ПАТ “УКРГАЗВИДОБУВАННЯ” філія УКРАЇНСЬКИЙ НАУКОВО-ДОСЛІДНИЙ ІНСТИТУТ ПРИРОДНИХ ГАЗІВ PJSC “UKRGASVYDOBUVANNYA” branch of UKRAINIAN RESEARCH INSTITUTE OF NATURAL GAS ЗАТВЕРДЖУЮ ПАТ "Укргазвидобування" ___________________ 20 р. Наряд-замовлення № 23.805/2014-2014 Індивідуальний робочий проект № 23-14 СПОРУДЖЕННЯ ЕКСПЛУАТАЦІЙНОЇ СВЕРДЛОВИНИ № 74 ЗАХІДНО-СОСНІВСЬКОГО ГКР В КРАСНОГРАДСЬКОМУ РАЙОНІ ХАРКІВСЬКОЇ ОБЛАСТІ Том 1 Пояснювальна записка Директор УкрНДІгазу Кривуля С. В. Завідувач центру з НСБС Лиско А. А. Завідувач відділу НОП БС Мілютенко Ю. І. Головний інженер проекту Романів М. М. ПОГОДЖЕНО: БУ "Укрбургаз" Головний інженер ГПУ "Шебелинкагазвидобування" Головний інженер _______________ Кушнарьов В. Л. _______________ Вахрів А. П. ХАРКІВ - 2014 2 Цим підтверджується, що робочий проект на спорудження експлуатаційної свердловини № 74 Західно-Соснівського ГКР в Красноградському районі Харківської області розроблений у відповідності з діючими правилами і нормами. Головний інженер проекту Романів М.М. 3 ВИКОНАВЦІ ПРОЕКТУ Посада Підпис Прізвище та ініціали Виконані розділи, глави 1. Відділ НОП будівництва свердловин Зав.відділу Мілютенко Ю.І. 1-19 Гол.інженер проекту Романів М.М. 1-19 Зав.сектора Хорешко І.А. 1-19 Інженер Грига М.С. 5-19 Зав.сектора Демченко С.М. 5, 9.0 Зав.сектора Карцов С.О. 4, ГТН Пров.інженер Бунченко С.В. 4, ГТН С.н.с. Чайковська О.Ю. 17 Інженер Лапшина Т.В. оформлення ГТН 2. Відділ ТТБ Зав.лабораторії Гордієвський Р.О. 5.1 Пров.інженер Жуган О.А. 7 Нормоконтроль: Романів М.М. Гол.інженер проекту 4 ЗМІСТ Том 1 ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА. 1. Зведені техніко-економічні дані………………………………………... 5 2. Підстава для проектування……………………………………………... 7 3. Загальні відомості……………………………………………………….. 8 4. Геологічна характеристика свердловини……………………………… 9 5. Конструкція свердловини………………………………………………. 22 6. Профіль ствола свердловини………………………………………….. 34 7. Бурові розчини…………………………………………………………... 35 8. Поглиблення свердловини……………………………………………. 47 9. Кріплення свердловини…………………………………………………. 71 10. Випробування свердловини…………………………………………….. 103 11. Дефектоскопія і опресування устьового обладнання, бурильних та обсадних труб………………………………………………………… 109 12. Підготовчі та монтажні роботи………………………………………… 112 13. Розрахунок тривалості буріння і кріплення…………………………… 131 14. Механізація і автоматизація технологічних процесів, засоби контролю та диспетчеризації…………………………………………… 132 15. Охорона праці, промислова санітарія, протипожежна безпека при спорудженні свердловини………………………………………... 135 16. Список літератури, нормативно-довідкових та інструктивнометодичних матеріалів………………………………………………….. 159 17. Оцінка впливу на навколишнє середовище при спорудженні свердловини……………………………………………………………… окр.том 18. Організація спорудження……………………………………………... 165 19. Визначення класу наслідків (відповідальності) та категорії складності об’єкту спорудження……………………………………... 167 Додаток А Завдання на проектування спорудження свердловини……… 170 Додаток Б Договір або акт на займання земельної ділянки (копія)........ 174 Додаток В Ситуаційний план……………………………………………….. 176 Додаток Г Схема розташування бурового обладнання і зовнішнього водозабезпечення для пожежогасіння…………………………. 177 Додаток Д ГТН……………………………………………………………….. в кишені Том 2 КОШТОРИСНА ДОКУМЕНТАЦІЯ. Том 3 ОЦІНКА ВПЛИВУ НА НАВКОЛИШНЄ СЕРЕДОВИЩЕ /ОВНС/. Том 4 ПРОЕКТНО-КОШТОРИСНА ДОКУМЕНТАЦІЯ НА БУРІННЯ ВОДЯНОЇ СВЕРДЛОВИНИ ДЛЯ ТЕХНІЧНОГО ВОДОЗАБЕЗПЕЧЕННЯ. 5 1 ЗВЕДЕНІ ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ ДАНІ 1. Номер свердловини 2. Площа, родовище 3. Призначення свердловини 4. Проектний горизонт 74 Зах-Соснівське Експлуатаційна: експлуатація газових покладів картамишської свити нижньої пермі Картамишська свита нижньої пермі (P1kt) 3775 м Ускладнені - 5. Проектна глибина 6. Геологічні умови 7. Кількість об’єктів випробування у відкритому стволі 8. Кількість об’єктів випробування в колоні 1 9. Профіль ствола свердловини Вертикальний 10. Металоємність конструкції свердловини 147,7 кг/м 11. Спосіб буріння Роторний, турбінно-роторний 12. Вид приводу Дизельний 13. Вид монтажу Повторний (великоблочний) Уралмаш 3Д-76 14. Тип бурового верстата 15. Кількість і тип (марка) двигунів головного Сaterpillar 3406С потужністю 331 кВт приводу кожний – 7 шт. N = 331х7 = 2 317 кВт 16. Кількість і тип (марка) дизельАварійні:Volvo TWD 1010 G– 1 шт. генераторної станції N = 200 кВт; Westin Power TC275L– 1 шт. N = 200 кВт; 17. Використання на верстатах з дизельним КТП 10/0,4 потужністю 250 кВА приводом комплектної трансформаторної підстанції, потужність КТП 18. Тип вишки ВБ 53-320 19. Висота вишкової основи 6,0 м (ОБ-53М) 20. Наявність механізму АСП 21. Максимальна маса колони 169,48 т - Обсадної 134,71 т - Бурильної 22. Тип верстата для випробування: Уралмаш 3Д-76 23. Тривалiсть циклу спорудження 374,4 діб свердловини у тому числi: Монтажнi роботи 41,5 дiб 6,0 дiб Пiдготовчi роботи до бурiння Бурiння 204,1 дiб Крiплення свердловини 62,1 дiб Випробування свердловини в процесi - дiб бурiння Випробування 1-го об'єкта 46,9 дiб 6 Демонтаж бурового верстата 24. Проектна швидкість буріння 25. Конструкцiя свердловини: Кондуктор 1-а промiжна колона 2-а промiжна колона Експлуатаційна колона 26. Наявність трубної бази, потужність її, тис.пог.м. 27. Тампонажна контора або цех 28. Середньорічна кількість працюючих верстатів в бурінні і випробуванні 29. Тривалість чергування трактора (бульдозера) на буровій, год. 30. Утримання польової лабораторії по контролю параметрів бурового розчину в інтервалах буріння і випробування 31. Форма оплати праці бурової бригади 32. Кількість змін роботи вахт у випробуванні 33. Котельня тип котла вид палива Кiлькiсть одночасно обслуговуючих бурових 34. Вагон-будинки для обслуговування вишкомонтажної бригади: Кiлькiсть, шт. маса, т Перевозка вид транспорту Вiдстань перевезення 35. Вагон-будинки для обслуговування бурової бригади: Кiлькiсть, шт. маса, т Перевозка вид транспорту Вiдстань перевезення 13,8 дiб 426 м/верст.міс. D=426 мм х 190 м D=324 мм х 1840 м D=245 мм х 3400 м D=168 мм х 0-3300 м D=140 мм х 3300-3775 м 140,1 Тампонажне управління 23 Бульдозер – 4 год/добу на час буріння і випробування Переносна Відрядна Цілодобова Блок двох електрокотлів 1 8 72,0 Авто 20 км бази ВБР і назад на базу 9 64,0 Авто 2 км з св №75 Зах-Соснівська 7 2. ПIДСТАВА ДЛЯ ПРОЕКТУВАННЯ. 1. Звіт про НДР ”Доповнення до проекту розробки Західно-Соснівського ГКР” Договір № 100 ШГВ/2012-2012 (тема 51.330/2011-2012) УкрНДІгаз, м. Харків. Керівники: Т. Галко, Ж. Чумраєва. 2. Наряд-замовлення № 23.805/2014-2014 газопромислового управління “Шебелинкагазвидобування” на розробку робочих проектів для спорудження свердловин. 8 3 ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ Площа (родовище), блок Зах-Соснівське Номер свердловини 74 Адміністративне положення: - держава Україна - область Харківська - район Красноградський - найближчі населені пункти с. Петрівка Рік вводу родовища в експлуатацію 0 Температура повітря, С: - середньорічна + 7,7 - середня самого жаркого місяця + 20,4 - середня самого холодного місяця - 6,6 Середньорічна кількість опадів, мм 563 Максимальна глибина промерзання ґрунту, м 1,1 Тривалість опалювального періоду в році, діб 187 Тривалість зимового періоду в році, діб 120 Азимут переважаючого напрямку вітру Східний Шв-ть вітру (повторюваність якого 8 складає 5 %), м/с Відомості про буровий майданчик і під’їзні шляхи: - рельєф і стан місцевості слабогорбиста рівнина, порізана ярами та балками - товщина снігового покриття, см 48 50 - товщина ґрунтового шару, см - рослинне покриття - класифікація, група і стан ґрунтів суглинки темно-сірі, сірі, гумусовані Характеристика під’їзних доріг: - довжина, м 2 800 - характер покриття грунтова - висота насипу, см Відомості про магістральні дороги і водяні транспортні шляхи: - наявність - назва - відстань до свердловини, км Розміри земельних ділянок, що відводяться в тимчасове користування: - для бурового майданчика 3,5 га - для комунікацій - для ліній електропередачі - для під’їзних шляхів до свердловини Джерела: - водозабезпечення водяна свердловина - енергозабезпечення електромережа ГПУ»Шебелинкагазвидобування» - зв’язку стільниковий - місцевих будівельних матеріалів - 9 4. ГЕОЛОГІЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА СВЕРДЛОВИНИ. Структурна карта по покрівлі горизонту Р1kt 10 Масштаб: 1: 25 000 250 0 250 Пн 500, м 6 -3527 -3400 -3350 Пд IІ 57 64 -3327 -3300 63 -3354 56 -3258 9 -3274 53 -3247 4 -3220 72 -3257 І 55 -3265 101 -3394 74 10 -3233 54 -3242 70 -3280 8 -3288 74 100 -3347 73 -3300 62 -3330 12 -3380 І’ 51 -3275 71 -3259 58 -3271 103 -3687 IІ’ 59 -3323 61 -3340 -3350 5 -3377 -3400 -3450 20 -3485 -3500 Умовні позначення: -3300 - ізогіпси покрівлі горизонту Р1kt 10 - номер свердловини -3233 - абс. відм. покрівлі продуктивного горизонту свердловини - устя - вибій - експлуатаційні - розвідувальні - спостережні - ліквідовані з тех. причин - ліквідовані з геол. причин - контур промислової газоносності - сіль D - ліцензійна ділянка І І’ 74 - лінії геологічних розрізів - проектна свердловина -3700 -3600 -3500 -3400 -3300 A-8 A-7 A-6 3700 П-3 3600 3693 3674 3663 П-2 3500 3400 насичення пластів за даними випробування: - газонасичені - водонасичені - ущільнені 4007 - вибій - cвердловина - устя 3600 4525 3800 3700 8 Ap=145,6 м - цементний мост - cтратиграфічні А-6 границі інтервали випробування: - перфорація - фільтр 3837 3814 3756 3736 3701 3710 3683 3668 П-1 3500 3400 70 Ap=148,7 м Умовні позначення: 3630 3600 3500 3400 54 Ap=139,7 м 3800 101 3746 3355 I Західно-Соснівське ГКР 3775 74 - проектна свердловина С33 Р1kt Р1kt Р1nk 3482 3500 3478 3462 3439 3417 4000 І’ 3900 3800 3700 3600 3500 3470 4007 3400 Ap=152,6 м 101 Масштаб: верт. 1: 20 000 гор. 1: 20 000 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Схематичний геологічний розріз через свердловини 54-70-8-101 11 -3700 -3600 -3500 -3400 -3300 -3200 9 A-8 A-7 A-6 3726 3646 3612 3421 3759 3700 3600 3500 3400 П-1 П-3 П-2 P1kt P1nk - устя - cвердловина - cтратиграфічні А-6 границі 3775 3 С3 - проектна свердловина P1kt 9 8 7 6 5 4 3 2 1 3400 3600 3800 3700 3650 3570 3525 3514 3500 3495 3475 3462 3451 3436 3441 3410 3417 3422 3425 3388 3370 3350 Ap=157,1 м 100 IІ’ Масштаб: верт. 1: 20 000 4000 4005 гор. 1: 20 000 насичення пластів за даними випробування: - газонасичені - водонасичені - ущільнені Умовні позначення: 4005 - вибій 100 С3 3 P1kt інтервали випробування: - перфорація - фільтр - цементний мост 3744 3700 3800 3771 3751 3728 3707 3703 3600 3500 3400 IІ Західно-Соснівське ГКР Схематичний геологічний розріз через свердловини 64-51-100 74 51 Ap=158,0 м 64 Ap=153,5 м 12 Г Е О Л О Г I Ч Н О Г О Р О З Р I З У Родовище Захiдно-Соснiвське свердловина 74 +===========================================================================================================================+ | Характеристика стратиграфiчних | | Iнт. | Термобарична хар-ка | Можливi ускладнення | | пiдроздiлiв | |заляган| страт. и прод. гор. | | |============================================================| Вид |ня про-|========================+======================| | Hазва, | Лiтологiчний склад |Глибина|Кут |флюїду|дуктив.|Пласт .|Гр.пл.тис|Пласт.| | | | iндекс | порiд | пiдош-|пад | | гор., |тиск, |(МПa/м)* |темпе-| | | | | | ви, |пл., | | м |МПa | 100 |paту- | Вид |Iнтервал | | | | |гра- | |покрiв.| ----- + ------- |ра, С | | | | | | м |дус | |-------| кгс/ |(кгс/(см2| | | | | | | | | |пiдошва| см2 |*м))*10 | | | | |==============+===============================+=======+=====+======+=======+=======+=========+======+============+=========| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | |==============+===============================+=======+=====+======+=======+=======+=========+======+============+=========| |Антpопоген.Нео|Лес; суглинки гiдрослюдистi,мон| 190 | | | | 1.68| 0.880 | 22 |Част.погл. | 0 - 190| |ген.Палеоген. |тморилонiтовi, карбонатнi. | | | | |------ | --------| |Осипи | 0 - 190| |Нерозчленованi|Пiсковики кварцовi,глауконiтові| | | | | 17.1 | 0.90 | |Обвали | 0 - 190| |фосфоритовi, кремнiстi. | | | | | | | | | | | Q+N+P | |Глини гiдрослюдистi,монтморило-| | | | | | | | | | | |нiтовi,карбонатнi. | | | | | | | | | | | |Пiски кварцовi,глауконiтовi,фос| | | | | | | | | | | |форитовi,глинистi,вуглистi,рiз-| | | | | | | | | | | |нозернистi,бiлi,жовтi,зеленува-| | | | | | | | | | | |то-сiрi. | | | | | | | | | | | |Мергелi блакитнi,зеленi | | | | | | | | | | | |Алеврити глинистi,слюдистi,без-| | | | | | | | | | | |карбонатнi,слабозцементованi. | | | | | | | | | | |Веpхня крейда.