Общие сведения о районе работ

Геологический раздел

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Общие сведения о районе работ

 

Таблица №1

 

	Наименование	Значение (текст, название, вели­чина)
	Площадь	Леккерская
	Административное расположение: -республика -район -расположение относительно линии Северного Полярного круга	Коми Усинский Южнее
	Температура воздуха, °С -среднегодовая -наибольшая летняя -наименьшая зимняя	-3-6°С +35°С -45 °С
	Среднегодовое количество осадков, мм	288-550
	Максимальная глубина промерзания грунта, м	2,5
	Продолжительность отопительного периода в году, сут.
	Продолжительность зимнего периода в году, сут.
	Азимут преобладающего направления ветра, град.
	Наибольшая скорость ветра, м/с
	Интервал залегания многолетнемерзлой породы, м
	кровля	0,4-2,5
подошва

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

1.2.1 Стратиграфический разрез скважины

 

Таблица №2

 

Глубина (м)	Стратиграфическое подразделение	Коэффициент ковернозности
По вертикали	Название	Индекс
	Четвертичная система	Q	1,3
	Триасовая система Средний+верхний отдел Нарьян-Марская свита	Т Т2+Т3	1,3
	Триасовая система Средний отдел Ангуранская свита	Т Т2	1,3
	Триасовая система Нижний отдел Харалейская свита	Т Т1	1,3
	Триасовая система Нижний отдел Верх.Чаркабожская свита	T T1	1,3
	Пермская система Верхний отдел Татарский ярус	Р Р2 t	1,3
	Пермская система Верхний отдел Казанский ярус	Р Р2	1,3
	Пермская система Верхний отдел Уфимский ярус	P P2 u	1,3
	Пермская система Нижний отдел Кунгурский ярус	P P1 k	1,3
	Пермская система Нижний отдел Ассельский+сакмарский ярус	P P1 a+s	1,3
	Каменноугольная система Верхний отдел	С С3	1,3
	Каменноугольная система Средний отдел Московский+башкирский ярус	C С2 b+m	1,3
	Каменноугольная система Нижний отдел Серпуховский ярус Протвинский горизонт	C C1 s	1,3

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Продолжение таблицы №2

	Каменноугольная система Нижний отдел Серпуховский ярус Стешевский+тарусский горизонт	C C1 s	1,3
2749,5	Каменноугольная система нижний отдел визейский ярус	C   C1 v	1,3
	Каменноугольная система нижний отдел визейский ярус	C   C1 v	1,3
2811,5	Девонская система верхний отдел Фаменский ярус Зеленецкий горизонт	D D3fm fm2	1,3

 

Литология разреза

 

Таблица №3

Глубина (м)	Индекс стратиграфич. горизонта	Описание пород	Коэффициент коверн.
По вертикали
	Q	Пески, суглинки, супеси с галькой,глинысерые,темно-серые.	1,3
	T2+T3	Песчаники кварцевые,серые,мелко-крупнозернистые,глины и аргеллитызеленоватые,голубоватые,алевритистые,алевролиты серые.	1,3
	T2	Переслаиваниеглин,песчаников,алевролитов.Песчаникиполимиктовыесерые,светлокоричневые,мелко-крупнозернистые.Алевролитыглинистые.Глины красно-коричневые,зеленовато-серые алевритистые.	1,3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Продолжение таблицы №3

