Строительство эксплуатационных горизонтальных скважин

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 4.23 - Данные по эксплуатационным объектам

	Плотность жидкости в				Установившаяся при эксплуа-		Данные по объекту, содержа-
	колонне, г/см3				тации температура, С0		щему свободный газ		Заданный ко-
			Пластовое	Максимальный
									эффициент за-
			давление на	динамический
Номер									паса прочности
			период позд-	уровень при
объекта	на период							коэффициент	на смятие в
		на период	ней эксплуа-	эксплуатации,	в колонне		длина стол-
	ввода в					в эксплуатацион-		сжимаемости га-	фильтровой
		поздней экс-	тации, МПа	м	на устье		ба газа по
									зоне
	эксплу-	плуатации			скважины	ном объекте	вертикали, м	за в стволе
	атацию							скважины
1	0,796	0,796	10,7	2440	30-40	88-89	нет	нет	1,3
	0,788	0,788		2560

7.5 Том

часть Геологическая

39

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 4.24 - Дополнительные данные для определения продолжительности испытания (освоения) скважины

Относится ли к объектам,

Для эксплуатационных

Работы по

Требуется ли исключить из состава основных работ (ДА, НЕТ)

которые (ДА, НЕТ)

скважин предусмотрено

испытанию

объекта

ли (ДА, НЕТ)

проводятся

при мощности

при мощно-

задавка

использование

в одну,

вызов притока

гидрогазо-

освоение, очистку и

шаблонирование

до 5 м пред-

сти до 6 м

скважины

норм по ССНВ

полторы,

в нагнетатель-

динамические ис-

гидрогазо-

обсадной ко-

ставлены

имеют по-

через

для разведоч-

две или

ной скважине

следования в экс-

динамические ис-

лонны

Номер

пропластками

дошвенную

НКТ

ных скважин

три смены

плуатационной

следования

воду

скважине

1

нет

нет

да

нет

в две смены

да

нет

нет

нет

по 12 час

Таблица 4.25 - Данные по нагнетательной скважине

Индекс стратигра-

Номер

Интервал

Название

Режим нагнетания

Пакер

Жидкость за

фического подраз-

объек-

залегания

(тип) нагне-

НКТ

деления, пласт

та (сни-

объекта

таемого

зу

нагнетания,

агента (ВО-

плот-

относительнаяинтенсивностьдавление

температура

шифр

глубина

установки,

тип

плот-

вверх)

м

ДА, НЕФТЬ,

ность

по воздуху

нагнетания,

на устье,

нагнетаемого

ность,

ГАЗ и т.д.)

жидкости,

плотность

м3/сут

кгс/см2

агента, 0С

г/см3

от

до

(верх)

(низ)

г/см3

нагнетаемого

газообразного

агента

Не предусмотренн

7.5 Том

часть Геологическая

40

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Том 5.7

Конструкция скважины

41

5 Конструкция скважины

Конструкция скважин проектируется на основании анализа литологических особенностей горных пород, совмещенного графика давлений, анализа ожидаемых осложнений в скважинах с учетом требований « Правил охраны недр» ПБ 07-601-03, « Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03, технологических регламентов, нормативных документов и опыта строительства скважин в сходных геологических условиях.

5.1 Характеристика и устройство шахтового направления

Таблица 5.1 –	Характеристика и устройство шахтового направления
Наружный	Длина, м	Марка		Толщина		Масса			ГОСТ, ТУ, и т. д.
диаметр,		(группа		стенки, мм		1 м колон-		общая	на изготовле-
мм		прочности				ны			ние
		материала)
			не предусмотрено