|Крейда пишуча з кремнистими кон| 430 | 1 | | | 4.02| 0.940 | 26 |Част.погл. | 190- 430| |K2 |крецiями. | | | | |------ | --------| |Звуж.ств. | 190- 430| | |Мергелi крейдоподiбнi з кремнис| | | | | 41.0 | 0.95 | |Обвали | 190- 430| | |тими конкрецiями. | | | | | | | | | | | |Глини вапнистi. | | | | | | | | | | | |Пiски карбонатнi, з фосфоритами| | | | | | | | | | | |Пiсковики карбонатнi, з фосфори| | | | | | | | | | | |тами. | | | | | | | | | | |Нижня крейда. |Пiски глауконiтовi, карбонатнi,| 510 | 1 | | | 4.81| 0.940 | 27 |Част.погл. | 430- 510| | K1 |глинистi та слюдистi. | | | | |------ | --------| |Звуж.ств. | 430- 510| | |Аргіліти. | | | | | 49.1 | 0.96 | |Обвали | 430- 510| | |Глини вуглистi, слюдистi,безкар| | | | | | | | | | | |бонатнi пiскуватi, каолiновi. | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | Х А Р А К Т Е Р И С Т И К А 13 лист 2 +==============+===============================+=======+=====+======+=======+=======+=========+======+============+=========+ | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | |==============+===============================+=======+=====+======+=======+=======+=========+======+============+=========| |Верхня юра.J3 |Глини, аргіліти каолінітові, | 820 | 1 | | | 7.90| 0.960 | 32 |Част.погл. | 510- 820| | |гiдрослюдистi;алевролітисті, | | | | |------ | --------| |Звуж.ств. | 510- 820| | |iнодi вапнистi,з гiдроокисами | | | | | 80.6 | 0.98 | |Сальн.утв. | 510- 820| | |залiза,строкатобарвистi,чорні, | | | | | | | | | | | |сiрi;верствуватi,щiльнi. | | | | | | | | | | | |Алевролiти вапнистi;з гiдрооки-| | | | | | | | | | | |сами залiза,проверстками сиде- | | | | | | | | | | | |риту. | | | | | | | | | | | |Мергелi гiдрослюдистi. | | | | | | | | | | | |Пiсковики полiмiктовi,кварц-гла| | | | | | | | | | | |уконiтовi,вапнистi;з проверстка| | | | | | | | | | | |ми,стягненнями бурого залiзняка| | | | | | | | | | | |iнодi гравелiтистi. | | | | | | | | | | | |Вапняки органогеннi,хемогеннi, | | | | | | | | | | | |часто з домiшками сидериту, | | | | | | | | | | | |зрiдка кремнистi,глинистi. | | | | | | | | | | |Сеpедня юpа.J2|Глини, аргіліти гiдрослюдисті, | 1040 | 1 | | | 10.10| 0.970 | 35 |Част.погл. | 820-1040| | |вуглистi, вапнистi;верствуваті,| | | | |------ | --------| |Звуж.ств. | 820-1040| | |алеврiтистi,світло-сірі, темні;| | | | | 103.0 | 0.99 | |Сальн.утв. | 820-1040| | |iнодi пiритизовані. | | | | | | | | | | | |Алевролiти кварц-польовошпатовi| | | | | | | | | | | |Пiсковики кварц-польовошпатовi.| | | | | | | | | | | |Пiски кварц-польовошпатовi. | | | | | | | | | | | |Вапняки зливнi,глинистi,органо-| | | | | | | | | | | |геннi. | | | | | | | | | | |Нижня юpа.J1 |Глини сланцюватi,алеврiтистi,ву| 1100 | 1 | | | 10.70| 0.970 | 36 |Част.погл. |1040-1100| | |глистi;з включеннями пiриту. | | | | |------ | --------| |Звуж.ств. |1040-1100| | |Аргіліти. | | | | | 109.1 | 0.99 | |Сальн.утв. |1040-1100| | |Пiски кварц-польовошпатовi,рiз-| | | | | | | | | | | |нозернистi-до гравелiтiв. | | | | | | | | | | |Верхнiй-cеред-|Глини каолiнiтовi,монтморилонi-| 1540 | 2 | | | 15.16| 0.980 | 43 |Част.погл. |1100-1540| | нiй трiас не-|товi,гiдрослюдистi;безкарбонат-| | | | |------ | --------| |Звуж.ств. |1100-1540| | розчленованi.|ні,карбонатнi з карбонатними | | | | | 154.6 | 1.00 | |Сальн.утв. |1100-1540| |T2+3 |стягненнями,залiзистi;сiрi,стро| | | | | | | |Осипи |1100-1540| | |катобарвистi. | | | | | | | | | | | |Вапняки кальцитовi,iнодi доломi| | | | | | | | | | | |товi,пiскуватi,сiрi. | | | | | | | | | | | |Конгломерати,складенi галькою | | | | | | | | | | | |кварцу жильного,кварцитiв,пiско| | | | | | | | | | | |викiв,гранодiоритiв,андезитiв, | | | | | | | | | | | |базальтiв,дiабазiв, цемент пелi| | | | | | | | | | | |томорфний,алевролiтовий. | | | | | | | | | | 14 лист 3 +==============+===============================+=======+=====+======+=======+=======+=========+======+============+=========+ | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | |==============+===============================+=======+=====+======+=======+=======+=========+======+============+=========| |Трiас нижнiй. |Глини полiмiнеральнi,слабокарбо| 1840 | 2 | | | 18.33| 1.000 | 47 |Част.погл. |1540-1840| |Дронiвська |натнi,пiритизованi;бурi,коричне| | | | |------ | --------| |Звуж.ств. |1540-1840| |свита.T1dr |вато-червонi,олiвково-зеленi. | | | | | 187.0 | 1.02 | |Осипи |1540-1840| | |Аргіліти. | | | | | | | | | | | |Алевролiти кварц-польовошпатовi| | | | | | | | | | | |з глинисто-карбонатним цементом| | | | | | | | | | | |кварцових,карбонатних порiд,лу-| | | | | | | | | | | |сочками бiотиту i мусковиту;чер| | | | | | | | | | | |вонобарвистi. | | | | | | | | | | | |Прошарки вапнякiв оолiтових у | | | | | | | | | | | |верхнiй частинi свiти,з уламка-| | | | | | | | | | | |ми ангiдриту,прожилками гiпсу. | | | | | | | | | | | |Конгломерати,галечники з пере- | | | | | | | | | | | |відкладеною фауною карбону. | | | | | | | | | | |Девонська сiль|Сiль грубо-крупнозерниста з | 2810 | | | | 29.45| 1.050 | 62 |Жолобоутв. |1840-2810| | штока.D(шток)|домiшками ангiдрiту,доломiту, | | | | |------ | --------| |Уступоутв. |1840-2810| | |можливi включення уламкiв та | | | | | 300.4 | 1.07 | |Кавеpноутв |1840-2810| | |глиб вулканiчних пород. | | | | | | | |Скрив.ств. |1840-2810| |Нижня пеpм.Сла|Сiль середньо-крупнозерниста; з| 3000 | 3 | | | 31.66| 1.060 | 65 |Жолобоутв. |2810-3000| |вянська свита.|домiшками i проверстками | | | | |------ | --------| |Уступоутв. |2810-3000| |Пiдбpянцiвська|ангiдриту. | | | | | 322.9 | 1.08 | |Кавеpноутв |2810-3000| | пачка.P1pb |Aнгiдрити щiльнi,доломiтистi,га| | | | | | | |Скрив.ств. |2810-3000| | |лiтистi. | | | | | | | | | | | |Вапняки органогенно-детритовi, | | | | | | | | | | | |доломiтистi,галiтистi. | | | | | | | | | | | |Доломiти з домiшками галiту,ан-| | | | | | | | | | | |гiдриту,алеврiтистих i пiщаних | | | | | | | | | | | |часток. | | | | | | | | | | | |Глини доломiтистi,iнодi з обвуг| | | | | | | | | | | |леним детритом. | | | | | | | | | | |Нижня пеpм. |Сiль середньозерниста з | 3190 | 3 | | | 33.86| 1.060 | 67 |Жолобоутв. |3000-3190| |Микитiвська св|краплевидними включеннями бiту-| | | | |------ | --------| |Уступоутв. |3000-3190| |Тоpська пачка.|му,лусочками полiгалiту. | | | | | 345.4 | 1.08 | |Кавеpноутв |3000-3190| | P1tr |Ангiдрити доломiтистi,пелiтовi.| | | | | | | |Скрив.ств. |3000-3190| | |Глини монтморилонiтовi,карбонат| | | | | | | |Теч.поpоди |3100-3190| | |нi; з уламками ангiдриту,галiту| | | | | | | | | | | |Алевролiти вапнисто-кварцовi з | | | | | | | | | | | |включеннями галiту,ангiдриту, | | | | | | | | | | | |присипками слюди,пiриту. | | | | | | | | | | | |Доломiти глинистi,алеврiтистi, | | | | | | | | | | | |галiтистi. | | | | | | | | | | | |Вапняки органогеннi,доломiтистi| | | | | | | | | | | |,алеврiто-глинистi,галiтистi. | | | | | | | | | | 15 лист 4 +==============+===============================+=======+=====+======+=======+=======+=========+======+============+=========+ | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | |==============+===============================+=======+=====+======+=======+=======+=========+======+============+=========| |**************|*******************************| | |газов.| 3365 | 41.89 | 1.250 | 70 |газопроявл. |3365-3395| | | | | | |------ |------ | --------|------| | | | | | | | | 3395 | 41.97 | 1.240 | 71| | | | | | | | | | 427 | 1.27 | | | | | | | | | | |------ | --------| | | | | | | | | | | 428 | 1.26 | | | | |Нижня пеpм.Ми-|Сiль середньо-крупнозерниста. | 3400 | 4 | | | 36.29| 1.070 | 71 |Жолобоутв. |3190-3400| |китiвська сви-|Глини вапнистi,доломiтистi,ан- | | | | |------ | --------| |Уступоутв. |3190-3400| |та.Святогipсь-|гідритистi,алеврiтистi. | | | | | 370.2 | 1.09 | |Кавеpноутв |3190-3400| |ка пачка P1sv |Алевролiти кварц-польовошпатовi| | | | | | | |Скрив.ств. |3190-3400| | |цемент глинистий,галiтовий. | | | | | | | |Теч.поpоди |3190-3280| | |Доломiти алеврiтовi,пелiто-алев| | | | | | | | | | | |рiтовi,вапнистi, з домiшками ан| | | | | | | | | | | |гiдриту. | | | | | | | | | | | |Вапняки органогенно-детритовi, | | | | | | | | | | | |доломiтистi,з обвугленими урив-| | | | | | | | | | | |ками рослин. | | | | | | | | | | | |Ангiдрити галiтистi,глинистi,до| | | | | | | | | | | |ломiтистi.Проверстки гiпсо-ан- | | | | | | | | | | | |гідритiв. | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |**************|*******************************| | |газов.| 3410 | 19.43 | 0.570 | 71 |газопроявл. |3410-3760| | | | | | |------ |------ | --------|------| | | | | | | | | 3760 | 19.85 | 0.530 | 76| | | | | | | | | | 198 | 0.58 | | | | | | | | | | |------ | --------| | | | | | | | | | | 202 | 0.54 | | | | |Нижня пеpм. |Алевролiти глинистi,карбонатнi.| 3775 | 4 | | | 40.64| 1.080 | 76 |Част.погл. |3400-3775| |Каpтамишська |Пiсковики глинистi,карбонатнi. | | | | |------ | --------| |Звуж.ств. |3400-3775| |свита. P1kt |Глини гiдрослюдистi, хлоритовi | | | | | 414.5 | 1.10 | |Осипи |3400-3775| | |грудкуватi, однорiднi; червоно-| | | | | | | | | | | |коричневi. | | | | | | | | | | | |Брекчiї залягають прошарками. | | | | | | | | | | | |Аргіліти. | | | | | | | | | | | |Конгломерати залягають прошарка| | | | | | | | | | | |ми. | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | 16 17 ВОДОНОСНІСТЬ ГЕОЛОГІЧНОГО РОЗРІЗУ Родовище Захiдно-Соснiвське свердловина 74 +=====================================================================+ | N | Індекс | Глибина | Водоносність | |гор|стратигра-| підошви +-------------------------------------------| | | фічного | страт. | Тип води |Мінералізація,| Дебіт, | | |горизонту | гор.,м | | г/л | м3/доб. | |===+==========+==========+============+==============+===============| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |===+==========+==========+============+==============+===============| | 190 | ГНСН | 0.5 1.0 | 120.0 - 250.0| | 1|Q+N+P | 14|K2 | 430 | ГНСН | 0.5 1.5 | 100.0 - 300.0| | 21|K1 | 510 | ГНСН | 0.5 1.5 | 100.0 - 2000.0| | 23|J3 | 820 | ХКХМГНСH | 1.0 - 10.0 | 50.0 - 250.0| | 29|J2 | 1040 | ХК | 30.0 - 60.0 | 50.0 - 600.0| | 37|J1 | 1100 | ХК | 30.0 - 60.0 | 50.0 - 600.0| | 40|T2+3 | 1540 | ХК | 50.0 - 100.0 | 500.0 - 1500.0| | 49|T1dr | 1840 | ХК | 80.0 - 100.0 | 500.0 - 1500.0| | 51|Д(шток) | 2810 | | | | | 64|P1sl/pb | 3000 | ХК |200.0 - 320.0 | 0.3 0.5| | 68|P1nk/tr | 3190 | ХК |250.0 - 330.0 | 0.1 30.0| | 71|P1nk/sv | 3400 | ХК |200.0 - 320.0 | 0.1 30.0| | 75|P1kt | 3775 | ХК |200.0 - 300.0 | 1.0 45.0| ======================================================================= XK - хлоркальцієва XM - хлормагнієва ГH - гідрокарбонатнонатрієва СH - сульфатнонатрієва Родовище Захiдно-Соснiвське свердловина 74 +===============================================================================================================================+ | х а p а к т е p и с т и к а п p о д у к т и в н и х г о p и з о н т i в i ф л ю ї д i в | |===============================================================================================================================| | iндекс | iндекс | глибина | колектоpськi властивостi | хаpактеpистика флюїду | пластовий |абсолю| | | |залягання|-------------------------------------------------------------------------------| тиск, |тно- | |стpатигpа|пpодук- | м | |е п|по |г ч| |наяв-| |гус- |в'язкiсть|вміст |МПа|кгс/см2|вiль- | | | |---------| т и п |ф о| |а е| |нiсть| |тина | |агpесивних |-----------|ний | | фiчного |тивного | п | п | |е т|pис|з н| проник-| | в и д |газу | нафти |компонентiв| п | п |дебiт,| | | | о | i | колектоpа |к у| |о i| |набу-| |по | | % | о | i | | |гоpизонту|гоpизон-| к | д |-------------|т ж|тi |н с| нiсть, |хаюч.| |повiт| | | к | д |газу- | | | | р | о | назва |и н| |а т| | | флюїду |-----|---------|-----------| р | о |тис.м3| | | ту | і | ш | |в .