	T1	Переслаивание песчаников полимиктовыхполимиктовых,граувакковых и аркозовых,глин коричнево-кирпичных,алевролитов	1,3
	T1	Песчаники полимиктовые красно-коричневые,голубовато-серые,глиныгидрослюдистые,разноцветные,алевролеты,глиныаргиллитоподобные,алевролиты коричнево-черные окремненные. Переслаивание песчаников полимиктовых разноцветных и плотных плитчатых,красноцветных глин с прослоями разноцветных алевролитов.	1,3
	P2	Переслаивание глин,алевролитов,песчаников.Глины серые и темносерые от комковатых до плотных,аргиллитоподобные с прослоями кирпичной глины алевритовой,алевролитсерый,песчанистый.	1,3
	P2	Красные и пестроцветные песчано-глинистые прослои,глинакоричневая,слоями вторичных доломитов и мергелей,алевролитысерые,полимиктовые.Глиныизвестковистые,песчаники серые в нижней части углистые включения.	1,3
	P2	Переслаивание известковых глин,аргиллитов,алевролитов,песчаников и известняков.Алевролитыполимиктовые,глинистые,известковистые.Песчаники глинистые тонкозернистые,известковистые.Известнякитемносерые,неравномерно-глинистые.Мергели коричнево-серые.	1,3
	P1	Глина светлосерая,неравномерноалевритистая,известнякибелые,светлобурые,микрозернистые,алевретистые	1,3
	P1	Известняки св.серые,белые,органногенно-детритовые,водорослевые,плотные,крепкие,доломитизированные с прослоями доломитов плотных,крепких.	1,3
	C3	Известняки светло-серые, белые, органогенно-детритовые, водорослевые, плотные, крепкие, доломитизированные с прослоями доломитов плотных, крепких.	1,3
	C2	Известняки светло-серые, белые, органогенно-детритово-обломочные, плотные, неравномерно перекристализованные, доломитизированные переходящие в доломит кавернозный.	1,3
	C1	Известняки доломитовые светло-серые, коричневые, массивные от рыхлых до твердых. Доломиты известковистые, коричнево-серые. Неравномерно глинистые с прослоями мергелей серо-зеленых, массивных, плотных.	1,3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Продолжение таблицы №3

 

	C1	Неравномерное переслаивание ангидритов, доломитов, известняков. Доломиты известковистые коричнево-серые, неравномерно сульфидные, пористые, кавернозные, нефтенасыщенные, Ангидриты светло-серые, белые, плотные. Известняки коричнево-серые, тонко-зернистые, доломитизированные, органогенно-детритовые, нефтенасыщенные.	1,3

2749,5	C1	Известняки светло-серые, темно-серые, детритовые, плотные, неравномерно доломитизированные, участками пористые. Доломиты известковистые, темно-серо-коричневые, плотные с включениями ангидрита. Чередование известняков коричневых, светло-серых, тонкозернистых, перекристализованых.	1,3
	C1	Песчаники кварцевые, коричнево-серые, неравномерно глинистые.Алевролиты темно-серые, кварцевые, нефтенасыщенные. Аргиллиты черные слоистые. Переслаиваниепесч. и алевр. кварц., неравномерно глинистых, слюдистых. Аргил. черные слоистые.	1,3
2811,5	D3fm	Доломиты и известняки доломитизированные светло-темно-коричневые, глинистые, мелкозернистые с выпотами нефти, известняки порово-трещиноватые, кавернозные, нефтенасыщенные.	1,3

 

Нефтеносность разреза

 

Таблица №4

 

№ п/п	Интервал	Тип коллектора	Ожидаемый флюид	Индекс стратиграфического горизонта
	2830-2780	поровый	нефть	С1
	2430-2350	поровый	нефть	C1

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Технологический раздел

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

2.1 Конструкция скважины

Расчет конструкции скважины

 

Расчет конструкции производим методом снизу вверх. За исходную величину принимаем диаметр эксплуатационной колонны, учитывая ожидаемый дебит при эксплуатации основного нефтеносного объекта, принимаем эксплуатационную колонну диаметром 178 мм.

1.Тогда диаметр долота для бурения под эту колонну будет равен:

D_Д=D_М+δ,

где D_М –диаметр муфты эксплуатационной колонны

D_М=166(смотри таблицу 8.1 (7)

Зазоры между обсадными колоннами и стенками скважины (согласно разделу 2.3.3. «Правил безопасности нефтяной и газовой промышленности») представлены в таблице № 10.