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Том 5.7

Конструкция скважины

42

	Стратиграфический					Глубина,			Давление,
			разрез				м			МПа
Глубина, м	Группа	Система	Отдел	,Свита горизонт, ярус		вертикалипо	стволупо	Литологический разрез	пластовое, Рпл.	гидроразрыва, Ргр	Характеристика давлений пластового (порового) и гидроразрыва пород.
											0,9	1,0 1,1	1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0	2,1
											Эквивалент градиентов пластового давления (Кпл) и давления гидроразрыва (Кгр)
		Q				30
		N				80
100
			олигоценовый	туртасская
				алтымская		135
				ново-
200				михайловс.		195
				свита		255
300
	Z			тавдинская
400	- К	ПАЛЕОГЕНОВАЯ		свита
	СЙОЗОНЙАКК АЯ		эоценовый	люлинворская	свита	460
500
600
700						690
800			палеоцен	талицкая	свита									793(862)
						825
				ганьк.
900				березовская		900
1000
1100			ВЕРХНИЙ			1100
				кузн.
						1150
1200				Хантымансийская УВАТСКАЯ СВИТА
1300	Z-МЯАКСЙ	ЯАВО									Эквивалентградиента пластового давления		Эквивалентградиента давления	гидроразрыва
1700
1400
						1450
1500
1600
	З О	Л				1745
	О	Е
	З
1800	М Е	М		Викуловская
1900
2000			НИЖНИЙ			2000
2100				Алымская
2200						2200
2300
				СВИТА
2400				ЧЕРКАШИНСКАЯ
2500
						2540
2600
						2620
						2637
						2657
2700						2660
						2710
				ахская		2750
		Юра	верх
2800				Бажен		2814

2501

2600

2700

2800

2900

3000

3100

3200

3300

3400

3500

3600

3700

3800

3900

4000

4100

4200

4300

4332

2821

2957

3008

3117

3135

М Е З О З О Й С К А Я - М Z

М Е Л О В А Я НИЖНИЙ

ЧЕРКАШИНСКАЯ СВИТА

Эквивалент градиента пластового давления

Эквивалент градиента давления

гидроразрыва

Конструкция скважины; диаметр колонн, мм; высота подъема цемента, м; испытание

на герметичность оборудования устья

324 245 168 114

30

720

2630

(2985)

2660 (3135)

2690 (4332)

2501 (2292)

2630 (2985)

2660 (3135)

2690 (4332)

долот;	и диаметр
Типоразмер	количество	насадок, шт х мм
	1.16

1.16

1.10

1.10

1.10

1.10

Условные обозначения:

эквивалент градиента пластового давления эквивалент градиента давления гидроразрыва

плотность бурового раствора

зона совместимых условий бурения

Рисунок 5.1 - График совмещенных давлений

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Том 5.7

Конструкция скважины

43

Расчет глубины спуска кондуктора

Минимально-необходимую глубину спуска кондуктора определим исходя из условий предотвращения гидроразрыва пород в необсаженном стволе скважины при закрытии устья в случае нефтепроявления:

Расчет производится из соотношения:

0,95× 0,1× ρп × Нк

(Рпл − 0,1× (L − Нк ) ×1,05

Откуда следует, что:

Н= 10 × Рпл − ρф × Lпл

к0,905× ρп − ρф

где:

ρп – нормальное уплотнение горных пород [47], г/см3;

Нк – расчетная глубина спуска колонны, м;

Pпл – пластовое давление, кгс/см2;

ρф – плотность флюида, г/см3;

L – глубина кровли пласта, м

(5.1)

(5.2)

Произведен расчет минимально-допустимой глубины спуска кондуктора по каждому пласту.

В результате минимальная расчетная глубина спуска кондуктора 245 мм равна 670 м. Проектная глубина спуска кондуктора – 710 м (перекрытие люлинворской свиты) удовлетворяет условию предотвращения гидроразрыва пород у башмака колонны.

Обоснование диаметров долот

Диаметр долот по интервалам бурения под указанные обсадные колонны определен в соответствие с требованием п. 2.3.3. ПБ 08-624-03. Величина минимальных радиальных зазоров между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны определена по формуле (5.3):

Dд = (1,0447 + 0,00022D)Dм ,(5.3)

где

Dд - диаметр долота, мм;

D - диаметр обсадных труб, мм;

Dм - диаметр муфты обсадных труб, мм.