|сть|с ь| мД |мiне-| |гус- |рухомiсть| CO2 | H2S | і | ш |/доб.,| | | | в | в | поpоди |н. | |и | |pалiв| |тина | | | | в | в |нафти-| | | | . | и | | м | % | % | | % | |нафти| нафти | | | . | и |м3/доб| |=========+========+====+====+=============+====+===+===+========+=====+=========+=====+=========+=====+=====+=====+=====+======| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | |=========+========+====+====+=============+====+===+===+========+=====+=========+=====+=========+=====+=====+=====+=====+======| |P1nk/sv | |3365|3395|карбонатний | 20|10-|50-|нижч 0.1||газ-конд.| 0.60| |||41.89|41.97| 2.0| | | | | | трiщинний | |20 |80 | | | | | | | |-----|-----| | | | | | |-------------| | | | | | | | | | |427.0|428.0| | | | | | |вапняк, | | | | | | | | | | | | | | | | | | |доломiт | | | | | | | | | | | | | | |P1kt |А-6-7-8 |3410|3760|теригенний | 20|10-|50-|нижч 0.1||газ-конд.| 0.61| | 0.90||19.43|19.85| 19.6| | | | | |-------------| |20 |80 | | | | | | | |-----|-----| | | | | | |пiсковик, | | | | | | | | | | |198.0|202.0| | | | | | |алевролiт | | | | | | | | | | | | | | +===============================================================================================================================+ Г А З О Н О С Н І С Т Ь 18 О Б ' Є К Т І В Н А П Р И П Л И В Родовище Захiдно-Соснiвське свердловина 74 +================================================================================================================+ | № | індекс горизонту | Інтервали | | | | | | | о |--------------------| перфорації або | | Пластовий | Про- | Рухомі- | Характер | | б | | | установки | Т и п | тиск | ник - | сть | | | ' | стратигра-| про- | фільтра, м | | у покрівлі| ність, | ріди- | | | є | | дук- |-------------------| о б ' є к т а | інтервалу,| | ни, | припливу | | к | фічного | тив- |покр| пі-|поту|вибі| | | | | | | т | | ного |івля|дош-|жн. |рко | |МПа/кгс|см2 | мД | мкм2/ | | | а | | | | ва |розк|во | | | | мПа | | |===+============+=======+===================+==================+============+========+=========+================| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |===+============+=======+===================+==================+============+========+=========+================| | 1|P1kt |А-6-7-8|3410|3760| 350| 60|Газоконденсатний |19.43/ 198 |нижч 0.1| |Фонтануючий | +============================================================================================================================+ +=============================================================================================================================+ | | |Діа | |Кіль|Кіль |Кіль | |К-ть | | | | | | № | |метр | Т и п |кі- |кість|кість| |ре | М е т о д и | Спосіб | Глибина | | Гли | | о | Спосіб |експл| перфо |сть |отво-|отво-| Спосіб |жи | | | установлен| | бина | | б | |коло | ратора|от- |рів |рів | |мів| інтенси| роз'єд| ізоляцій -| Т и п | ус | | ' | розкриття |ни у |-------|вор-| за | у | виклику |до-| | |ного мосту,| | та | | є | |інтер|діаметр|ів, |один |інтер| |слі| фікації | нання | м | | нов | | к | горизонту |валі |отворів| |спуск| | припливу |дже| | |-----------| Г Г П | лення| | т | |перф.|фільтра| |перф.|валі,| |нь | припливу | горизонтів |покрі|підо-| | ГГП, | | а | | мм | мм |шт/м| шт. | шт. | | | | | вля | шва | | м | |===+=============+=====+=======+====+=====+=====+=============+===+==============+=============+===========+==========+======| | 1 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17| 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | |===+=============+=====+=======+====+=====+=====+=============+===+==============+=============+===========+==========+======| | 1|Перфорацiя | 140 |ПКО-89 |18 | 30 | 1080|Аерацiя | 7 |За |Не |Не встанов.|Не встан. | - | | |кумулятивна | | | | | | | |результатами |роз'єднується| | | | | | | | | | | | |дослiджень | | | | | Усього отворiв у стволi - 1080 | +=============================================================================================================================+ В И П Р О Б У В А Н Н Я 19 |==============================================================================================================================| 2810-3050 3400-3600 3000-3250 3550-3775 3200-3400 ГК, НГК, БКЗ (6 зондiв та ПС), Iндукцiйний каротаж, Мiкрокаротаж, IННК 2810-3050 3400-3600 3000-3250 3550-3775 3200-3400 0-1840 0-3400 0-3775 0-1840 1840-3400 3400-3775 190-1840 1840-3400 3400-3775 2810-3050 3400-3600 2810-3250 3400-3775 2810-3400 0- 190 0- 190 Кавернометрiя Види ГДС в масштабi 1:200 Боковий каротаж, Боковий мiкрокаротаж, АК по швидкостi та затуханню АКЦ, ВЦК, ДСІ, ГГЦ ГК, НГК Термометрiя Г Е О Ф І З И Ч Н І Д О С Л І Д Ж Е Н Н Я В С В Е Р Д Л О В И Н І Родовище Захiдно-Соснiвське свердловина 74 +==============================================================================================================================+ | | | I H Т Е Р В А Л И П Р О В Е Д Е H H Я Г Д С, м | | | |=======================================================================================| | | масштаб | конструкцiя свердловини| дiаметр колони(D, мм)/глибина спуску колони (L, м) | | В И Д И Г Д С | |=======================================================================================| | | глибин | D=426мм | D=324мм | D=245мм | D=140мм | | | | |=========|=========|=========|=========| Примiтки | | | | L=190м | L=1840м | L=3400м | L=3775м | | |==============================================================================================================================| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |==============================================================================================================================| Види ГДС в масштабi 1:500 Cтандартний електрокаротаж 0- 190 190- 700 1840-2150 3400-3600 Після спуску експлуатаційної колони виконувати: (АО=2м,АМ=0.5 та ПС) 650-1200 2100-2450 3550-3775 –фонові виміри РК ( природної та вторинної Iнклiнометрiя, 1150-1840 2400-2750 гамаактивності, нейтронних параметрів ); 2700-3050 -фонові виміри ТК ( природної температури ) 3000-3250 3200-3400 Кавернометрiя, 0- 190 190- 700 1840-2150 3400-3600 Профiлеметрiя 190-1200 1840-2450 3400-3775 190-1840 1840-2750 1840-3050 1840-3250 1840-3400 20 21 Топо-геодезичні pоботи Пеpедбачається два виїзди топо-геодезичної паpтії на свеpдловину : а/ для визначення пpоектного положення свеpдловини на місцевості; б/ для визначення планово-висотного положення устя свердловини, що буриться. 22 5. КОНСТРУКЦІЯ СВЕРДЛОВИНИ. Проектний геологічний розріз свердловини характеризується ускладненими гірничо-геологічними умовами буріння. При бурінні будуть розкриватися відклади антропогену, неогену, палеогену, крейди, юри, тріасу, девону і нижньої пермі, в яких можливі осипання та обвали порід, часткові поглинання бурового розчину, звуження та викривлення ствола свердловини, течія порід, утворення сальників, жолобів, каверн і виступів, а також газопроявлення з глибини 3365 м. Оскільки, продуктивні горизонти в інтервалі 3410-3760 м вміщують до 0,90 % СО2, тому робочим проектом передбачається контроль за вмістом вуглекислого газу, та наводиться його коротка характеристика. Покрівля газоносних горизонтів очікується на глибині 3365 м. Пластові тиски до глибини 3365 м близькі до гідростатичних з градієнтами від 0,0088 до 0,0106 МПа/м. Пластові тиски в покрівлі продуктивних горизонтів складають: 41,89 МПа на глибині 3365 м; 19,43 -//3410 м; Виходячи з геологічного розрізу, пластових тисків, які очікуються, вимог надійної ізоляції горизонтів з прісними водами, а також враховуючи умови буріння та можливість подальшої експлуатації свердловини № 74 Західно - Соснівського ГКР, для її проводки прийнята така конструкція: Інтервал Діаметр колони, Назва колони установки, м мм Кондуктор 426 0-190 Проміжна колона 324 0-1840 Проміжна колона 245 0-3400 Експлуатаційна колона 168/140 0-3775 Перехідник з діаметра 168 мм на 140 мм передбачено встановити на глибині 3300 м. Глибини спуску обсадних колон остаточно приймати згідно фактичної глибини залягання відповідних стратиграфічних комплексів, призначених для перекриття. Фактичні глибини залягання визначаються за результатами геофізичних досліджень свердловини. У разі відмінності фактичних глибин спуску від проектних більше ніж ± 250 м необхідно розробити відповідні доповнення до робочого проекту. Підйом цементу за всіма колонами – на всю їх довжину. Типи обсадних труб, різьових з’єднань, типи цементів, інтервали підняття цементу та призначення колон приведені в табл. 5.1, 5.2. Інтервал Інт-л піднят- Густина цеØ ко- Ø долота для ДСТ Тип різьТип спуску, тя цементно- мент. розлони, буріння під на бового цеменго розчину, м чину, кг/м3 м мм колону, мм труби з'єднання ту 2 8 3 4 5 6 7 9 0 - 190 426 550 трикут. ПЦТ I-50 190 - 0 1850 0 - 1840 324 393,7 А.ОТТМ 1200 - 1840 ПЦТ I-50 1840 - 1200 1850 0 - 1200 ПЦТ I-50 1200 - 0 1850 0 - 3400 245 295,3 А.ОТТГ/VAM 1750 - 3400 ПЦТ I-100 3400 - 1750 1950 0 - 1750 ПЦТ I-50 1750 - 0 1850 0 - 3775 140/168 215,9 А.ОТТГ ПЦТ III–Пол 4–100* 3775 - 3250 3250 - 3775 140/168 1400 0 - 3250 168 ПЦТ I-100 3250 - 0 1850 ГОСТ 632-80 Примітка: * при відсутності ПЦТ III–Пол 4–100 дозволяється застосування інших тампонажних матеріалів з аналогічними фізико-механічними показниками. Найменування колон 1 Кондуктор Проміжна 1 секція 2 секція Проміжна 1 секція 2 секція Експлуатаційна 1 секція 2 секція Таблиця 5.1. Конструкція свердловини 23 24 X X X X X X X X X X X X X X X 2600 2800 2810 + + + + P1sl/pb 3000 3000 + + + + P1nk/tr 3200 3190 + + + + + + + X X X X 1120 1140 ПЦТ І-50(1850) 1280 3300 76 3400 0,6 ПЦТ ІІІ-Пол 4-100(1400) XX XXXX X 168/140 X X X X X X X X 0,00570,0124 XX XXXX X 71 0,61 X X X X X X X X X X X Газопрояви з 3365м, СО2=0,9%, осипання, каверни, поглинання А-6-8 XX XXXX X 245 + + + + + + + + + + + 3400 3400 Густина бурового розчину, кг/м 3 168 140 245 324 ПЦТ І-50 (1850) + + + + P1nk/sv 3775 0,0106 + + + + + + + 3775 1400 Д 1100 2200 1840 ПЦТ І-100(1950) 2000 47 В інт. 3100-3280м можлива течія порід, викривлення, звуження ствола, уступо-, жолобоутворення + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 0,01 X X X X 1840 3600 P1kt 324 X X X X T1dr 2400 0,0098 1540 1600 1750 T2-3 1400 1200 X X X X ПЦТ І-50(1850) X X X X 1200 0,014-0,021 X X X X 1040 0,0096 X X X X X X X X X X X 1020 J2 1050 820 0,0094 X X X X J1 1800 Температура, С X X X X Поглинання р>1280, каверно-, уступоутворення, звуження ствола 1000 426 X X X X J3 190 ПЦТ І-100(1850) X X X X X X X 600 800 22 ПЦТ І-50(1850) 430 K1 2 0,0092 K2 400 1 Конструкція свердловини, тип і густина цементного розчину, кг/м3 426 густина фл. Градієнт тиску, МПа/м 1000 X X X X X X X 190 Градієнт тиску (пластового, гідророзриву), МПа/м*100; густина(опт., макс.) бур. розчину пл.пр. 0,0060,008 200 # # Q+N+p Поглин. р>1220, Інтервали геолообвали гіч. ускладнень, Літологія Глибина, м Стратиграфія Західно-Соснівське ГКР, св. 74 (експ.) 25 Таблиця 5.2. Обґрунтування вибраної конструкцiї. Найменування Діаметр, мм Глибина колон спуску, м 1 2 3 Кондуктор 426 190 Проміжна 324 1840 Проміжна 245 3400 Експлуатаційна 168/140 3775 Призначення обсадної колони 4 Для перекриття відкладів антропогену, неогену, палеогену, попередження розмиву устя свердловини при подальшому бурінні, та з метою iзоляцiї горизонтів з прiсними водами. Для перекриття відкладів крейди, юри, тріасу, схильних до обвалів, звужень ствола свердловини, утворення сальників та часткових поглинань, а також для герметизації устя свердловини противикидним обладнанням та створення безпечних умов при розкритті нижче залягаючих газоносних горизонтів. Для перекриття відкладів девону і нижньої пермі, схильних до жолобо-, уступо-, каверноутворень, течії порід, викривлення ствола свердловини та газопроявлення, а також для герметизації устя свердловини противикидним обладнанням та створення безпечних умов при розкритті нижче залягаючих продуктивних горизонтів. Для перекриття та випробування продуктивних горизонтів. 1 2 Зовнішній діаметр, мм довжина, м 5 ДСТ, ГСТ,ТУ 6 Буріння шурфа Ø 245 мм на глибину 14 м: 1 виклик УНБ-160-40; годин - 3 7 Глибина забутовки, Метод установки шахтового м направлення Бетонована шахта розміром 3,2х3,2х1,3 без влаштування направлення. Характеристика труби група товщина стінки, міцності мм 3 4 Таблиця 5.3 Характеристика і улаштування шахтового направлення. 