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Минимально допустимые разности диаметров муфт обсадных труб и скважин

 

Таблица № 10

Диаметр обсадных труб, мм	114, 127	140, 146	168, 178, 194, 219, 245	273, 279	324, 346, 395, 417, 425
Зазор ∆, мм не менее					39-45

 

 

δ=20 мм – min допустимая разность между диаметром муфты обсадной колонны и скважиной. Согласно пункту 2.3.3(5) δ должно быть равно 20 мм. Однако, учитывая значительные пропластки глин при бурении под эксплуатационную колонну, способных к выпучиванию и к сужению ствола принимаем δ =25 мм, тогда D_Д=166+25=191 мм.

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр долота 215,9мм (табл. 2.1(6)).

2.Определяем диаметр промежуточной колонны:

D_ПР.К=D_Д+2δ₁+2δ₂, где

δ₁=3 мм

δ₂=11,1 мм

Тогда D_ПР.К=215,9+2*3+2*11,1=244,1 мм.

Принимаем D_ПР.К=244,5 мм (табл. 8.1(7))

3.Определяем диаметр долота для бурения под промежуточную колонну.

D_Д.пр.к=D_Мпр+∆,мм

D_Д.пр.к=270+20=290 мм

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр долота 295,3 мм

4.Определяем диаметр кондуктора.

D_КОН=D_Д.пр.к+2δ₁+2δ₂

D_КОН=295,3+2*3+2*11,1=323,5 мм

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр кондуктора 323,9 мм

5.Определяем диаметр долота под кондуктор.D_Дкон=D_МК+∆

D_Дкон=351+40=391 мм

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр долота под кондуктор 393,7 мм

6.Определяем диаметр направления.

Принимаем ближайший по ГОСТ диаметр направления 426мм

Рисунок 1

 

Профиль ствола скважины

Выбор типа профиля скважины

 

Ввиду использования кустового бурения на месторождении предлагается использовать наклонно-направленную скважину.

Отклонение положения фактического забоя от проектного регламентируется «Инструкцией по бурению наклонно-направленных скважин. РД 39-2-810-83». При этом радиус круга допуска принимается равным 10 % и составляет 50 метров, т.к. бурение скважины ведется с отходом 500м.

 

 

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Профиль ствола скважины должен удовлетворять следующим условиям:

- Обеспечить высокую коммерческую скорость бурения;

- Обеспечить заданное направление и отклонение от вертикали;

- Быть технически целесообразным;

- Быть технически выполнимым (выбранные и рассчитанные показатели профиля - a, А, R и прочие должны быть достижимы при текущем уровне развития техники и технологии бурения наклонно-направленных скважин).

Исходя из технологических соображений (конструкция скважины, наличие оборудования), геологического разреза, глубины скважины, выбираем трехинтервальный профиль, который состоит из:

а) Вертикальный участок;

б) Участок набора зенитного угла;

в) Участок стабилизации зенитного угла.

Общие требования к наклонно-направленным скважинам:

- максимальный зенитный угол в скважине не должен превышать 40⁰ на участке стабилизации (при смещении забоя скважины от вертикали до 1450 м). В интервале размещения глубинного насосного оборудования (ЭЦН), ствол скважины должен иметь прямолинейную траекторию с интенсивностью изменения зенитного угла не более 1⁰/100 м, при этом использование отклонителя на этом участке не допускается.

- бурение наклонно-направленных скважин производится по 3-х интервальному профилю. Интенсивность искривления на участке набора зенитного угла отклонителем не должна превышать 1⁰/10 м, фактически не более 0,5-0,6⁰/10 м (2-х секционный ТО-240).

 

Расчет профиля скважины

 

Исходные данные: А^/=500 м – требуемое смещение забоя от вертикали по кровле продуктивного пласта; Н^/=2430 м – глубина залегания кровли продуктивного пласта; Н = 2811,5 м – глубина скважины по вертикали; h₁ принимаем 1300м. Глубина вертикального участка принята 1300 м для того, чтобы набор кривизны происходил из-под промежуточной колонны в интервале терригенных пород нижней Юры. Интенсивность набора зенитного угла с турбинным отклонителем i=0,10 ⁰/м.

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Необходимый максимальный зенитный угол находим по формуле:

;

;

м

h

Н

Н

=

-

=

-

¢

=

.