На основании проведенных расчетов принимаются долота следующих диаметров:

∙393,7 мм - бурение под направление 324 мм;

∙295,3 мм - бурение под кондуктор 245 мм;

∙220,7 мм - бурение под эксплуатационную колонну 178 мм.

∙142,9 мм - бурение горизонтального ствола под хвостовик 114 мм.

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

5.2 Глубина спуска и характеристика обсадных колонн

Таблица 5.2 – Глубина спуска и характеристика обсадных колонн (основной ствол)

колонныНомер спуспорядкевка

Интервал

Номинальный стволадиаметр вскважины ,мминтервале

отРасстояние -скважиустья уровнядоны -тамподъема распонажногоколонзатвора-

,мной

Количество раздельно часпускаемых-

,колонныстей .шт

-разНомер спускадельновчастиемой

спускапорядке

Интервал

Глубина за-

установки

боя при по-

Необходимость (причина) спуска

по стволу

скважины,

раздельно

вороте сек-

колонны (в том числе в один при-

Название колон-

спускаемой

ции, уста-

ны

м

части, м

новке

ем или секциями), установки

надставки, смены или поворота

надставки

от

до

от

до

секции

или заменя-

(верх)

(низ)

(верх)

(низ)

ющей, м

Направление

диаметром

324мм

спускается на глубину 30 м и цемен-

1

Направление

0

30

393,7

0

1

1

0

30

-

тируется до устья скважины с целью

предупреждения

размыва

приусть-

евой части скважины и связанных с

ним осложнений.

Кондуктор диаметром 245 мм спус-

кается на глубину 710 м - с целью

предотвращения

гидроразрыва у

башмака колонны при нефтегазово-

допроявлении, перекрытие люлин-

2

Кондуктор

0

710

295,3

0

1

1

0

710

-

ворской свиты, а также установки

противовыбросового

оборудования

для безопасного вскрытия нефте-

проявляющих

пластов

подлежащих

вскрытию при бурении под пилотный

ствол.

Эксплуатационная колонн спускает-

2660*

2660*

-

ся в кровлю АС12, с целью перекры-

3

Эксплуатационная

0

220,7

560

1

1

0

/3135

/3135

тия пластов, осложнений по разрезу

и безаварийного бурения под хво-

стовик.

Для закрепления стенок скважины в

4

Хвостовик 114 мм

2630*

2690*

142,9

0

1

1

2630*

2690*

-

случае необходимости предотвра-

/2985

/4332

/2985

/4332

щения осыпей и обвалов. Эксплуа-

тация скважины.

Примечание: * - глубина по вертикали.

7.5 Том

скважины Конструкция

44

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

5.3 Характеристика раздельно спускаемых частей обсадных колонн

Таблица 5.3 – Характеристика раздельно спускаемых частей обсадных колонн

Раздельно спускаемые части

Номер

номер

интервал уста-

ограни-

коли-

новки однораз-

чение

соединения обсадных труб в каждой одноразмерной части

одно-

наруж-

колон-

номер

чество

мерной части, м

на тол-

ны в

в по-

диамет

размер-

ный

щину

максималь-

интервал установки

порядке

рядке

мет-

ной ча-

диа-

стенки

количество

номер в

условный

ный наруж-

труб с заданным типом

спуска

спуска

ров,

сти в по-

метр,

от

до

не

типов со-

порядке

код типа

ный диаметр

соединения, м

шт.

рядке

мм

(верх)

(низ)

более,

единения,

спуска

соедине-

соединения,

от (верх)

до (низ)

спуска

мм

шт.

ния

мм

1

1

1

1

324

0

30

-

1

1

ОТТМА

351

0

30

2

1

1

1

245

0

710

-

1

1

ОТТМА

270

0

710

3

1

1

1

178

0

2660*

10,4

1

1

БТС

194,5

0

2660*

/3135

/3135

4

1

1

1

114

2630*

2690*

нет

1

1

ОТТМА

127

2630*

2690*

/2985

/4332

/2985

/4332

Примечание: * - глубина по вертикали.

