- •1. Геологический раздел
- •1.1 Орогидрография района
- •1.2 Стратиграфия и литология пород
- •1.3 Зоны возможных осложнений
- •1.4 Нефтегазоводоносность
- •1.5 Исследовательские работы в скважине
- •2. Технико-технологический раздел
- •2.1 Конструкция скважины
- •2.2 Виды и параметры бурового раствора
- •2.3 Химическая обработка бурового раствора
- •2.4 Характеристика применяемых долот
- •2.5 Требования к спуску обсадных колонн
- •2.6 Цементирование скважины
- •2.7 Вскрытие и освоение продуктивных пластов
- •2.8 Характерные осложнение при бурении скважин
- •2.9 Характерные аварии при бурении скважины
- •3. Охрана труда и противопожарная защита
- •4. Охрана недр и окружающей среды
- •5.Организационная структура убр
2. Технико-технологический раздел
2.1 Конструкция скважины
Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о числе и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала).
Выбор конструкции скважины – основной этап ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и материально – технических средств на бурение.
Конструкция скважины должна обеспечивать следующее:
- безусловное доведение скважины до проектной глубины;
- осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) и методов их эксплуатации. Особое внимание должно быть обращено
на конструкцию забоя (под конструкцией забоя понимается сочетание элементов конструкции скважины в интервале продуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение напорных горизонтов, проведение технико–технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также длительную эксплуатацию скважины с оптимальным дебитом);
- предотвращение осложнений в процессе бурения и условия, позволяющие полностью использовать потенциальные возможности техники и технологических процессов;
- минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом.
В конструкции скважин используются следующие типы обсадных колонн:
1. Направление – для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями; предназначено для предотвращения размыва устья скважины;
2.Кондуктор – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляция водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн;
3. Эксплуатационная колонна – для крепления и разобщения продуктивных
горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначены для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными способами.
Конструкция скважины выбирается на основании следующих нормативных документов:
- Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03, М., утв. Госгортехнадзором России, №56 от 05.06.03 г.;
- Методических указаний по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин, проектируемых для бурения на разведочных и эксплуатационных площадях. М., ВНИИОЭНГ, 1976 г.;
- Протокола технического совещания при заместителе начальника Башкирского округа Госгортехнадзора России от 09.11.94 г., г. Уфа;
- Решения совместного ПО «Башнефть» и ПГО «Башкиргеология» геолого-технического Совета по вопросу определения глубин спуска кондукторов при бурении скважин от 31.07.89 г., г. Уфа.
Для определения количества обсадных колонн, глубины их спуска и высоты подъёма тампонажного раствора за каждой из колонн необходимо исходить из горно-геологических условий бурения и обеспечения успешной технологической проводки скважины до проектной глубины, а также качественного вскрытия продуктивных горизонтов, охраны недр и пресноводного комплекса.
На основании вышеизложенного предлагается следующая конструкция скважины:
1. Открытый ствол бурится долотом Ø 124 мм в интервале 1153-1177 м для проведения освоения эксплуатационного объекта. Продуктивный пласт - башкирский ярус состоит из твердых устойчивых известняков и остается необсаженным.
Освоение скважины проводится методом свабирования. До начала работ по вызову притока устье скважины оборудуется устьевой арматурой АУШГН-146-14. После освоения скважины производится спуск глубинно-насосного оборудования.
2. Эксплуатационная колонна Ø 146,1 мм спускается в кровлю продуктивного пласта на глубину 1153 м. Колонна перекрывает нефтепроявляющие горизонты C2ks, C2vr, поглощающие и водопроявляющие горизонты в интервале 458-818 м, закрепляет неустойчивые породы и предупреждает прихват бурильной колонны в интервале 1068-1151 м (С2vr). Эксплуатационная колона спускается одной секцией и цементируется в одну ступень. Высота подъема тампонажного раствора за колонной предусматривается 169 м от устья и составляет 150 м выше башмака кондуктора. Бурение ведется долотом Ø 215,9 мм. На эксплуатационную колонну устанавливается противовыбросовое оборудование (два трубных малогабаритных превентора ПТМ 156х21).
3. Кондуктор Ø 244,5 мм спускается на глубину 319 м в плотные породы ангидритов с целью изоляции пресноводного комплекса в интервале 50-273 м, перекрытия поглощающих горизонтов, закрепления обваливающихся пород и предупреждения прихвата бурильной колонны в интервале 50-273 м. Бурение под кондуктор ведется долотом Ø 295,3 мм. Тампонажный раствор за колонной поднимается до устья. На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование (два плашечных превентора ПП-230х35). Глубина установки башмака кондуктора рассчитана из условия предупреждения гидроразрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины.