26 27 5.4. Техніко-технологічні заходи, які забезпечують проводку свердловини по проектній конструкції. Проектні рішення, які викладено в пояснювальній записці, враховують ряд геологічних особливостей даного родовища та ускладнень, що виникали при спорудженні свердловин в аналогічних та схожих геологічних умовах. При спорудженні проектної свердловини найбільш імовірними ускладненнями можуть бути осипання і обвалювання стінок свердловини, звуження ствола свердловини, утворення сальників, пластична течія, поглинання бурового розчину та газопрояви; імовірними аваріями - прихоплення бурильних та обсадних колон, поломки бурильного інструменту. В таблиці 5.4 наведено заходи для забезпечення безперервності технологічного процесу спорудження проектної свердловини під кожну з обсадних колон. Однак, є певні обмеження, обумовлені технічним оснащенням, а саме: - наявний парк бурильного інструменту у бурового підрядника не забезпечує виконання рекомендацій таблиці 6.3 щодо оптимального співвідношення розмірів доліт, ОБТ і бурильних труб 64, тому комплектація бурильних колон (в інтервалі 0 – 3400 м) включає додаткові перехідні ступені ОБТ в КНБК; - оскільки максимально допустиме робоче навантаження на гаку від ваги бурильної колони в повітрі не повинно перевищувати 135 т, тому бурильна колона (табл. 8.6.6., 8.6.7) додатково компонується трубами Ø 102 мм, які встановлюються в обсаженому стволі попередньої проміжної колони з метою зменшення витрати часу на ловильні роботи у випадку порушення цілісності інструменту. Осипи, обвали Часткові поглинання К2, К1, J3, J2, J1, Т2+3, Т1dr Часткові поглинання Осипи, обвали К2, К1, Т2+3, Т1dr Q+N+P 2 Можливі ускладнення Прийняті заходи для проектної свердловини 3 4 Технологічні заходи при поглибленні під кондуктор Ø 426 мм 1. Використання глинистого бурового розчину з мінімальним показником фільтрації (4 - 6 см3/30хв.). 2. З метою попередження забруднення горизонтів з прісними водами запроектовано рецептуру бурового розчину з використанням малотоксичних хім. реагентів 1. Прийнята густина бурового розчину запобігає гідророзриву порід та поглинань розчину. 2. Для постійного підтримання проектної густини в допустимих межах очистка бурового розчину здійснюється за рахунок постійної роботи вібросит, з відповідним розміром комірок. Технологічні заходи при поглибленні під проміжну колону Ø 324 мм 1. Використання гуматно-акрилового бурового розчину з мінімальним показником фільтрації (4 - 6 см3/30хв.). 2. Обробка розчину вапном в кількості 5 кг/м3 для надання інгібуючих властивостей. 1. Прийнята густина бурового розчину запобігає гідророзриву порід та поглинань розчину. 2. Для постійного підтримання проектної густини в допустимих межах запроектовано багатоступеневу систему очищення: вібросита, центрифуга, піско- і муловідділювач. 3. Обробка бур. розчину наповнювачем в кількості 20 кг/м3. Ускладнення, що виникали при спорудженні попередніх свердловин Таблиця 5.4 Технологічні заходи для забезпечення безперервності технологічного процесу спорудження проектної свердловини Стратиграфічні підрозділи 1 28 Сальникоутворення Звуження ствола Каверноутворення Уступоутворення, викривлення ствола Жолобо- J3, J2, J1, Т2+3 К2, К1, J3, J2, J1, Т2+3, Т1dr DШТОК, P1pb, P1tr, P1sv DШТОК, P1pb, P1tr, P1sv DШТОК, P1pb, - 1. Буріння інтервалу долотом PDC, яке дає змогу зменшити 1. Поглиблення свердловини при максимально-можливій подачі одного бурового насосу УНБ-600 на втулках діаметром 200 мм і 180 мм. 2. Очистка бурового розчину від забруднення вибуреним шламом за рахунок ефективної роботи багатоступеневого очисного комплексу. 3. Обробка бурового розчину графітом порошкоподібним в кількості 7 кг/м3 та СМЖ в кількості 30 кг/м3 з метою підтримання оптимальної величини КТК = 0,15 - 0,2. 1. Обробка бурового розчину хім. реагентами, які сприяють утворенню тонкої малопроникної фільтраційної кірки, а саме: СМС-HV в кількості 2 кг/м3 та ін. 2. Застосування КНБК з трьома КЛС, лопасті яких повністю перекривають січення свердловини і забезпечують круговий контакт зі стінками ствола свердловини при бурінні, шаблонуваннях та проробках. 3. Поглиблення найбільш абразивних порід долотами з вставним твердосплавним озброєнням типу Ш 393,7 СЗ-ЦГВУ D40-1. Технологічні заходи при поглибленні під проміжну колону Ø 245 мм 1. Використання мінералізованого бурового розчину при поглибленні хемогенних відкладів. 2. Для зменшення розмірів каверни розкриття текучих порід передбачено проводити тільки після досягнення необхідної мінералізації бурового розчину. 1. Застосування “жорсткої” КНБК з трьома КЛС, лопасті яких повністю перекривають січення свердловини і забезпечують круговий контакт зі стінками ствола свердловини при бурінні, шаблонуваннях та проробках. - 29 P1kt P1kt P1kt P1sv P1sv P1tr, P1sv кількість поздовжніх переміщень бурильної колони та поступального руху замків по стінкам свердловини. Течія порід 1. Розрахунок необхідної густини бурового розчину, яка виключає пластичну течію хемогенних порід, та дотримання вимог 110. 2. Комплектація обсадної колони в інтервалах залягання схильних до течії гірських порід трубами підвищеної міцності. 3. Цементування схильних до течії гірських порід тампонажним розчином (суміш ПЦТ і кварцу меленого) з підвищеною стійкістю до магнезіальної агресії. Газо1. З метою безпечного розкриття газоносних горизонтів проявлення проведено розрахунок густини бурового розчину відповідно до величини пластових тисків, вказаних в Завданні на проектування, та з врахуванням необхідних коефіцієнтів запасу. Технологічні заходи при поглибленні під експлуатаційну колону Ø 140/168 мм Газо1. З метою безпечного розкриття газоносних горизонтів проявлення проведено розрахунок густини бурового розчину відповідно до величини пластових тисків, вказаних в Завданні на проектування, та з врахуванням необхідних коефіцієнтів запасу. Часткові 1. Для постійного підтримання проектної густини в поглинання допустимих межах запроектовано багатоступеневу систему очищення: вібросита, центрифуга, піско- і муловідділювач. 2. Обробка розчину наповнювачем в кількості 30 кг/м3. Звуження 1. Обробка бурового розчину хім. реагентами, які сприяють ствола утворенню тонкої малопроникної фільтраційної кірки. 2. Застосування КНБК з трьома КЛС, лопасті яких повністю перекривають січення свердловини і забезпечують круговий контакт зі стінками ствола свердловини при бурінні, шаблонуваннях та проробках. 3. Розкриття абразивних порід долотами з вставним утворення 30 твердосплавним озброєнням типу Ш 215,9 СЗ-ГАУ R439. Осипи № 72 –внаслідок розкриття крихких, 1. Використання гуматно-біополімерного бурового розчину з тріщинуватих, розущільнених мінімальним показником фільтрації (4 - 6 см3/30хв.). 2. Обробка розчину аsphosol suprime в кількості 10 кг/м3 та аргілітів. КCl в кількості 60 кг/м3 для надання інгібуючих властивостей. 1. Для зменшення ймовірності виникнення диференційних Прихоплення прихватів під час розкриття порід із зниженими поточними бурильної пластовими тисками проектується використання резервної колони КНБК в складі з гідравлічним буровим ясом подвійної дії HYDRA-JAR 61/2. Примітка: 1) запроектована рецептура гуматно-біополімерного бурового розчину розроблена з метою забезпечення високого рівня структурно-реологічних властивостей при мінімальному вмісті твердої кислоторозчинної фази і полімерів, а також високих інгібуючих можливостей. При дотриманні проектної рецептури та виконанні всіх необхідних заходів щодо очистки розчину від шламу, будуть створені оптимальні умови для якісного первинного розкриття продуктивних горизонтів горизонтів (особливо горизонту з АНТП), випробування та подальшої експлуатації; 2) З метою захисту колони і цементного кільця від руйнування після ОЗЦ передбачається скинути тиск в колоні після закінчення продавки. 3) Для запобігання протирання обсадних труб в процесі буріння передбачається установка в нижній частині ведучої труби протектораперехідника типу ППВШ-171/3-147, який виготовляється згідно ТУ 39-01-321-77. Крім того, доцільно здійснити такі заходи: - обмежити навантаження на долото до 50 кН при бурінні під кондуктор; 4) Перед розбурюванням цементних стаканів в експлуатаційній колоні установити на усті свердловини противикидне обладнання згідно вимог [78]. 5) В зонах можливих звужень ствола свердловини швидкість спуску не повинна перевищувати 0,3 м/с. А-6-7-8 P1 kt 31 32 ПРОТИФОНТАННІ ЗАХОДИ Інтенсивні флюїдопроявлення, які переходять в фонтани, являються найбільш небезпечними ускладненнями і аваріями, які виникають в процесі буріння свердловин на нафтогазових родовищах, що вимагає затрату значних коштів і часу на їх ліквідацію. Основними причинами таких ускладнень, як показує багаторічний досвід буріння свердловин, можуть бути: - невідповідність проектних геологічних умов фактичним; - невідповідність густини бурового розчину вимогам робочого проекту чи скорегованим згідно фактичних геологічних умов, оперативно прийнятим технологічним рішенням при розкритті високонапірних горизонтів; - зростання вмісту газу в буровому розчині в процесі буріння через незадовільну його дегазацію; - неприйняття своєчасних заходів при флюїдопроявленнях для попередження викидів і відкритого фонтанування тощо. При бурінні свердловини на нафтогазових родовищах України основними причинами виникнення інтенсивних флюїдопроявлень, які переходили в регульоване фонтанування через викиди ПВО, були: - зменшення протитиску на розкриваємі або розкриті продуктивні горизонти внаслідок пониження рівня бурового розчину в свердловині через поглинання при проходженні тектонічних порушень або поглинаючих горизонтів; - неприйняття своєчасних заходів і неправильні дії бригади при флюїдопроявленнях для запобігання фонтанування через викиди ПВО та інші. Фонтанну безпеку при спорудженні проектної свердловини передбачається забезпечити за рахунок здійснення комплексу заходів, які враховують вказані причини виникнення інтенсивних флюїдопроявлень, що переходять в фонтани. До числа таких заходів відносяться: - вибір відповідної конструкції свердловини, яка запобігає гідророзриву гірських порід тиском газу у випадку флюїдопроявлення при закритому усті. Виходячи з цієї умови, вибрана конструкція свердловини приведена в гл. 5.1 проекту; - підбір обсадних труб по міцності, виходячи з максимального тиску на усті свердловини в процесі буріння та випробовування; - герметизація устя свердловини противикидним обладнанням, вибраним по максимальному розрахунковому тиску на усті. Вибране згідно розрахункових даних противикидне обладнання приведено в таблиці 9.13; - опресування противикидного обладнання проводиться у відповідності з п. п. 6.17 розділу V [50], розділу 4 [78] та інструкцією заводів-виробників по його експлуатації; - обов'язкове вивчення членами бурової бригади умов проводки свердловини і глибини залягання горизонтів, при розкритті яких можливі флюїдопроявлення або поглинання; - навченість членів бурової бригади правилам і практичним діям при виникненні флюїдопроявлень; - створення стовпом бурового розчину необхідного протитиску на продуктивні горизонти, які розкриваються. Величини густини бурового розчину при бурінні свердловини поінтервально вказані в таблиці 7.1; - обстеження бурової установки з складанням акта про готовність до розкриття газоносних горизонтів комісією під керівництвом головного інженера підрядної організації проводити у випадках передбачених п. 5 розділу V [50]; - отримання дозволу СОАРС на розкриття газоносних горизонтів; - встановлення попереджувальних написів про глибину розкритих напірних горизонтів; 33 - наявність на буровій постійного запасу бурового розчину в кількості не менше одного об`єму ствола свердловини. При бурінні в інт-лі 1840…3400 м об'єм запасного розчину складає 241 м3, а в інт-лі 3400...3775 м об'єм запасного розчину складає 149 м3; - своєчасна дегазація бурового розчину, який виходить із свердловини. Для цього необхідно постійно слідкувати за технічним станом і нормальною роботою дегазаторів, трапної установки, штуцерної батареї, регулярно вичищати газовідвідний патрубок на сепараторі, не допускати експлуатацію сепаратора з меншим діаметром газовідвідного патрубка від передбаченого; - регулярне проведення з буровою бригадою технологічних бесід з питань, які відносяться до технології буріння свердловини та фонтанної безпеки, а також учбових тривог ”Викид” з герметизацією устя свердловини та подальшою імітацією практичних дій по ліквідації аварії згідно з ПЛАС; - ведення монтажу бурового і допоміжного обладнання по затвердженій схемі з врахуванням рельєфу