7.5 Том

скважины Конструкция

45

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Том 5.7

Конструкция скважины

46

5.4 Технико-технологические мероприятия, предусмотренные при строительстве скважин

Таблица 5.4 - Технико-технологические мероприятия, предусмотренные при строительстве скважин по проектной конструкции

	№		Наименование мероприятия	Причина проведения меро-
	п/п		или краткое описание	приятия
1		Для обеспечения безаварийного спуска кондуктора 245 мм		Значительная длина, диаметр и
		перед его спуском осуществить проработку ствола скважины		жесткость спускаемой обсадной
		роторной компоновкой содержащей опорно-центрирующие эле-		колонны
		менты
2		Цементирование направления 324 мм и кондуктора 245 м		Необходимость подъема цемент-
		произвести на всю длину. При цементировании направления
				ного раствора за колонной до
		применить ПТЦ -I-50 плотностью 1,85 г/см3.
				устья для недопущения загрязне-
		Цементирование кондуктора провести по интервалам: ;		ния подземных пресных вод и
		0-510 м - облегченный тампонажный цемент ПТЦ III-Об 5-50 с		предотвращения заколонных пе-
		плотностью цементного раствора 1,52 г/см3; 510-710 м цемент-		ретоков
		ный раствор ПТЦ -I-50 плотностью 1,85 г/см3
3		Предусмотреть высоту подъема цементного раствора за экс-		Предотвращение гидроразрыва
		плуатационной колонной до глубины 560 м с перекрытием на		горных пород при креплении
		150 м башмака кондуктора 245 мм в соответствие с п. 2.7.4.11		скважины
		ПБ 08-624-03
4		Эксплуатационная колонна цементируется в интервале 3135-		Повышение качества цементиро-
		560 м. В интервале 3135-2721 м - расширяющиймся тампонаж-		вания, предотвращение межпла-
		ным раствором РТП-Т-51-100 на основе ПЦТ I-G-СС1 с плотно-		стовых заколонных перетоков
		стью цементного раствора 1,90 г/cм3; 2721-560 м – ПЦТ III-об5-
		100, с плотностью цементного раствора 1,52 г/см3.
5		При бурении под эксплуатационную колонну применить ком-		Наличие зон возможного погло-
		плекс профилактических мероприятий направленный на недо-		щения бурового раствора.
		пущение поглощения бурового раствора предусмотренных раз-
		делом 8.12-8.13 настоящего проекта
6		Контролировать соблюдение параметров бурового раствора и		Предупреждение осложнений и
		рецептуры его приготовления, соответствие способов и режи-		аварийных ситуаций в процессе
		мов бурения		бурения
7		Провести опрессовку и дефектоскопию бурильного инструмента		Предупреждение аварийных си-
		и бурового грузоподъемного оборудования		туаций с бурильным инструмен-
				том и оборудованием
8		В процессе бурения следить за выносом шлама. При прекраще-		Обеспечение безаварийного бу-
		нии или уменьшении выноса шлама остановить бурение и про-		рения ствола скважины
		мыть скважину в течение одного цикла с одновременным рас-
		хаживанием бурильной колонны
9		До вскрытия продуктивного пласта АС10-12 обеспечить выполне-		-
		ние всего комплекса мероприятий, предусмотренных разделом
		8.12-8.13 настоящего проекта
10		Скорость спуска бурильной колонны ограничить по интервалам		Снижение гидродинамических
		глубин:		давлений в скважине
		0-1000 м	– 2 м/с;
		1000-1500 м	– 1,5 м/с;
		1500-2000 м	– 1 м/с;
		2000-3000 м	– 0,7 м/с;
11		После наращивания спуск бурильной колонны до забоя ограни-		Снижение гидродинамических
		чить до 0,1 м/с, чтобы не допустить чрезмерного увеличения		давлений на коллектора нефти и
		расхода бурового раствора в кольцевом пространстве		поглощающие пласты
13		Циркуляцию, при вскрытых поглощающих пластах, восстанавли-		Предотвращение гидроразрыва
		вать одним насосом при постепенном перемещении бурильной		слабосцементированных горных
	СамараНИПИнефть		609Б.00-00-ИОС-07
	609B.00-00-IOS-07.doc