10,8

,09

arccos

)

(

)

(

arccos

=

=

=

+

-

×

×

-

+

+

-

=

a

Принимаем α=11⁰.

Участок набора зенитного угла:

Длина участка

м

i

l

.

/

=

=

=

a

;

Горизонтальная проекция:

м

R

a

10,5

)

cos

(

)

cos

(

=

-

×

=

-

×

=

a

;

Вертикальная проекция:

м

R

h

109,

sin

sin

=

×

=

×

=

a

;

Участок стабилизации зенитного угла (наклонно-прямолинейный) до кровли продуктивного пласта:

h

h

Н

h

1021 м

=

-14405ранасоса,а 2

-

=

-

-

¢

=

м

м

h

l

cos

/

cos

=

=

=

a

;

м

l

a

sin

sin

=

×

=

×

=

a

.

Проверочный расчет: 10,5+663=673,5м – попадает в круг допуска.

Участок стабилизации зенитного угла (наклонно-прямолинейный) до забоя скважины:

1409,5

м

h

h

Н

h

2811,

=

-

5-

=

-

-

=

м

h

l

/cos

/

14099,5

cos

=

=

=

a

м

l

a

sin

sin

=

×

=

×

=

a

10,9+915=925,9м.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Углубление скважины

Буровые растворы

 

Расчет бурильных труб

 

Расчет бурильной колонны (для бурения в интервале 1923-3000 м).

Для данной колонны принимаем одноступенчатую компоновку УБТС диаметром 178 мм.

Длина комплекта УБТС определяется исходя из заданной нагрузки на долоте.

Общий вес УБТ должен быть равен: Q_т=(1,20+1,25)*15=18-19 т.

Принимаем длину УБТ – 115 м.

Проектирование бурильной колонны включает в себя выбор длин секций бурильной колонны, различающихся маркой стали, наружным диаметром и толщиной стенки. После того, как базовая бурильная колонна будет спроектирована, производят проверочный расчет колонны на прочность и усталость. В случае, когда коэффициенты запаса прочности секции существенно превышают нормативные, предлагается выбрать бурильные трубы с меньшей толщиной стенки и/или худшей маркой стали. Это позволит сократить затраты на применение труб дорогих марок стали и металлозатраты. Таким образом, бурильная колонна должна состоять из секций, каждая из которых будет иметь минимальный запас прочности (он должен превышать номинальный на 5-10%).

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

Согласно [8, подраздел 2.3], конструирование колонны для ННС рекомендуется выполнить, как для вертикальной скважины с глубиной, равной длине наклонного ствола (т.е. 3000 м).

Длина очередной i -й секции (1, 2 и т.д.) базовой части бурильной колонны вычисляется по формуле:

, где [Q_т.i] – допускаемая растягивающая нагрузка на i-ю секцию, которая вычисляется по формуле:

[Q_т.i] =σ_тi f_тi /n_σ,

где i – порядковый номер секции базовой части бурильной колонны; k_τ – коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на напряженное состояние трубы; при приближенных расчетах допускается принимать: для вертикальных скважин k_τ =1,04, а для наклонно направленных – 1,10; при наличии прихватоопасных условий коэффициенты k_τ можно увеличить соответственно до 1,10 и 1,15. K– коэффициент, учитывающий влияние сил трения, в том числе сил гидродинамического происхождения, и инерционных сил; рекомендуется принимать K не менее 1,10; ΣQ_б(i-1) – сумма весов секций бурильной колонны в буровом растворе, находящихся ниже рассматриваемой (рассчитываемой); вес отдельно взятой секции в буровом растворе вычисляют по формуле:

Q_б=l*q*g*k₀,

где Q_кнб – вес КНБК с учетом облегчения в жидкости; р_д и р_зд – соответственно перепад на долоте и забойном двигателе, Па; f_кi, f_тi – площадь сечения соответственно канала и тела рассматриваемой секции бурильной колонны; q_i – масса пог. м трубы, выбранной для формирования рассматриваемой i-той секции; σ_тi - предел текучести материала, из которого изготовлена рассматриваемая труба; n_σ – нормативный коэффициент запаса прочности, принимаемый в соответствии с [8, Приложение 3]. n_σ = 1,40.