місцевості, розміщення ЛЕП, доріг та іншого згідно вимог розд. 6 [50]; - проведення в процесі буріння комплексної оцінки і оперативного прогнозу пластових тисків на основі технологічних і геофізичних даних. Проведення повного комплексу геофізичних вишукувань на глибинах, приведених в геологічній частині проекту з метою уточнення покрівлі розкритих продуктивних горизонтів; - проведення опресовок устьового обладнання, маніфольдів ПВО, кульових кранів і фонтанної арматури, обсадних колон, бурильних труб та інші згідно [26, 31, 50, 51, 64, 95] в присутності представника СОАРС на розрахунковий тиск, приведений розділах 9.13 і 11.3 проекту; - забезпечення контролю за тиском в бурильній колоні з допомогою манометра, виведеного від стояка маніфольда на блок дроселювання; - наявність ємності з буровим розчином, обладнаної рівнеміром для доливання в свердловину при підйомі бурильної колони; - постійний контроль за кількістю долитого при підйомі або витісненого при спуску колони бурового розчину; - відповідність розміру плашок превенторів діаметру верхньої секції бурильної колони; - наявність одного кульового крана на робочій трубі, а другого, який повинен бути у відкритому стані – на буровій, а також наявність на приймальних містках бурильної труби з перехідниками під кожний розмір бурильних та обсадних труб і кульовим краном, який повинен бути у відкритому стані. Міцність труби повинна відповідати міцності верхньої труби бурильної колони, а кульові крани, труба і перехідники пофарбовані в червоний колір; - до керівництва роботами на бурових і свердловинах можуть бути допущені особи, які мають спеціальну освіту, а також спецпідготовку за програмою ”Фонтанна безпека”. Забороняється допускати до роботи на буровій осіб, які не пройшли професійного навчання і перевірку знань з фонтанної безпеки. Перед розбурюванням цементних стаканів в експлуатаційній колоні установити на усті свердловини противикидне обладнання згідно вимог [78] (додат. В) та [31]. Крім того, необхідно виконати заходи по запобіганню флюїдопроявлень і викидів, приведених в розділі 5.4 проекту; - з метою забезпечення надійної роботи противикидного обладнання в зимовий період передбачається забезпечити його обігрівання; - після монтажу противикидного обладнання передбачається викиди ПВО з’єднати з трапною установкою; - забороняється стягувати бурову вежу, якщо свердловина знаходиться під тиском, крім окремих випадків з дозволу комісії підрядної організації. В цьому випадку стягування вежі здійснюється за спеціальним планом робіт, затвердженим головним інженером підрядної організації і узгодженим з СОАРС. 34 6. ПРОФІЛЬ СТВОЛА СВЕРДЛОВИНИ. Свердловина вертикальна. 35 7. БУРОВІ РОЗЧИНИ. 7.1. Обгрунтування і розрахунок густини бурового розчину. Обгрунтування і розрахунок густини бурового розчину проводиться згідно з вимогами [51] з врахуванням досвіду буріння бурової організації. Розрахунок і прийняті для проектування величини густини бурового розчину, які задовільняють вимоги правил та інструкцій, приведені в табл. 7.1. Таблиця 7.1 Інтервал Р пл, Р пл/ Густина бурового розчину, кг/м 3 буріння, з врахуванням коефіцієнтів МПа Р гідр. прийм 1,04 1,05 1,07 1,10 1,15 нята 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 - 190 ≈ гідро- 0,900 990 1035 1120 190 - 430 стат 0,950 1045 1093 1140 430 - 510 -//0,960 1056 1104 1140 510 - 820 -//0,980 1078 1127 1140 820 - 1100 -//0,990 1089 1139 1140 1100 - 1200 -//1,000 1100 1150 1140 1200 - 1540 -//1,000 1050 1100 1140 1540 - 1840 -//1,020 1071 1122 1140 1840 - 2500 -//1,070 1124 1177 1280* 2500 - 2810 -//1,070 1113 1145 1280 2810 - 3050 -//1,080 1123 1156 1280 3050 - 3190 -//1,080 1123 1156 1400** 3190 - 3365 -//1,090 1134 1166 1400 3365 - 3395 41,89 1,260 1310 1348 1400 3395 - 3400 1,090 1134 1166 1400 3400 - 3410 1,090 1134 1166 1100 3410 - 3760 19,43 0,540 562 578 1100 3760 - 3775 1,100 1144 1177 1100 Примітка : * - густина промивальної рідини прийнята з метою повного її засолонення; ** - густина промивальної рідини прийнята з метою попередження течії порід і може регулюватися в залежності від течії. Гуматно-біополімерний 1 Глинистий Гуматно-акриловий Мінералізований Тип розчину Кірка, мм Фільтрація, см /30хв 3 Умовна в'язкість,с Густина, кг/м 3 3400 3775 1100 38-60 4-6 5-20 10-30 0,15 1 1 1 1 3 4 5 6 7 8 9 10 190 1120 60-100 4-6 20-30 25-40 0,15 1,5-2 КТК 190 1840 1140 40-60 4-6 10-30 25-40 0,15 1840 3050 1280 40-90 5-8 15-40 20-60 0,15 3050 3400 1400 40-90 5-8 15-45 20-65 0,15 2 0 СНЗ, дПа 1 хв 10 хв 9-11 МgСl2, ваг. % КСl, ваг. % Динамічне напруження зсуву, дПа Пластична в'язкість, мПа*с 10-50 40-80 2-4 3 - - - 12 13 14 15 16 25-40 50-90 5-6 - Колоїдна фаза, % 8,5-9,5 10-30 40-80 4-6 7-9 10-40 50-95 3-5 7-9 20-50 55-100 3-5 11 8-9 рН NaCl, ваг. % 18 - - 10 26,4 10 26,4 10 17 - нафти, об % Вміст тверд.фази, об.% 8 11 17 23 19 9 разом Інтервал, м від до 1 1 1 20 1-2 піску Таблиця 7.2. Технологічні параметри бурового розчину. 36 Таблиця 7.3. Рецептура обробки бурового розчину. Інтервал Найменування Мета Норма буріння, м хімреагентів застосування витрат, т/м 3 1 2 3 4 0 - 190 Глина бентонітова структуро- і кіркоутворювач 0,087х2,4х0,16 Графіт порошкоподібний мастильна домішка 0,007 Натрій карбоксиметилцелюлоза(СМС-LV) стабілізатор 0,005 Seurvey D1 флокулянт 0,001 Бікарбонат натрію Е500 зв`язувач іонів кальцію і 0,01 нейтралізація цементу 190 - 1840 Глина бентонітова структуро- і кіркоутворювач 0,101х2,4х0,16 Графіт порошкоподібний мастильна домішка 0,007 СМЖ антифрикційна домішка 0,03 Гіпанол понижувач фільтрації 0,03 К1-МД понижувач водовіддачі 0,04 Наповнювач проти поглинання 0,02 Натрій карбоксиметилцелюлоза(СМС-HV) стабілізатор 0,002 Натрію гідроксид (сода каустична) регулятор рН 0,005 КССБ-МТ розріджувач 0,005 Кальція гідрат оксид (Вапно) інгібітор 0,005 Сода кальцинована зв`язувач іонів кальцію 0,01 Бікарбонат натрію Е500 нейтралізація цементу 0,01 1840 - 3400 Глина палигорскітова структуро- і кіркоутворювач 0,1 Натрію хлорид (NaCI) мінералізатор 0,3 Крохмаль понижувач фільтрації 0,04 КССБ-МТ понижувач водовіддачі 0,025 Наповнювач проти поглинання 0,02 Erol піногасник 0,0002 Нафта з гл 2000 м понижувач липкості кірки 0,1 ЕСН.1983.т.49-414 місцеві норми -//-//-//-//-//-//-//-//-//-//місцеві норми -//-//-//-//-//-//- Джерело норм витрат 5 ЕСН.1983.т.49-414 місцеві норми -//-//-//- 37 Продовження таблиці 7.3. 1 2 3 4 5 Кристал 1000 бактерицид 0,001 -//Poly-sal стабілізатор 0,02 -//Графіт порошкоподібний мастильна домішка 0,007 -//Барію Сульфат (Барит) з гл 3050 м обважнювач 0,186 -//СМЖ антифрикційна домішка 0,01 -//Asphosol suprime органічний інгібітор 0,01 -//Сода кальцинована зв`язувач іонів кальцію 0,01 -//Кальція гідрат оксид (Вапно) інгібітор 0,01 -//Натрію гідроксид (сода каустична) регулятор рН 0,005 -//3400 - 3775 DUO-VIS структуроутворювач 0,005 СОУ 11.2-30019775-018:2004 ПАГ-КМ понижувач фільтрації 0,04 -//Калія хлорид (КCl) джерело іонів калію 0,06 -//Наповнювач проти поглинання 0,03 -//Sеurvey D1 флокулянт 0,002 -//Polypac R понижувач водовіддачі 0,002 -//Polypac UL понижувач водовіддачі 0,004 -//Крейда кіркоутворювач та обважнювач 0,093 -//Asphosol suprime інгібітор 0,01 -//нейтралізація СО2 та інгібітор Кальція гідрат оксид (Вапно) 0,04 -//Натрію гідроксид (сода каустична) регулятор рН 0,005 -//Нафта понижувач липкості кірки 0,1 -//Erol піногасник 0,0002 -//СМЖ антифрикційна домішка 0,02 -//Графіт порошкоподібний мастильна домішка 0,007 -//КССБ-МТ стабілізатор 0,01 -//- 38 2 Кристал 1000 Бікарбонат натрію Е500 бактерицид зв`язувач іонів кальцію і нейтралізація цементу 3 Примітка: 1) буровий розчин на якому проводили первинне розкриття, після нейтралізації в ньому цементу і вапна, використати для вторинного розкриття І-го об'єкту та глушіння свердловини, тому що він вміщує кислоторозчинну тверду фазу; 2) при відсутності в підрядника вказаних типів хім.реагентів, а також з метою забезпечення стійкості стінок свердловини та відповідності параметрів бурового розчину, можливо використовувати аналогічні імпортні чи вітчизняні хім.реагенти; 1 Закінчення таблиці 7.3. 4 0,001 0,01 5 -//-//- 39 Об`єм бурового розчину, м 3 2 Запас бурового розчину в інтервалі буріння 1840-3400 м Запас бурового розчину в інтервалі буріння 3400-3775 м 0,0725 х 1840 + 0,0685 х 1560 = 241 0,0397 х 3400 + 0,0366 х 375 = 149 0 - 190 м Глина бентоніт., графіт п/п, Натрій карбоксиметилцелюлоза(СМС-LV), Seurvey D1, бікарбонат натрію Е500 30 + 1,08 х 1,03 х 190 = 241 Бікарбонат натрію Е500 30 + 0,1294 х 190 = 55 190 - 1840 м Глина бентоніт., графіт п/п, сода кальцинована 0,53 х 1650 = 875 Гіпанол, К1-МД, наповнювач, Натрій карбоксиметилцелюлоза(СМС-HV), Натрію гідроксид (сода каустична), СМЖ, КССБ-МТ, Кальція гідрат оксид (Вапно) 30 + 0,1294 х 190 + 0,53 х 1650 = 929 Бікарбонат натрію Е500 30 + 0,0725 х 1840 = 163 1840 - 3400 м Глина палигорск., наповнювач, графіт п/п, СМЖ, сода кальцинована, Кальція гідрат оксид (Вапно), 0,29 х 1560 = 452 КССБ-МТ, Натрію гідроксид (сода каустична) Натрію хлорид (NaCI), крохмаль, КССБ-МТ, Erol, Кристал 1000, Poly-sal, Asphosol suprime, Кальція гідрат оксид (Вапно), нафта 30 + 0,0725 х 1840 + 0,29 х 1560 = 616 Нафта з гл 2000 м 30 + 0,0725 х 1840 + 0,0685 х 160 + 0,29 х 1400 = 580 Барію Сульфат (Барит) з гл 3050 м 30 + 0,0725 х 1840 + 0,0685 х 1210 + 0,29 х 350 = 348 3400 - 3775 м DUO-VIS, ПАГ-КМ, Калія хлорид (КCl), наповнювач, Sеurvey D1, Polypac R, Polypac UL, графіт п/п, нафта, Крейда, Erol, бікарбонат натрію Е500, Натрію гідроксид (сода каустична), Asphosol suprime, Кальція гідрат оксид (Вапно), КССБ-МТ, Кристал 1000, СМЖ 30 + 0,0397 х 3400 + 0,15 х 375 = 221 Бікарбонат натрію Е500 30 + 0,0172 х 3300 + 0,0113 х 475 = 92 Найменування матеріалів 1 Таблиця 7.4. Розрахунок об'єму бурового розчину для обробки хімреагентами. 40 Poly-sal СМС-LV Гіпанол ПАГ-КМ Сода кальцинована Бікарбонат натрію Е500 Sеurvey D1 Графіт порошкоподібний Глина бентонітова Глина палигорск. DUO-VIS 1 2 0 - 190 190 - 1840 1840 - 3400 3400 - 3775 0 - 190 190 - 1840 1840 - 3400 3400 - 3775 0 - 190 3400 - 3775 0 - 190 0 - 190 190 - 1840 3400 - 3775 3400 - 3775 190 - 1840 1840 - 3400 1840 - 3400 0 - 190 190 - 1840 3400 - 3775 інтервалу, м Довжина 3 190 1650 1560 375 190 1650 1560 375 190 375 190 375 1650 1560 1560 190 1650 375 долота, мм Діаметр 4 550 393,7 295,3 215,9 550 393,7 295,3 215,9 550 215,9 550 390 295 215,9 190,5 393,7 295,3 295,3 550 393,7 215,9 розчину вихідного 5 1120 1140 1280 1050 - сухої глини 6 2400 2400 2400 - вача 7 - го розчину обважнено- 8 1400 1100 - вал 10 241 875 452 221 241 875 452 221 241 221 241 55 163 221 92 875 452 616 241 929 221 на 1 м проходк и на інтер- 9 1,11 0,53 0,29 0,15 - 11 0,087 х 2,4 х 0,16 0,101 х 2,4 х 0,16 0,1 0,005 0,007 0,007 0,007 0,007 0,001 0,002 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,02 0,005 0,03 0,04 Таблиця 7.5. Потреба бурового розчину і компонентів для його приготування, обробки та обважнення. Інтервал НайменуНорма витрат Густина, кг/м 3 3 вання буріння, м матеріалів,т бур.роз-ну,м матеріалів від-до на 1м 3 бур. розчину вал на інтер- 12 8,05 33,94 45,20 1,105 1,69 6,13 3,16 1,55 0,24 0,44 2,41 0,55 1,63 2,21 0,92 8,75 4,52 12,32 1,21 27,87 8,84 41 обважню- Кристал 1000 КССБ-МТ Крохмаль Кальція гідрат оксид (Вапно) Барію Сульфат (Барит) Нафта Erol Калія хлорид (КCl) СМС-HV Polypac R Polypac UL Наповнювач Asphosol suprime 1 2 1840 - 3400 3400 - 3775 190 - 1840 1840 - 3400 3400 - 3775 3400 - 3775 190 - 1840 3400 - 3775 3400 - 3775 1840 - 3400 3400 - 3775 1840 - 3400 3400 - 3775 3050 - 3400 190 - 1840 1840 - 3400 1840 - 3400 3400 - 3775 1840 - 3400 190 - 1840 1840 - 3400 1840 - 3400 3400 - 3775 1840 - 3400 3400 - 3775 3 1560 375 1650 1560 375 375 1650 375 375 1560 375 1560 375 350 1650 1560 1560 375 1560 1650 1560 1560 375 1560 375 4 295,3 215,9 393,7 295,3 215,9 215,9 393,7 215,9 215,9 295,3 215,9 295,3 215,9 295,3 393,7 295,3 295,3 215,9 295,3 393,7 295,3 295,3 215,9 295,3 215,9 5 1280 - 6 - 7 8 4200 1400 - 9 - 10 616 221 929 452 221 221 929 221 221 616 221 580 221 348 929 616 452 221 616 929 616 452 221 616 221 11 0,01 0,01 0,02 0,02 0,03 0,06 0,002 0,002 0,004 0,0002 0,0002 0,1 0,1 0,186 0,005 0,005 0,005 0,04 0,04 0,005 0,020 0,005 0,01 0,001 0,001 Продовження таблиці 7.5. 