4. Направление Ø 323,9 мм спускается на глубину 50 м для перекрытия поглощающего горизонта, закрепления обваливающихся пород и предупреждения прихвата бурильной колонны, а также изоляции пресноводного комплекса в интервале 0-50 м. Бурение под направление ведется долотом Ø 393,7 мм. С целью охраны недр тампонажный раствор за колонной поднимается до устья.
Для закрепления приустьевой части скважины от размыва буровым раствором и обрушения предусматривается шахтовое направление Ø 508 мм длиной 4 м и заглублением 2 м.
Предусмотренная проектом разность диаметров скважины и муфт обсадных колонн максимально обеспечивает беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование и удовлетворяет требованиям п. 2.3.3 /9/.
Таблица 27- Характеристика и устройство шахтового направления
|
Характеристика трубы |
Подготовка шахты или ствола, спуск и крепление направления | ||||||
|
на-руж-ный диа-метр, мм |
дли-на, м |
марка (группа проч-ности) мате-риала |
тол-щина стен-ки, мм |
масса, т |
ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ, МУ и т.д. на изготовление |
| |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | |
|
508
|
4 |
Д |
11,1 |
0,58 |
ГОСТ 632-80 |
Рытьё котлована под на-правление с устройством шахты, приготовление бе-тона, установка трубы на-правления, устройство опа-лубки, бетонирование, уход за бетоном, разборка опа-лубки. Заглубление направ-ления равно 2 м. | |
|
244,5 |
15 |
Д |
7,9 |
0,75 |
ГОСТ 632-80 |
Шурф под квадрат бурится долотом Ø 295,3 мм глуби-ной 13 м. | |
|
| |||||||
Таблица 28- Технико-технологические мероприятия, предусмотренные при
строительстве скважин по проектной конструкции
|
Наименование мероприятий или краткое описание |
Причина проведения мероприятий | ||
|
1 |
2 | ||
|
1.
|
При спуско-подъемных операциях необходимо ограничить скорость до 0,4 м/с. |
Предупреждение гид-роразрыва и вызова ненужного притока жидкости из пласта. | |
|
2.
|
При бурении под эксплуатационную колонну в процессе спуско-подъемных операций проводить периодические промывки скважины через 200-300 м.
|
Выравнивание параметров бурового раствора и недопущение нефтепроявлений при восстановлении циркуляции. | |
|
3.
|
Контроль за соблюдением проектных показателей свойств промывочной жидкости и рецептуры ее обработки (т. 7.1; т . 7.2), компоновки низа бурильной колонны (т. 8.2), способов и режимов бурения (т. 8.1). Если показатели свойств соблюдаются, но появился осадок на забое более 2 м, то проводится радиокаротаж и кавернометрия с целью уточнения толщины глиносодержащих или осыпающихся пород и выполняется расчет по компьютерной программе с целью корректировки плотности бурового раствора.
|
Предупреждение осложнений и аварий в процессе бурения. | |
|
4. |
Проведение дефектоскопии бурильного инструмента согласно т. 11.1. |
Предупреждение ава- рий с бурильным инс- трументом. | |
|
5. |
Постоянно поддерживать соосность системы: устье-ротор-вышка. Центрирование вышки проводить перед забуриванием, перед спуском эксплуатационной колонны, а также во всех других случаях нарушения соосности. |
Обеспечение сохран-ности колонн и устья скважин от износа, сокращение случаев перекоса резьб при спуске колонны. | |
|
6.
|
Поглощение в интервале 0-50 м перекрывается направлением Ø 323,9 мм Поглощение в интервале 50-273 м перекрывается кондуктором 244,5 мм. Поглощение в интервале 458-818 м ликвидируются в соответствии с рекомендациями компьютерного решения по программе «Осложнения».
|
Предупреждение и лик- видация поглощений бурового и цементно- го растворов.
| |
Продолжение табл.28
|
Наименование мероприятий или краткое описание |
Причина проведения мероприятий | ||
|
1 |
2 | ||
|
7. |
В процессе подъёма колонны бурильных труб необходимо производить непрерывный долив раствора в скважину с поддержанием уровня на устье скважины, для чего приемные емкости оборудованы автоматической сигнализацией уровня жидкости. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней. При СПО необходимо производить контроль объёмов долива (вытеснения), поднятых (спущенных) свечей. Результат контроля занести в буровой журнал после окончания подъёма (спуска). При разнице между объёмом доливаемого (вытесняемого) бурового раствора и объёмом металла поднятых (спущенных) труб подъём (спуск) должен быть прекращён и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при нефтепроявлениях. Подъём бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъём следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб. При невозможности устранить сифон подъём труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемого и доливаемого объемов раствора. В случае вытеснения бурового раствора при подъеме очередной свечи (поршневания) немедленно прекратить подъем, восстановить циркуляцию одним насосом. Осуществить промывку скважины с одновременным доведением параметров бурового раствора в соответствии с проектными данными и при отсутствии «поршневания» продолжать подъём. Восстанавливать циркуляцию необходимо с минимальной производительностью бурового насоса с постепенным ее увеличением. |
Для предупреждения нефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины. | |
|
8.