Для увеличения жесткости компоновки колонны и повышения усталостной прочности колонны устанавливаем над УБТС трубы ТБПК 127х9,2Д (q = 31,22 кг/м). Тогда σ_т = 372 МПа. Р_д + Р_з = 12,0 МПа.

f_т = 0,785*(0,127²-0,1086²) = 3,403*10^{-3 м2},

f_к = 0,785*0,1086² = 9,258*10^{-3 м2}.

Для бурения ВЗД принимаем K = 1,1, k_τ = 1,04.

[Q_т.1] = 372*10⁶*3,403*10^-3/1,4 = 904227 Н.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

.

До устья необходимо собрать 3000-115=2885 м.

Принимаем l₁ = 2885 м.

Расчёт потерь давления

 

 

Потери давления определяются по формуле:

Кондуктор

Производительность насоса в данном интервале: Q=0,5*0,785*0,3937²=60 л/с.

 

1. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 7,3 мм:

 

2. Потери давления в УБТС диаметром 203 мм:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

3. Потери давления в обвязке буровой установки:

4.Потери давления в гидромониторном долоте диаметром 393.7 - 3 – 18 мм:

5.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и УБТ диаметром 203 мм:

;

6.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и бурильными трубами диаметром 127 мм:

;

Промежуточная колонн а

Производительность насоса в данном интервале: Q=0,5*0,785*0,2953²=34 л/с

1. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 8,3 мм:

2. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 12,7 мм

 

3. Потери давления в УБТС диаметром 178 мм:

4. Потери давления в турбобуре диаметром 240 мм:

5. Потери давления в обвязке буровой установки:

6. Потери давления в гидромониторном долоте диаметром 295.3 - 3 – 22 мм

Р_Д295,3 =0,003х1,1х2,025=6,7 МПа

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

7.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и турбобура диаметром 229 мм:

8.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и УБТ диаметром 178 мм:

9. Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и бурильными трубами диаметром 127

Эксплуатационная колонна

Производительность насоса в данном интервале: Q=0,5*0,785*0,2159=18 л/сек

1. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 12,1 мм:

2. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 12,1 мм:

3. Потери давления в УБТ диаметром 178 мм:

5.Потери давления в турбобуре диаметром 195 мм:

4. Потери давления в обвязке буровой установки:

7. Потери давления в гидромониторном долоте диаметром 215,9 - 3 – 20 мм

8. Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и УБТ диаметром 178 мм:

11.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и турбобуром диаметром 195 мм:

 

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

12. Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и бурильными трубами диаметром 127 мм:

 

Крепление скважины

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.

ПодписьПодпись

Дата

ЛистЛист

УГТУ.57.130504.51.092ПЗ.

 

 

При бурении нефтяных и газовых скважин необходимо крепить их стенки. В результате этого достигается следующие:

1. Укрепляются стенки скважины сложенные недостаточно устойчивыми горными породами;

2. Разобщаются нефтеносные и газоносные пласты друг от друга, а так же от водоносных горизонтов.

Это позволяет создать долговечный и герметичный канал по которому нефть и газ поднимается от забоя до устья без потерь.

Пласты разобщаются с помощью специальных труб, которые называются обсадными.

Так как одно крепление стенок скважины обсадными трубами не создают разобщения пластов, то затрубное пространство заполняют цементным раствором специальным оборудованием и приспособлением.

Все обсадные колонны, кроме направления и кондукторов, выходит на поверхность, необходимо подвешивать на устье жёстко связывать с ранее спущенными колоннами при помощи специальных устройств-колонных головок. Эти устройства должны обеспечивать обвязку обсадных колонн и предотвращение разгрузки перед подвеской

В конструкцию низа обсадной колонны входят: башмачная направляющая пробка, башмак или короткий патрубок с боковыми отверстиями,

обратные клапаны, упорное кольцо, кольца жёсткости и турбулизаторы. Для Эксплуатационной и промежуточной колонн в комплект оборудования их низа включаются, также центрирующие фонари и скребки.