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

	Том 5.7		Конструкция скважины				47
	№		Наименование мероприятия	Причина проведения меро-
	п/п		или краткое описание		приятия
		колонны вверх и вращении ротором		пород
14		Перед подъемом инструмента после окончания долбления осу-		Предупреждение прихвата бу-
		ществлять промывку в течение 2 цикла при производительно-		рильного инструмента шламом.
		сти, с которой осуществлялось бурение		Предотвращение проработок по-
				сле спуска
15		В процессе подъема колонны бурильных труб выполнять требо-		Предупреждение нефтегазопро-
		вания п. 2.7.7.6, 2.7.7.7, 2.7.7.12, 2.7.716 ПБ 08-624-03		явлений
16		Изменение и отклонение от проекта, дополнения к нему допус-		Соблюдение технологии бурения
		кается только в соответствии с требованиями п. 2.2.7 ПБ 08-624-		скважин в соответствии с проек-
		03		том
17		Применение системы РУС при бурении под хвостовик основного		Характерные особенности:
		ствола		∙	постоянное	вращение
				бурильной	колонны	во	время
				управления траекторией			для
				уменьшения искривления профи-
				ля скважины;
				∙	наземный	контроль
				над программированием			управ-
				ления для переменных интенсив-
				ности набора угла и азимута в
				реальном времени;
				∙	качественная очистка
				забоя благодаря вращению, что
				уменьшает риск прихватов;
				∙	регулируемая нагрузка
				на долото и скорость вращения
				ротора, обеспечивает макси-
				мальную	скорость проходки во
				время набора угла и разворота
				азимута

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Том 5.7 Профиль скважины 48

6 Профиль скважины

Таблица 6.1 - Входные данные по профилю

				Максимально допустимые
Интервал установки по-				параметры профиля в ин-								Зенитный угол,							град
				тервале установки по-
гружных насосов по вер-
				гружных насосов
	тикали, м
							интенсив-			максималь-					при входе в продуктив-
							ность из-			но допу-						ный пласт
				зенитный			менения			стимый в				минималь-						максималь-
				угол, град			зенитного			интервале
от (верх)		до (низ)														но допу-				но допу-
							угла,			его увели-
																стимый				стимый
							град/10 м				чения
2530		2330		40			0,3				90				80					85
Таблица 6.2 –		Профиль ствола скважины
№				Глубина			Проекции, м					Угол, град						Интенсивность,
	Участок ствола			по ство-
участка					вертикаль			горизонталь				в				в				град/10
				лу, м								начале				конце
Пилотный ствол
1	Вертикальный			1400		1400			0,00			0,00				0,00			0,0
2	Набора угла			1661,0		1641,0			86,0			0,00				39,17			1,5
3	Наклонно-																		0,0
	прямолинейный			2501,0		2292,4			616,0			39,17				39,17
4	Набора угла			2600,0		2360,0			688,0			39,17				54,0			1,5
	кровля АС12			3110,0		2660			1100,6			54,0				54,0			0,0
5	Наклонно-
	прямолинейный			3372,0		2814,0			1312,5			54,0				54,0			0,0
Горизонтальный ствол
	Наклонно-
1	прямолинейный			2501,0		2292,4			616,0			39,17				39,17			0,0
	(окно зарезки)
3	Наклонно-			2807,7		2530,2			810,0			39,17				39,17			0,0
	прямолинейный
4	Набора угла			3034,6		2642,6			1001,5			39,17				80,00			1,8
5	Наклонно-			3134,6		2660,0			1100,0			80,00				80,00			0
	прямолинейный
	(кровлю АС12)
6	Наклонно-			3282,3		2685,6			1245,5			80,00				80,00			0
	прямолинейный
7	Набора угла			3332,2		2690,0			1295,2			80,00				90,00			2,0
8	Горизонтальный			4332,0		2690,0			2295,0			90,00				90,00			0,0

СамараНИПИнефть	609Б.00-00-ИОС-07
609B.00-00-IOS-07.doc