12 6,16 2,21 18,58 9,04 6,63 13,26 1,86 0,44 0,88 0,123 0,044 58,00 22,10 64,68 4,65 3,08 2,26 8,84 24,64 4,65 12,32 2,26 2,21 0,616 0,221 42 К1-МД СМЖ (сода каустична) 1 Натрію хлорид (NaCI) Крейда Натрію гідроксид 2 1840 - 3400 3400 - 3775 190 - 1840 1840 - 3400 3400 - 3775 190 - 1840 1840 - 3400 3400 - 3775 190 - 1840 3 1560 375 1650 1560 375 1650 1560 375 1650 4 295,3 215,9 393,7 295,3 215,9 393,7 295,3 139,7 393,7 5 1050 - 6 - 7 8 2400 1100 - 9 - 10 616 221 929 452 221 929 452 221 929 11 0,3 0,093 0,005 0,005 0,005 0,03 0,01 0,02 0,04 Закінчення таблиці 7.5. 12 184,80 20,60 4,65 2,26 1,11 27,87 4,52 4,42 37,16 43 ДСТ, ГСТ, ТУ 0,123 58,00 18,58 4,65 4,65 24,64 14,58 0,048 24,10 9,04 5,34 1,63 4,65 27,87 1,86 37,16 4,82 2,41 2,26 6,13 9,64 6,03 1,21 24,10 1,69 45,20 3,16 1,69 1,21 0,24 2,96 7 запас 5,96 4,47 5,96 0,30 0,60 0,030 14,90 8,84 6,63 8,84 0,44 0,88 0,044 22,10 2,21 1,49 8,94 0,30 1,49 0,75 0,44 3,13 1,11 13,26 1,04 9 запас 1,55 8 на бур. колона Ø 140/168 мм колона ІІ Ø 245 мм на бур. експлуатаційна проміжна 6 Ø 324 мм лення 5 33,94 колона І направ- Ø 426 мм 4 8,05 проміжна кондуктор под. 2 3 ГОСТ 7032-75 ГОСТ 30233-95 ГОСТ 17022-81 Натрій карбоксиметилцелюлоза(СМС-LV) за станд. АНІ Sеurvey D1 за станд. АНІ Бікарбонат натрію Е500 ГОСТ 10690 Сода каустична(сода каустична) ГОСТ 2263-79 Гіпанол ТУ У 31062554 002: 2001 ТУ У 24.132893090 002: 2005 ПАГ-КМ ТУ У 30656080.001 Наповнювач Кальція гідрат оксид (Вапно) ГОСТ 9965-76 Polypac R за станд. АНІ Polypac UL за станд. АНІ Erol за станд. АНІ Нафта ГОСТ 9965-76 Натрій карбоксиметилцелюлоза(СМС-HV) за станд. АНІ ТУ У 34971107-001:2010 К1-МД Калія хлорид (КCl) ГОСТ 4568-83 Крохмаль ГОСТ 7697-79 КССБ-МТ ТУ 39-094-75 1 Глина бентонітова Глина палигорск. Графіт п/п Найменування матеріалів Потреба компонентів, т Таблиця 7.6. Сумарна кількість хімреагентів на свердловину. 10 41,99 69,30 15,25 1,21 0,98 9,21 9,96 27,87 14,80 43,54 27,20 0,74 1,48 0,245 119,10 1,86 37,16 22,20 34,28 28,95 ну свердлови- сумарна на 44 2 ГОСТ 4233-77 ГОСТ 4682-84 ГОСТ 17498-72 за станд. АНІ за станд. АНІ за станд. АНІ за станд. АНІ за станд. АНІ за станд. АНІ 3 4 8,75 27,87 5 7 72,30 44,79 0,241 4,82 2,41 2,41 2,41 6 184,80 64,68 0,616 12,32 6,16 4,52 4,52 1,49 2,21 2,98 13,89 0,745 0,149 20,60 1,105 0,221 4,42 11 10 12 257,10 109,48 34,49 1,850 1,227 17,14 12,27 15,68 42,20 Примітка : за 50 м до розкриття газоносних горизонтів передбачається мати на буровій запас хімреагентів, обважнювача та інших матеріалів в кількості згідно вимог пп 11.3.15 та 11.3.16 [65]. 1 Натрію хлорид (NaCI) Барію Сульфат (Барит) Крейда DUO-VIS Кристал 1000 Poly-sal Asphosol suprime Сода кальцинована СМЖ Закінчення таблиці 7.6 45 ОГШ-459М 3 МГ2-4 ФСМ-7 РЛС-ІІ ДУ-1 ГЦ-360 ИГ-45 1 2 1 Глиномішалка 2 Фрезерно-струменевий млин 3 Вібросито 4 Дегазатор 5 Пісковідділювач 6 Муловідділювач 7 Центрифуга Шифр, типорозмір Найменування обладнання № п/п 4 1 1 2 1 1 1 1 1 Кількість Обладнання, що використовується Інтервал вико- МінімальПродуктивність ристання, м ний розмір роботи обважнення 3 тон баривід до очищуваної м /год фракції, мм ту за год. 5 6 7 8 9 0 3775 5-8 1,0 0 3775 25-28 20-25 0 3775 0,1-0,2 12-17 3190 3775 12-17 190 3775 0,08 150-170 190 3775 0,02-0,03 13-15 190 3050 0,002-0,0015 0,5-1,5 3400 3775 0,002-0,0015 0,5-1,5 Таблиця 7.7. Обладнання для приготування та очистки бурових розчинів. 46 47 8. ПОГЛИБЛЕННЯ СВЕРДЛОВИНИ. 3 190 190 1840 2 0 Інтервал, м від до nk / P1 tr / P1 svt nk Dшток /P1sl pbr/ 1840 3400 К2 / К1 / J3/ /J2 / J1 / / T2-3 / Т1dr Індекс стратигра фічного комплексу 1 Q+N+P Типорозмір вибійного двигуна 4 5 долото Ø 393,7 мм РШ-550 ОБТ Ø 229 мм-10 м КЛС Ø 550 мм ОБТ Ø 229 мм-10 м КЛС Ø 550 мм ОБТ Ø 229 мм-10 м ОБТ Ø 159 мм-9 м долото Ø 393,7 мм РДБК 240 з гл 430 м КЛС Ø 393,7 мм ОБТ Ø 229 мм-10 м КЛС Ø 393,7 мм ОБТ Ø 229 мм-10 м КЛС Ø 393,7 мм ОБТ Ø 229 мм-60 м ОБТ Ø 159 мм-37 м долото Ø 295,3 мм РДБК 240 КЛС Ø 295,3 мм ОБТ Ø 216 мм-10 м КЛС Ø 295,3 мм ОБТ Ø 216 мм-10 м КЛС Ø 295,3 мм ОБТ Ø 216 мм-60 м ОБТ Ø 159 мм-37 м Послідовний склад КНБК (знизу- вверх) ТБПК-127 ТБПК-127 Типорозмір бурильних труб 6 ТБПК-127 ротор ротор 7 ротор Спосіб буріння 120-160 60-80 гл. 430 м і 160-190 в інт-лі 430-1840 м 80-100 60-70 25-29 33-42 12-13 9-11 Режим буріння осьове частота подача тиск, наванта- обертання насосів, МПа ження, кН ротора, хв-1 (м3/с)*103 8 9 10 11 20-50 45-60 31-64 до 5 Таблиця 8.1. Типорозмір доліт, бурголовок, вибійних двигунів, КНБК, спосіб і режим буріння. 48 Резервний варіант 3400 3750 6 7 ТБПК-127/ турбінно-роторний /ТБПВ-102/ /ТБПК-127 8 60-100 долото Ø 215,9 мм ТБПК-127/ ротор 140-160 /ТБПВ-102/ РДБК 195 У1 КЛС Ø 215,9 мм /ТБПК-127 ОБТ Ø 159 мм-9 м КЛС Ø 215,9 мм ОБТ Ø 159 мм-18 м КЛС Ø 215,9 мм ОБТ Ø 159 мм-162 м гідравлічний бурильний яс подвійної дії HYDRA-JAR 6½" ОБТ Ø 159 мм-45 м КЛС Ø 215,9 мм ОБТ Ø 159 мм-90 м ДП-172ПСТ.Л 2 3 4 5 3400 3775 ДП-172ПСТ.Л долото Ø 215,9 мм КЛС Ø 215,9 мм 45-70 9 45 18-19 10 25-26 Примітка: 1) при відсутності в підрядної організації вказаних наддолотних амортизаторів або гідравлічних ясів можна використати аналогічні їм імпортні або вітчизняні відповідних діаметрів; 2) проектні КНБК дозволяється корегувати в процесі буріння згідно фактичних даних геофізичних досліджень; 3) буріння свердловини до проектної глибини проводити при оснастці талевої системи 6х7, при цьому норма витрати талевого канату при швидкості 426 м/верст.-міс. складе 39,4 кг/добу; 4) при зміні осьового навантаження на долото або складу КНБК розташування гідравлічного яса уточнюється відповідно до вимог технічної документації заводу-виробника. P1 kt 1 P1kt Закінчення таблиці 8.1. 17-18 11 18 49 2 190 - 1840 0 2 1 1 - 190 Інтервал буріння, м Умовн.номер КНБК Долото РШ-550 ОБТ КЛС ОБТ КЛС ОБТ ОБТ Долото РДБК 240 КЛС ОБТ КЛС ОБТ КЛС ОБТ ОБТ типорозмір, шифр 3 ТУ 26-12-775-90 ТУ 26-02-962-83 ТУ 26-12-775-90 ТУ 26-02-962-83 ТУ 26-12-775-90 ТУ 26-12-775-90 ГОСТ 20692-2003 ТУ 41УССР 132-86 ТУ 26-02-962-83 ТУ 26-12-775-90 ТУ 26-02-962-83 ТУ 26-12-775-90 ТУ 26-02-962-83 ТУ 26-12-775-90 ТУ 26-12-775-90 ДСТ,ГСТ,ТУ на виготовлення 4 ГОСТ 20692-2003 зовн. діаметр, мм 5 393,7 550,0 229,0 550,0 229,0 550,0 229,0 159,0 393,7 240,0 393,7 229,0 393,7 229,0 393,7 229,0 159,0 довжина, м 60 37 10 10 10 9 0,4 10 10 6 0,4 8 призначення буріння розширка ствола свердловини 2734 створення осьового навантаження калібрування ствола свердловини 2734 створення осьового навантаження центрування ОБТ 2734 створення осьового навантаження 1224 створення осьового навантаження 180 буріння гасіння вертикальних коливань калібрування ствола свердловини 2734 створення осьового навантаження центрування ОБТ 2734 створення осьового навантаження центрування ОБТ 16404 створення осьового навантаження 5032 створення осьового навантаження 7 180 маса, кг ЕлементиКНБК Таблиця 8.2. Елементи компоновки низу бурильної колони. 50 2 3 4 1 1840 - 3400 3400 - 3775 ТУ 3664-005-00145885-2009 ТУ 26-02-962-83 ТУ 26-12-775-90 КЛС ОБТ 4 ГОСТ 20692-2003 ТУ 41УССР 132-86 ТУ 26-02-962-83 ТУ 26-12-775-90 ТУ 26-02-962-83 ТУ 26-12-775-90 ТУ 26-02-962-83 ТУ 26-12-775-90 ТУ 26-12-775-90 ГОСТ 20692-2003 ТУ 26-02-962-83 Долото РДБК 240 КЛС ОБТ КЛС ОБТ КЛС ОБТ ОБТ Долото КЛС ДП-172ПСТ.Л 3 215,9 159,0 5 295,3 240,0 295,3 216,0 295,3 216,0 295,3 216,0 159,0 215,9 215,9 172,0 7 82 8 буріння гасіння вертикальних коливань калібрування ствола свердловини 10 2548 створення осьового навантаження центрування ОБТ 10 2548 створення осьового навантаження центрування ОБТ 60 15288 створення осьового навантаження 37 5032 створення осьового навантаження 0,3 35 буріння калібрування ствола свердловини 7,82 створення осьового навантаження та крутного моменту на долоті центрування ОБТ 90 12240 створення осьового навантаження 6 0,35 Закінчення таблиці 8.2. 51 52 Таблиця 8.3 Типи доліт і бурголовок. Інтервал буріння, м 1 для суцільного буріння 2 Типи доліт для відбору керна 3 для розбурювання цементних стаканів 4 - 190 Ш 393,7 М-ЦГВ D162 РШ-550 ФЗ-390 190 - 1840 Ш 393,7 М-ЦГВ D162 Ш 393,7 М-ЦГВУ D120 Ш 393,7 С-ЦГВУ D117 Ш 393,7 СЗ-ЦГВУ D40-1 ФЗ-295 1840 - 3400 295,3 FD-257 SM-A47 M-01 Ш 295,3 МС-ЦГАУ R415-1 ФЗ-210 3400 - 3775 ФЗ-113 ФЗ-135 0 Ш 215,9 СЗ-ГАУ R439 190 430 510 820 1040 1100 1540 1840 2810 3000 3190 3400 К2 К1 J3 J2 J1 T2-3 Т1dr Dшток P1slpbr P1nktr P1nksvt P1kt 430 510 820 1040 1100 1540 1840 2810 3000 3190 3400 3775 190 4 240 80 310 220 60 440 300 970 190 190 210 375 190 Довжина інтервалу,м суцільного відбору буріння керна 5 6 130 100 1200 80 60 Ш 393,7 С-ЦГВУ D117 Ш 393,7 СЗ-ЦГВУ D40-1 295,3 FD-257 SM-A47 M-01 Ш 295,3 МС-ЦГАУ R415-1 Ш 215,9 СЗ-ГАУ R439 6,3 5,0 1,0 3,4 3,0 1,4 1,2 260 200 0,8 400 - - - - - - - Витрата доліт Норма проходки суцільколонкових на ного для відбору долото, м буріння керна 8 9 10 190 1,0 190 1,0 - Ш 393,7 М-ЦГВУ D120 Ш 393,7 М-ЦГВ D162 7 Ш 393,7 М-ЦГВ D162 + + РШ-550 Тип і розмір долота 1) при відсутності в ВБР вказаних типів доліт, а також з метою отримання оптимальних техніко-економічних показників проводки свердловини можна використовувати аналогічні імпортні або вітчизняні долота. 0 Q+N+P Примітка : 3 Інтервал буріння, м від до Номер Страстратигра- тиграфічного фія комплексу 1 2 Таблиця 8.4. Розрахунок витрат доліт. 53 54 Таблиця 8.5. Зведена таблиця витрат доліт і елементів КНБК. Найменування КільТип долота ДСТ, ГСТ,ТУ колони кість 1 2 3 4 кондуктор Ш 393,7 М-ЦГВ D162 1 ГОСТ 20692-2003 Ø 426 мм РШ-550 2* власне виготовл КЛС Ø 550 мм 3** ТУ 26-02-962-83 ФЗ-390 1 ОСТ 26-16-1619-81 проміжна Ш 393,7 М-ЦГВ D162 2 ГОСТ 20692-2003 Ø 324 мм Ш 393,7 М-ЦГВУ D120 2 ГОСТ 20692-2003 Ш 393,7 С-ЦГВУ D117 4* ГОСТ 20692-2003 Ш 393,7 СЗ-ЦГВУ D40-1 3 ГОСТ 20692-2004 КЛС Ø 393,7 мм 4** ТУ 26-02-962-83 РДБК 240 1 ТУ 41УССР 132-86 ФЗ-295 1 ОСТ 26-16-1619-81 проміжна Ш 295,3 МС-ЦГАУ R415-1 5* ГОСТ 20692-2003 Ø 245 мм 295,3 FD-257 SM-A47 M-01 1 ОАО "Волгабурмаш" РДБК 240 2 ТУ 41УССР 132-86 КЛС Ø 295,3 мм 7** ТУ 26-02-962-83 ФЗ-210 1 ОСТ 26-16-1619-81 експлуатаційна Ш 215,9 СЗ-ГАУ R439 7* ГОСТ 20692-2003 Ø 168/140 мм КЛС Ø 215,9 мм 3** ТУ 26-02-962-83 ДП-172ПСТ.Л 0,2*** ТУ 3664-005-00145885-2009 ФЗ-113 1 ОСТ 26-16-1619-81 ФЗ-135 1 ОСТ 26-16-1619-81 Примітка: * - в т.ч. долота, що використовуються для шаблонування ствола свердловини перед спуском обсадних колон; ** - в т.ч. один повнорозмірний калібратор, який необхідний для проведення проробки (калібрування) ствола свердловини перед спуском обсадної колони. *** - згідно паспортних даних. 55 8.6. Компонування і розрахунок бурильних колон. Вибір бурильних труб, компоновок низу бурильної колони і ведучих труб виконаний згідно рекомендацій, приведених в роботах [96], [111], [113], [114], а також з врахуванням досвіду буріння. З метою створення осьового навантаження на породоруйнуючий інструмент та з метою покращення умов роботи бурильної колони в її нижній частині встановлюються обважнені бурильні труби. Для уникнення викривлення ствола свердловини прийняті жорсткі компоновки низу бурильної колони, що включають, крім ОБТ, калібратори і центратори. Буріння свердловини запроектовано бурильними трубами ТБПК Ø 127 мм, і ТБПВ Ø 102 мм. В якості обважнених бурильних труб прийнято спіральні ОБТ Ø 229 мм, Ø 216 мм та ОБТ Ø 159 мм з муфтами типу “BORE BACK”, виготовлені ВАТ “Сумське машинобудівне науково-виробниче об’єднання ім. М.В.Фрунзе”. В якості ведучих бурильних труб прийнято ведучі квадратні труби ВБТ-133 К, виготовлені ВАТ “Сумське машинобудівне науково-виробниче об’єднання ім. М.В.Фрунзе” по ТУ 295-30991664-001-2002. Для розбурювання оснастки та райбування експлуатаційної колони Ø 140/168 мм прийнято використання ведучих бурильних труб типу ВБТ-89К та бурильних труб ТБПН Ø 73 мм, ТБПН Ø 89 мм. Результати розрахунку бурильних колон для буріння свердловини виконані на ЕОМ по методиці, вказаній в роботах [96], [111], [114], приведені в табл. 8.6.2 - 8.6.9. В зв’язку з невеликою глибиною буріння під кондуктор розрахунок бурильної колони для буріння даного інтервалу не проводиться. Для компонування бурильної колони приймаються труби ТБПК-127 групи міцності “G-105” з б = 9,19 мм, ОБТ 229 мм – 30 м і ОБТ 159 мм – 9 м. Вага бурильної колони для буріння під кондуктор 426 мм складає: Q = 151 х 32,00 + 30 х 273,4 + 9 х 136,0 = 14258 кг Експлуатацію, зберігання, транспортування, відбракування і списання бурильних труб здійснювати згідно вимог [86]. Замкові різьби перед згвинчуванням труб потрібно очистити щіткою, промити і змастити консистентним графітним мастилом або високоякісним різьбовим мастилом ГС-5А, що виготовляється по ТУ 23.2-19401552-001-2002. Довжина секції труб, м 2 151 1723 3283 2000 650 1027 Інтервал установки секції, м 1 0 - 151 0 - 1723 0 - 3283 0 - 2000 2000 - 2650 2650 - 3677 Зовнішній Товщина діаметр стінки, труб, мм мм 3 4 5 Кондуктор Ø 426 мм ТБПК 127 9,19 Перша проміжна Ø 324 мм ТБПК 127 9,19 Друга проміжна Ø 245 мм ТБПК 127 9,19 Експлуатаційна Ø 140/168 мм ТБПК 127 9,19 ТБПВ 102 8,38 ТБПК 127 9,19 Тип труб G-105 G-105 G-105 G-105 G-105 G-105 Сталь групи міцності 6 32 23,7 32 32 32 32 Маса 1 п.