сравнительно низкий ресурс работы винтовой пары (150~250 часов).

Винтовые забойные двигатели уступают турбобурам в механической скорости бурения, но превосходят в проходке на долото.

Все большее развитие находит применение сочетания роторного способа бурения с винтовым. Работа ВЗД сопровождается одновременным вращением колонны бурильных труб на небольшой частоте. Это приводит к более качественной очистке стволов скважин, снижению аварий с прихватами инструмента, получением достоверной информации о нагрузке на долото. В Западной Сибири наблюдается значительный рост применения винтовых двигателей в связке с верхним приводом буровых установок. Все возрастающий спрос на винтовые двигатели обусловлен не только перечисленными выше их достоинствами, но и широким спектром использования. Отбурка боковых стволов, горизонтальное и колтюбинговое бурение, бурение с отбором керна, восстановление скважин при капитальном ремонте – вот далеко неполный список применения двигателя. Системы верхнего привода (СВП) являются новым типом механизмов буровых установок. Они получили широкое распространение в мировой практике. Система верхнего привода с успехом заменяет ротор и рациональна при бурении наклонно направленных, горизонтальных и разветвленных скважин, при бурении глубоких скважин, бурении в сложных горно-геологических условиях.

Вышеприведенные рекомендации по выбору способа бурения могут быть реализованы только при соблюдении основных требований к выбору способа вращения долота, которые определяются необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому приемлемый вид бурения должен допускать, во-первых, использование таких видов буровых растворов и такой технологии проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям предупреждения осложнений и их ликвидации, качественного вскрытия продуктивного пласта, а во-вторых, - достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей, проходок на долото, возможность использования долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород, глубиной их залегания. Важно передавать на забой достаточную мощность при любых глубинах бурения с наименьшими потерями и такой крутящий момент, который был бы достаточен для создания надлежащей осевой нагрузки на долото.

Задание 1. Выбрать способ бурения для следующих условий:

Геологический разрез по стволу разведочной скважины представлен мягкими породами, твердость которых ниже третьей категории по классификации Шрейнера. Глубина скважины 4400 м. Забойная температура на глубине 3400 м составляла 130° С и возросла до 200° С на проектной глубине. Интервал бурения 4200–4400 м представлен зоной АВПД. При бурении первых разведочных скважин в данных геологических условиях возникали обвалы и осыпи горных пород, поглощения бурового раствора.

Решение. Из анализа заданных условий следует, что бурение скважины будет проводиться в сложных геологических условиях (зона АВПД, высокая температура, неустойчивые породы, поглощение раствора) в которых возможно потребуется применение утяжеленного бурового раствора. Скважина разведочная, следовательно процесс бурения сопровождается отбором керна. Наличие в разрезе мягких пород предполагает использование энергоемких шарошечных долот типа М или лопастных долот типа PDC. Принимая во внимание глубину скважины, ее назначение, сложность геологических условий, применяемый тип долот и вид бурового раствора, и сопоставив эти данные с рекомендациями, приведенными выше, считаем наиболее обоснованным выбор роторного способа бурения или системы верхнего привода.

Задание 2. Выбрать и обосновать способ бурения для проектных условий.

При бурении скважины глубиной 3200 м на Восточно–Сургутском месторождении выбирается вращательный способ бурения с использованием гидравлических забойных двигателей – турбобуров.

Обоснуем вышеприведенное высказывание:

1) По проекту глубина скважины 3200 м, что соответствует глубинам эффективного бурения забойными двигателями.

2) Опыт работ по строительству скважин в районах Поволжья, Приуралья и Западной Сибири показывает, что породы средней и малой твердости успешно разбуриваются шарошечными долотами при высоких (400–600 об/мин) частотах вращения (в данном проекте для бурения пород выбран шарошечный п.р.и.). Бурение роторным способом в этих условиях при повышенных частотах вращения (150–200 об./мин) приводит к быстрому износу бурильных труб, бурильных замков, и в конечном итоге к авариям. Для роторного бурения требуются бурильные трубы повышенной прочности (что увеличивает стоимость работ) и сбалансированный тяжелый низ бурильной колонны.

3) Учитывая сложные геологические условия разреза (неустойчивые породы) использование гидравлических забойных двигателей позволит исключить воздействие нежелательных осыпей, обвалов стенок скважины за счет невращающейся колонны бурильных труб.

4) Температура на забое не превышает установленных значений (140–150^о С), что удовлетворяет условиям эксплуатации забойного двигателя.

5) При бурении добывающих скважин на данном месторождении используются буровые растворы с плотностью до 1,18 г/см³, что позволит нормально эксплуатировать двигатели.

6) Турбобуры малого диаметра имеют низкие энергетические характеристики, поэтому при турбинном бурении диаметр скважины должен быть не менее 190,5 мм. Конструкция скважины данного проекта имеет диаметральные размеры ствола превышающие 190,5 мм.

7) Немаловажным фактором в пользу применения забойных двигателей на Восточно–Сургутском месторождении является то обстоятельство, что проводка скважин на кустах №Х с применением турбобуров осуществлялась успешно.

Проведенное обоснование выбора способа бурения базируется не только на теоретических положениях, но и на практическом опыте строительства скважин на Восточно–Сургутском месторождении.

Литература:

1. Калинин А.Г., Ганджумян Р.А., Мессер А.Г. Справочник инженера-технолога по бурению глубоких скважин. – М., 2005. – 808 с.

2. Попов А.Н., Спивак А.И., Акбулатов Т.О. и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. – М., 2003. – 509 с.

3. Боярко Ю.Л. Лабораторные работы по предмету «Введение в специальность».