|
Проводить гидродинамические исследования до и после вскрытия каждого предполагаемого поглощающего и водопроявляющего пласта на максимально ожидаемый в процессе бурения перепад давления согласно РД 39Р-0134856-009-91. |
Определение необхо- димости проведения изоляционных работ. | |
|
9.
|
Проведение промыслово-геофизических исследований. |
Выявление зон обвалов, осыпей и характеристики поглощаю-щих пластов (интервал, эффект. толщина, пористость, проницаемость, кавернозность).
| |
Таблица 29- Глубина спуска и характеристика обсадных колонн
|
Номер колонны в поряд- ке спус-ка |
Название колонны |
Интервал по стволу скважины, м |
Номиналь-ный диа- метр ствола скважины (долота) в интер- вале, мм |
Расстояние от устья скважины до уровня подъема тампонаж- ного раст- вора за ко- лонной, м
|
Количество раздельно спускаемых частей колонны, шт. |
Номер раз- дельно спускаемой части в порядке спуска |
Интервал установки раздельно спускаемой части, м |
Глубина забоя при по- вороте секции, установ- ке над- ставки или за- меняю- щей, м |
Необходимость (причина) спуска колонны | ||||||||||||
|
от (верх) |
до (низ) | ||||||||||||||||||||
|
от (верх) |
до (низ) |
|
| ||||||||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 | ||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||||||
|
1 |
Направление
|
0 |
50 |
393,7
|
0 |
1 |
1 |
0 |
50 |
|
Перекрытие поглощающего горизонта, крепление верхнего интервала, сложенного неустойчивыми породами, предупреждение прихвата бурильной колонны, изоляция пресноводного комплекса (Q-Р2u). | ||||||||||
|
2
|
Кондуктор |
0 |
319 |
295,3 |
0 |
1 |
1 |
0 |
319 |
|
Изоляция пресноводного комплекса, перекрытие поглощающего горизонта, закрепление обваливающихся пород, предупреждение прихвата бурильной колонны (Р2u). Устье оборудуется ПВО. | ||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 | ||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||||||
|
3
|
Эксплуатационная |
0 |
1153 |
215,9 |
169 |
1 |
1 |
0 |
1153 |
|
Перекрытие нефтепроявляющих горизонтов (C2ks, C2vr), поглощающих и водопроявляющих горизонтов (P1ar-P1a-s-C3), закрепление неустойчивых пород, а также предупреждение прихвата бурильной колонны (С2vr). Устье оборудуется ПВО.
| ||||||||||
|
|
Открытый ствол |
1153 |
1177 |
124 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Проведение освоения эксплуатационного объекта [С2b (пласт Бш)]. | ||||||||||
Таблица 30- Характеристика раздельно спускаемых частей обсадных колонн
|
Номер колон- ны в поряд- ке спуска (табл. 5.2. гр. 1) |
Р а з д е л ь н о с п у с к а е м ы е ч а с т и | ||||||||||||
|
номер в порядке спуска (табл. 5.2. гр. 8) |
количе-ство диамет- ров, шт. |
номер однораз- мерной части в поряд- ке спуска
|
наруж- ный диа- метр, мм |
интервал установки одноразмер- ной части , м |
ограни-чение на тол-щину стенки не более,мм |
соединения обсадных труб в каждой одноразмерной части | |||||||
|
от (верх) |
до (низ) |
количест-во типов соедине-ний, шт. |
номер в порядке спуска |
условный код типа сое-динения (см. таб. 16.2)
|
максимальный наружный диаметр соединения, мм |
интервал установки труб с заданным типом соединения, м | |||||||
|
от (верх) |
до (низ) | ||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
|
1 |
1 |
1 |
1 |
323,9 |
0 |
50 |
11,0 |
1 |
1 |
ОТТМ А
|
351,0 |
0 |
50 |
|
2 |
1 |
1 |
1 |
244,5 |
0 |
319 |
11,1 |
1 |
1 |
ОТТМ А
|
269,9 |
0 |
319 |
|
3 |
1 |
1 |
1 |
146,1 |
0 |
1153 |
8,5
|
1 |
1 |
ОТТМ А
|
166,0 |
0 |
1153 |