м. труб, кг 7 Таблиця 8.6.1 Зведені дані по компонуванню бурильних колон. 64 15,41 32,86 105,06 55,14 4,83 Маса секції труб, т 8 56 № 74 Густина бурового розчину, г/см3: Тиск бурового розчину, кгс/мм2: Зовнішній тиск , кгс/мм2: Параметри клина, мм/кл: Частота обертання колони, об/хв.: Довжина турбобура, м: Лінійний кое-нт каверзності: Маса вибійного двигуна, кг: Маса елементів КНБК, кг: 127 мм буріння 1840 м 1,14 2 0,1 400 / 4 70 0 1,1 0 0 /G-105 Групи міцності Таблиця 8.6.2 1840 1760 1723 1760 1723 0 80 37 1723 ОБТ ОБТ ТБПК* 229 159 127 9,19 G-105 289,9 136 32 23,19 5,03 55,14 23,19 28,22 83,36 19,82 24,13 71,45 2,64 190,76 1,61 Початок Кінець Довжина Тип труб Зовнішній Товщина Група Маса Коефіцієнт Макс. Коефіцієнт інтерва- інтерва- секції, діаметр, стінки, міцності погонного секції, т. Наростаюча Наростаюча запасу навантаження запасу лу, м лу, м м мм. мм. міцності в клин. витривалометра в повітрі, т т. захваті, т сті труби, кг. Результати розрахунку : Тип труб Діаметр, Діаметри Довжина Товщини стінок, мм. З.З., мм тип.роз. м. мм. ТБПК* 127 168 0 /9,19 Сформована послідовність труб з яких проводилась компоновка : Технологічна операція буріння Умови буріння: ускладнені Спосіб буріння: роторний Розрахунок ОБТ технологічний Довжина 1- ї секції без врахування Розрахунок навантаження: врахов. клин.захв. Інтервал буріння, м: від 190 до 1840 Діаметр долота, мм: 393,7 Нав. на долото, тс: 19 Пер. тис. на дол, кгс/мм2: 1 Дані проектного розрахунку компоновки бурильної колони Захiдно-Соснiвська 57 № 74 Густина бурового розчину, г/см3: Тиск бурового розчину, кгс/мм2: Зовнішній тиск , кгс/мм2: Параметри клина, мм/кл: 127 мм спуск 1840 м 324 мм 1,14 2 0,1 400 / 4 /G-105 Групи міцності Таблиця 8.6.3 1840 1200 1200 0 640 1200 OK ТБПК* 127 9,19 G-105 32 55,87 38,4 55,87 94,27 47,76 80,58 2,32 190,76 0 Початок Кінець Довжина Тип труб Зовнішній Товщина Група Маса Коефіцієнт Макс. Коефіцієнт інтерва- інтерва- секції, діаметр, стінки, міцності погонного секції, т. Наростаюча Наростаюча запасу навантаження запасу лу, м лу, м м мм. мм. міцності в клин. витривалометра в повітрі, т т. захваті, т сті труби, кг. Результати розрахунку : Тип труб Діаметр, Діаметри Довжина Товщини стінок, мм. З.З., мм тип.роз. м. мм. ТБПК* 127 168 0 /9,19 Сформована послідовність труб з яких проводилась компоновка : Технологічна операція спуск ОК Розрахунок навантаження: врахов. клин.захв. Глибина спуску ОК, м: 1840 Довжина ОК, м: 640 Вага ОК, т: 55,87 Дані проектного розрахунку компоновки бурильної колони Захiдно-Соснiвська 58 № 74 Густина бурового розчину, г/см3: Тиск бурового розчину, кгс/мм2: Зовнішній тиск , кгс/мм2: Параметри клина, мм/кл: Частота обертання колони, об/хв.: Довжина турбобура, м: Лінійний кое-нт каверзності: Маса вибійного двигуна, кг: Маса елементів КНБК, кг: 127 мм буріння 3400 м 1,4 2 0,1 400 / 4 100 0 1,1 0 0 /G-105 Групи міцності Таблиця 8.6.4 3400 3320 3283 3320 3283 0 80 37 3283 ОБТ ОБТ ТБПК* 216 159 127 9,19 G-105 250,3 136 32 20,02 5,03 105,06 20,02 25,05 130,11 16,45 20,59 107,09 1,82 190,76 1,89 Початок Кінець Довжина Тип труб Зовнішній Товщина Група Маса Коефіцієнт Макс. Коефіцієнт інтерва- інтерва- секції, діаметр, стінки, міцності погонного секції, т. Наростаюча Наростаюча запасу навантаження запасу лу, м лу, м м мм. мм. міцності в клин. витривалометра в повітрі, т т. захваті, т сті труби, кг. Результати розрахунку : Тип труб Діаметр, Діаметри Довжина Товщини стінок, мм. З.З., мм тип.роз. м. мм. ТБПК* 127 168 3283 /9,19 Сформована послідовність труб з яких проводилась компоновка : Технологічна операція буріння Умови буріння: ускладнені Спосіб буріння: роторний Розрахунок ОБТ технологічний Довжина 1- ї секції без врахування Розрахунок навантаження: врахов. клин.захв. Інтервал буріння, м: від 1840 до 3400 Діаметр долота, мм: 295,3 Нав. на долото, тс: 16 Пер. тис. на дол, кгс/мм2: 1 Дані проектного розрахунку компоновки бурильної колони Захiдно-Соснiвська 59 № 74 Густина бурового розчину, г/см3: Тиск бурового розчину, кгс/мм2: Зовнішній тиск , кгс/мм2: Параметри клина, мм/кл: 127 мм спуск 3400 м ОК 1,4 2 0,1 400 / 4 /G-105/S-135 Групи міцності Таблиця 8.6.5 3400 1750 420 1750 420 0 1650 1330 420 OK ТБПК* ТБПК* 127 127 9,19 9,19 G-105 S-135 32 32,9 113,1 42,56 13,82 113,1 155,66 169,48 92,93 127,9 139,25 1,4 1,66 190,76 245,29 0 0 Початок Кінець Довжина Тип труб Зовнішній Товщина Група Маса Коефіцієнт Макс. Коефіцієнт інтерва- інтерва- секції, діаметр, стінки, міцності погонного секції, т. Наростаюча Наростаюча запасу навантаження запасу лу, м лу, м м мм. мм. міцності в клин. витривалометра в повітрі, т т. захваті, т сті труби, кг. Результати розрахунку : Тип труб Діаметр, Діаметри Довжина Товщини стінок, мм. З.З., мм тип.роз. м. мм. ТБПК* 127 168 0 /9,19 Сформована послідовність труб з яких проводилась компоновка : Технологічна операція спуск ОК Розрахунок навантаження: врахов. клин.захв. Глибина спуску ОК, м: 3400 Довжина ОК, м: 1650 Вага ОК, т: 113,1 Дані проектного розрахунку компоновки бурильної колони Захiдно-Соснiвська 60 № 74 Густина бурового розчину, г/см3: Тиск бурового розчину, кгс/мм2: Зовнішній тиск , кгс/мм2: Параметри клина, мм/кл: Частота обертання колони, об/хв.: Довжина турбобура, м: Лінійний кое-нт каверзності: Маса вибійного двигуна, кг: Маса елементів КНБК, кг: 127 мм буріння 3775 м 1,1 2 0,1 400 / 4 0 8 0 940 0 /G-105 /G-105 /G-105 Групи міцності Таблиця 8.6.6 3775 3767 3677 2650 2000 3767 3677 2650 2000 0 8 90 1027 650 2000 Т-БУР ОБТ ТБПК* ТБПВ ТБПК* 159 127 101,6 127 9,19 8,38 9,19 G-105 G-105 G-105 136 32 23,3 32 0,94 12,24 32,86 15,14 64 0,94 13,18 46,04 61,18 125,18 0,81 11,33 39,67 52,7 107,73 4,57 2,73 1,89 190,76 142,2 190,76 0 0 0 Початок Кінець Довжина Тип труб Зовнішній Товщина Група Маса Коефіцієнт Макс. Коефіцієнт інтерва- інтерва- секції, діаметр, стінки, міцності погонного секції, т. Наростаюча Наростаюча запасу навантаження запасу лу, м лу, м м мм. мм. міцності в клин. витривалометра в повітрі, т т. захваті, т сті труби, кг. Результати розрахунку : Тип труб Діаметр, Діаметри Довжина Товщини стінок, мм. З.З., мм тип.роз. м. мм. ТБПК* 127 168 1027 /9,19 ТБПВ 101,6 133 650 /8,38 ТБПК* 127 168 2000 /9,19 Сформована послідовність труб з яких проводилась компоновка : Технологічна операція буріння Умови буріння: ускладнені Спосіб буріння: турбінний Розрахунок ОБТ технологічний Довжина 1- ї секції без врахування Розрахунок навантаження: врахов. клин.захв. Інтервал буріння, м: від 3400 до 3775 Діаметр долота, мм: 215,9 Нав. на долото, тс: 10 Пер. тис. на дол, кгс/мм2: 1 Дані проектного розрахунку компоновки бурильної колони Захiдно-Соснiвська 61 № 74 Густина бурового розчину, г/см3: Тиск бурового розчину, кгс/мм2: Зовнішній тиск , кгс/мм2: Параметри клина, мм/кл: Частота обертання колони, об/хв.: Довжина турбобура, м: Лінійний кое-нт каверзності: Маса вибійного двигуна, кг: Маса елементів КНБК, кг: 127 мм буріння (резервна) 3775 м 1,1 2 0,1 400 / 4 70 0 1,1 0 0 /G-105 /G-105 /G-105 Групи міцності Таблиця 8.6.7 3775 3545 3050 1900 3545 3050 1900 0 230 495 1150 1900 ОБТ ТБПК* ТБПВ ТБПК* 159 127 101,6 127 9,19 8,38 9,19 G-105 G-105 G-105 136 32 23,3 32 31,28 15,84 26,8 60,8 31,28 47,12 73,91 134,71 26,9 40,65 63,7 115,98 4,31 2,21 1,69 190,76 142,2 190,76 6 73,3 10,78 Початок Кінець Довжина Тип труб Зовнішній Товщина Група Маса Коефіцієнт Макс. Коефіцієнт інтерва- інтерва- секції, діаметр, стінки, міцності погонного секції, т. Наростаюча Наростаюча запасу навантаження запасу лу, м лу, м м мм. мм. міцності в клин. витривалометра в повітрі, т т. захваті, т сті труби, кг. Результати розрахунку : Тип труб Діаметр, Діаметри Довжина Товщини стінок, мм. З.З., мм тип.роз. м. мм. ТБПК* 127 168 495 /9,19 ТБПВ 101,6 133 1150 /8,38 ТБПК* 127 168 1900 /9,19 Сформована послідовність труб з яких проводилась компоновка : Технологічна операція буріння Умови буріння: ускладнені Спосіб буріння: роторний Розрахунок ОБТ технологічний Довжина 1- ї секції без врахування Розрахунок навантаження: врахов. клин.захв. Інтервал буріння, м: від 3400 до 3775 Діаметр долота, мм: 215,9 Нав. на долото, тс: 16 Пер. тис. на дол, кгс/мм2: 1 Дані проектного розрахунку компоновки бурильної колони Захiдно-Соснiвська 62 № 74 Густина бурового розчину, г/см3: Тиск бурового розчину, кгс/мм2: Зовнішній тиск , кгс/мм2: Параметри клина, мм/кл: 1,1 2 0,1 400 / 4 127 мм спуск ОК 3775 м 140-168 мм /G-105 Групи міцності Таблиця 8.6.8 3775 3250 3250 0 525 3250 OK ТБПК* 127 9,19 G-105 32 18,41 104 18,41 122,41 15,83 105,26 1,78 190,76 0 Початок Кінець Довжина Тип труб Зовнішній Товщина Група Маса Коефіцієнт Макс. Коефіцієнт інтерва- інтерва- секції, діаметр, стінки, міцності погонного секції, т. Наростаюча Наростаюча запасу навантаження запасу лу, м лу, м м мм. мм. міцності в клин. витривалометра в повітрі, т т. захваті, т сті труби, кг. Результати розрахунку : Тип труб Діаметр, Діаметри Довжина Товщини стінок, мм. З.З., мм тип.роз. м. мм. ТБПК* 127 168 3250 /9,19 Сформована послідовність труб з яких проводилась компоновка : Технологічна операція спуск ОК Розрахунок навантаження: врахов. клин.захв. Глибина спуску ОК, м: 3775 Довжина ОК, м: 525 Вага ОК, т: 18,41 Дані проектного розрахунку компоновки бурильної колони Захiдно-Соснiвська 63 № 74 Густина бурового розчину, г/см3: Тиск бурового розчину, кгс/мм2: Зовнішній тиск , кгс/мм2: Параметри клина, мм/кл: Частота обертання колони, об/хв.: Довжина турбобура, м: Лінійний кое-нт каверзності: Маса вибійного двигуна, кг: Маса елементів КНБК, кг: 1,1 2 0,1 400 / 4 45 0 1 0 0 73-89 мм розбурка і райбування 3775 м /G-105 /G-105 Групи міцності Таблиця 8.6.9 3775 3250 3250 0 525 3250 ТБПН ТБПН 73 88,9 9,19 9,35 G-105 G-105 16,2 21,4 8,5 69,55 8,5 78,05 7,38 67,19 12,06 2,04 111,26 137,98 239,16 135,8 Початок Кінець Довжина Тип труб Зовнішній Товщина Група Маса Коефіцієнт Макс. Коефіцієнт інтерва- інтерва- секції, діаметр, стінки, міцності погонного секції, т. Наростаюча Наростаюча запасу навантаження запасу лу, м лу, м м мм. мм. міцності в клин. витривалометра в повітрі, т т. захваті, т сті труби, кг. Результати розрахунку : Тип труб Діаметр, Діаметри Довжина Товщини стінок, мм. З.З., мм тип.роз. м. мм. ТБПН 73 105 525 /9,19 ТБПН 88,9 121 3250 /9,35 Сформована послідовність труб з яких проводилась компоновка : Технологічна операція розбурка цем. стакана Умови буріння: ускладнені Спосіб буріння: роторний Розрахунок ОБТ без ОБТ Довжина 1- ї секції без врахування Розрахунок навантаження: врахов. клин.захв. Інтервал буріння, м: від 3755 до 3775 Діаметр долота, мм: 113 Нав. на долото, тс: 2 Пер. тис. на дол, кгс/мм2: 1 Дані проектного розрахунку компоновки бурильної колони Захiдно-Соснiвська 64 65 8.7. Гідравлічні параметри промивки свердловини. Розрахунок оптимальних параметрів промивки свердловини по інтервалах буріння виконаний на ЕОМ. В якості критерію оптимізації буріння гідромоніторними долотами в програмі прийнята питома витрата бурового розчину на см2 площі вибою. Результати розрахунків приведені в табл. 8.7.1-8.7.5. Для буріння під кондуктор 426 мм в інтервалі 0-190 м 3-х шарошковими долотами 393,7 мм в комплекті з розширником РШ-550 приймається подача насосів Q = 31-64 л/c. Для буріння під проміжну колону 324 мм в інтервалі 190-1840 м 3-х шарошковими долотами 393,7 мм приймається подача насосів Q = 33-42 л/c. Буріння під проміжну колону 245 мм в інтервалі 1840-3400 м долотами 295,3 мм передбачається при подачі насосів Q = 25-29 л/c. Буріння під експлуатаційну колону 140/168 мм в інтервалі 3400-3775 м долотами 215,9 мм передбачається при подачі насосів Q = 18-19 л/c. При поглибенні свердловини вибійними двигунами ДП-172ПСТ.Л необхідна подача бурового розчину (Qроб.=25-35 л/с) забезпечується за рахунок одночасної роботи двох бурових насосів УНБ-600. Захiдно-Соснiвська 1120 40 90 550 190 ПРОМИВКА 0 Марка бурового насосу УНБ-600 Число пар. ходів поршня 50 Перепад тиску у вибійному двигуні, МПа - 190 м Таблиця 8.7.1 190 190 0 0 2 1 200 200 63,9 31,9 10 10 3,24 1,02 0,269 0,134 90 90 0,088 0,022 4,7 1,39 0,22 0,45 0,23 0,46 0,72 0,18 0,233 0,116 0,01 0 Результати розрахунку Інтервал Кіль- Діаме- Подача Макс. Втрати Питома витраДіаметри Втрати Швидкість Сумарні Час Час Сила Мінімальна Критерій проходки втулкою кість тр вту- насосів, робочий тиску в та промив. вибраних тиску в витікання втрати виходу одного удару швидкість використанасо- лок, мм л/с тиск стволі, рідини на 1 насадок, мм вибраних рідини із тиску, вибійної циклу струме- висхідно- ння гідравсів насосів, МПа площі вибою насадка насадок, МПа пачки, промив- ню, кН го потоку, лічної повід до МПа м3/с/м2 МПа м/с год ки, год м/с тужності 108,6| 57| 90| Внутрішний діаметр бурильних труб, мм 70| 57| 90| Внутрішний діаметр замків, мм Глибина зміни внутр. діаметрів бурильних труб, м 151|160|190| 127|159|229| Зовнішний діаметр бурильних труб, мм 168,3|159|229| Зовнішний діаметр замків, мм 151|160|190| Глибина зміни зовн. діаметрів бурильних труб, м Діаметр свердловини, мм Глибина зміни діаметрів свердловини, м Густина бурового розчину, кг/м3 Пластична в`язкість, мПа*с Динамічне напруження зсуву, дПа № 74 66 Захiдно-Соснiвська 1140 30 80 404|393,7| 190| 1840| Таблиця 8.7.2 190 1050 1050 1840 1 1 200 180 41,5 33,6 10 12,5 7,33 7,83 0,341 0,276 22,2;20,6;20,6 17,5;15,9;15,9 1,25 2,24 10,1 46,9 9,17 10,46 0,9 1,99 0,96 2,12 1,87 2,02 0,309 0,25 0,16 0,22 Результати розрахунку Інтервал Кіль- Діаме- Подача Макс. Втрати Питома витраДіаметри Втрати Швидкість Сумарні Час Час Сила Мінімальна Критерій проходки втулкою кість тр вту- насосів, робочий тиску в та промив. вибраних тиску в витікання втрати виходу одного удару швидкість використанасо- лок, мм л/с тиск стволі, рідини на 1 насадок, мм вибраних рідини із тиску, вибійної циклу струме- висхідно- ння гідравсів насосів, МПа площі вибою насадка насадок, МПа пачки, промив- ню, кН го потоку, лічної повід до МПа м3/с/м2 МПа м/с год ки, год м/с тужності 108,6| 57| 90| Внутрішний діаметр бурильних труб, мм 70| 57| 90| Внутрішний діаметр замків, мм Глибина зміни внутр. діаметрів бурильних труб, м 1723|1760|1840| Марка бурового насосу УНБ-600 Число пар. ходів поршня 65 Перепад тиску у вибійному двигуні, МПа ПРОМИВКА 190 - 1840 м 127| 159| 229| Зовнішний діаметр бурильних труб, мм 168,3| 159| 229| Зовнішний діаметр замків, мм Глибина зміни зовн. діаметрів бурильних труб, м 1723|1760|1840| Діаметр свердловини, мм Глибина зміни діаметрів свердловини, м Густина бурового розчину, кг/м3 Пластична в`язкість, мПа*с Динамічне напруження зсуву, дПа № 74 67 Захiдно-Соснiвська 1400 50 100 302| 305| 302|295,3| 100|1000|1840| 3400| Таблиця 8.7.3 1840 2630 2630 3400 1 1 170 160 28,8 25,2 14,5 16,5 11,13 11,3 0,421 0,368 22,2;20,6;20,6 17,5;15,9;15,9 0,741 1,55 11,1 40,6 12,22 13,12 1,56 2,38 1,78 2,71 1,1 1,39 0,41 0,359 0,06 0,12 Результати розрахунку Інтервал Кіль- Діаме- Подача Макс. Втрати Питома витраДіаметри Втрати Швидкість Сумарні Час Час Сила Мінімальна Критерій проходки втулкою кість тр вту- насосів, робочий тиску в та промив. вибраних тиску в витікання втрати виходу одного удару швидкість використанасо- лок, мм л/с тиск стволі, рідини на 1 насадок, мм вибраних рідини із тиску, вибійної циклу струме- висхідно- ння гідравсів насосів, МПа площі вибою насадка насадок, МПа пачки, промив- ню, кН го потоку, лічної повід до МПа м3/с/м2 МПа м/с год ки, год м/с тужності 108,6| 57| 84| Внутрішний діаметр бурильних труб, мм 70| 57| 84| Внутрішний діаметр замків, мм Глибина зміни внутр. діаметрів бурильних труб, м 3283|3320|3400| Марка бурового насосу УНБ-600 Число пар. ходів поршня 65 Перепад тиску у вибійному двигуні, МПа ПРОМИВКА 1840- 3400 м 127| 159| 216| Зовнішний діаметр бурильних труб, мм 168,3| 159| 216| Зовнішний діаметр замків, мм Глибина зміни зовн. діаметрів бурильних труб, м 3283|3320|3400| Діаметр свердловини, мм Глибина зміни діаметрів свердловини, м Густина бурового розчину, кг/м3 Пластична в`язкість, мПа*с Динамічне напруження зсуву, дПа № 74 68 Захiдно-Соснiвська 1100 30 55 221|222,8|222,8|217,3| 221|215,9| 100| 1750| 3050| 3330|3400| 3775| Марка бурового насосу УНБ-600 Число пар. ходів поршня 60 Перепад тиску у вибійному двигуні, МПа 4 ПРОМИВКА 3400- 3775 м Таблиця 8.7.4 3400 3775 2 140 25,8 22,5 13 0,705 19,1;17,5;17,5 0,881 31,6 18,11 1,09 1,42 0,95 0,816 0,05 Результати розрахунку Інтервал Кіль- Діаме- Подача Макс. Втрати Питома витраДіаметри Втрати Швидкість Сумарні Час Час Сила Мінімальна Критерій проходки втулкою кість тр вту- насосів, робочий тиску в та промив. вибраних тиску в витікання втрати виходу одного удару швидкість використанасо- лок, мм л/с тиск стволі, рідини на 1 насадок, мм вибраних рідини із тиску, вибійної циклу струме- висхідно- ння гідравсів насосів, МПа площі вибою насадка насадок, МПа пачки, промив- ню, кН го потоку, лічної повід до МПа м3/с/м2 МПа м/с год ки, год м/с тужності 108,6|85,2|108,6| 57|Т-БУР| Внутрішний діаметр бурильних труб, мм 70| 71| 70| 57| | Внутрішний діаметр замків, мм Глибина зміни внутр. діаметрів бурильних труб, м 2000|2650| 3677|3767| 3775| 127| 102| 127| 159| 172| Зовнішний діаметр бурильних труб, мм 168,3|133,4|168,3| 146| 172| Зовнішний діаметр замків, мм Глибина зміни зовн. діаметрів бурильних труб, м 2000| 2650| 3677|3767|3775| Діаметр свердловини, мм Глибина зміни діаметрів свердловини, м Густина бурового розчину, кг/м3 Пластична в`язкість, мПа*с Динамічне напруження зсуву, дПа № 74 69 Захiдно-Соснiвська 1100 50 80 221|222,8|222,8|217,3| 221|215,9| 100| 1750| 3050| 3330|3400| 3775| Марка бурового насосу УНБ-600 Число пар. ходів поршня 65 Перепад тиску у вибійному двигуні, МПа ПРОМИВКА 3400- 3775 м Таблиця 8.7.5 3400 3775 1 140 18,6 22,5 12,13 0,509 10,3;9,5;9,5 5,35 85,9 17,59 1,53 1,96 1,7 0,59 0,3 Результати розрахунку Інтервал Кіль- Діаме- Подача Макс. Втрати Питома витраДіаметри Втрати Швидкість Сумарні Час Час Сила Мінімальна Критерій проходки втулкою кість тр вту- насосів, робочий тиску в та промив. вибраних тиску в витікання втрати виходу одного удару швидкість використанасо- лок, мм л/с тиск стволі, рідини на 1 насадок, мм вибраних рідини із тиску, вибійної циклу струме- висхідно- ння гідравсів насосів, МПа площі вибою насадка насадок, МПа пачки, промив- ню, кН го потоку, лічної повід до МПа м3/с/м2 МПа м/с год ки, год м/с тужності 108,6|85,2|108,6| 57| Внутрішний діаметр бурильних труб, мм 70| 71| 70| | Внутрішний діаметр замків, мм Глибина зміни внутр. діаметрів бурильних труб, м 1900|3050| 3545|3775| 127| 102| 127| 159| Зовнішний діаметр бурильних труб, мм 168,3|133,4|168,3| 159| Зовнішний діаметр замків, мм Глибина зміни зовн. діаметрів бурильних труб, м 1900| 3050| 3545|3775| Діаметр свердловини, мм Глибина зміни діаметрів свердловини, м Густина бурового розчину, кг/м3 Пластична в`язкість, мПа*с Динамічне напруження зсуву, дПа № 74 70 71 9. КРІПЛЕННЯ СВЕРДЛОВИНИ. 9.1. Компонування і розрахунок обсадних колон. Компонування і розрахунок обсадних колон виконані з врахуванням вимог діючих інструкцій [63], [92], [111]. Розрахунок обсадних колон здійснений з урахуванням максимальних значень надлишкових зовнішніх і внутрішніх тисків, а також осьових навантажень. Проміжні обсадні колони розраховані з врахуванням заміщення бурового розчину газом у випадку газопроявлення. Результати розрахунку обсадних колон приведені в табл. 9.1.2-9.1.4. У зв’язку з незначною глибиною спуску кондуктора Ø 426 мм розрахунок останнього на міцність не проводиться. Кондуктор Ø 426 мм компонується із обсадних труб з трикутною різьбою сталі групи міцності Д та товщиною стінки б = 11 мм. Вага кондуктора складає: Q = 116,4 х 190 = 22116 кг Після розкриття інтервалів залягання текучих порід микитівської свити нижньої пермі по даних ГДС (РК, кавернометрія, профілеметрія) встановити інтервали, розміри, конфігурацію і швидкість затікання каверн. Враховуючи ці дані і динаміку зміни конфігурації каверн розробити і впровадити конкретні заходи по компонуванню, спуску і цементуванню 245 мм обсадної колони, які забезпечать попередження її деформації. Зворотні клапани і стикувальні пристрої для секційного спуску обсадних колон опресовуються на розрахунковий тиск на виробничій базі бурової організації. Для забезпечення герметичності верхньої частини експлуатаційної колони її приустьову частину дозволяється укомплектувати імпортними трубами відповідного діаметру, групи міцності та товщини стінки з високогерметичними з’єднаннями типу BDS, VAGT, VAM, SEC тощо. При згвинчуванні різьових з’єднань обсадних труб величина крутного моменту повинна відповідати рекомендаціям постачальників труб чи спеціальних інструкцій. Експлуатацію, зберігання, транспортування, відбракування і списання обсадних труб здійснювати згідно вимог [61]. 72 Таблиця 9.1.1 Зведені дані по компонуванню обсадних колон 1 2 3 Рівноміцна секція труб інтервал тип різь- діаметр, товщина сталь спуску, м бового мм стінки, групи з'єднання мм міцності 4 5 6 7 8 Кондуктор 1 1 190 - 0 трикутна 426 11,0 Д 1 1 1840 - 1200 А.ОТТМ 324 11,0 Д 1 1200 - 1000 А.ОТТМ 324 11,0 Е 2 1000 - 100 А.ОТТМ 324 9,5 Е 3 100 - 0 А.ОТТМ 324 11,0 Е 1 3400 - 3330 А.ОТТГ 245 12,0 Е 2 3330 - 3050 VAM 245 13,84 Р-110 3 3050 - 1750 А.ОТТГ 245 11,1 Е 1 1750 - 100 А.ОТТГ 245 11,1 Д 2 100 - 0 А.ОТТГ 245 12,0 Д 1 3775 - 3520 А.ОТТГ 140 10,5 Е 2 3520 - 3300 А.ОТТГ 140 10,5 Д 3 3300 - 3250 А.ОТТГ 168 10,6 Е 1 3250 - 1340 А.ОТТГ 168 10,6 Д 2 1340 - 570 А.ОТТГ 168 10,6 Е 3 570 - 0 А.ОТТГ 168 10,6 Л Найменування колон Номер секції роздільного номер спуску (знизу-вверх) І проміжна 2 1 ІІ проміжна 2 1 Експлуат. 2 Таблиця 9.1.2 ПАРАМЕТРИ СПУСКУ ТА ЦЕМЕНТУВАННЯ Густина бурового розчину нижче башмака (кг/м3): 1400**** Врахован мінімальний внутрішній тиску 0.6 від газопрояву **** Глибини спуску секцій: 1840/1200/ Густини пластових рідин за колоною (кг/м3): 1100/1100/ Густини опресувальних рідин (кг/м3): 1140/1140/ Густини бур. розчину за колоною (кг/м3): 1140/1140/ Середньозважені густини цементних розчинів (кг/м3): 1850/1850/ Густини продавлювальних рідин (кг/м3): 1140/1140/ ПАРАМЕТРИ СЛІДУЮЧОЇ КОЛОНИ: Відстань від устя до цементного розчину (м): 0 Глибина роздільного спуску (м): 1840/1700/ Середньозважена густина цем. роз. (кг/м3): 1950/1850/ ПАРАМЕТРИ ПОПЕРЕДНЬОЇ КОЛОНИ: Глибина установки башмака (м): 190 Густина пласт. води біля башмака (кг/м3): 1000 ПАРАМЕТРИ ОПРЕСУВАННЯ: Вар-ти опрес.: Без пакера Кое-нт перевищ. тиску опресування над максимально можливим: 1,1 Кое-нт перевищення тиску на поверхні: 1,05 ПАРАМЕТРИ ТИСКІВ: Від-нь від устя до рівня підіймання цем. розчину (м): 0 Від-нь від устя до рівня бур. розчину при поглинанні (м): 0 Глибина заміщення бур. розчину газом при газопроявленні (м): 1690 Глибина залягання газ. гор. при максимальному тиску на усті (м): 3365 Густина газу відносно повітря: 0,6 Густина рідини нижче башмака (кг/м3): 1100 Пластовий тиск на глибині башмака (МПА): 18,33 Тиск газу при газопроявленні або на глиб експлуатаційного об"єкта (МПА): 41,89 Тиск гідророзриву на глибині башмака: (МПА): 39,6 Назва родовища/площі: Захiдно-Соснiвська 74 Проміжна Довжина колони (м): 1840 Глибина установки фільтра (м): 0 Кількість клинів (шт) - 4 Довжина клина (мм): 400 ПАРАМЕТРИ ПІДБОРУ ТРУБ: Діаметр колони (мм) : 324 Глибина спуску (м): 1840 Тип труб : ОТТМ 1000 - 1840 (м) Товщини стінок (мм) 11/ Марки міцності Д/Е/ Тип труб : ОТТМ 0 - 1000 (м) Товщини стінок (мм) 9,5/11/ Марки міцності Е/ Розрахунок обсадної колони (Вхідні дані) 73 Вертикальна 1840 Закінчення таблиці 9.1.2 +===============+=====+=====+===========+============+=========+=======+======+=======+======+======+===============================+ | | | |Крит.надл. | | | | | |Розрах| | Запас міцності на кінець | | Тип |Група|Товщи|тиск при | Розрахун. |Інтервал |Довжина| Маса |Нарост.|внутр.| Тиск | (верх) інтервалу | | з"єднан. |міц- | на |двох осн. | зовнішній |спуску,м | секції|секції| маса | тиск |опрес.|-------------|-----------|-----| | труб |ності|стін-|навантаж. | тиск. | | | | |в кр- | труб |* Зов. надл. |В |Внут.|В кл.| | | | ки |(покрівля | (покрівля |---------| | | | лі | на | (покрівля |різь-|надл.|зах- | | | | |/ підошва) |/ підошва) |від | до | | | |інт-лу|поверх|/ підошва) |бах | |ваті | |===============+=====+=====+===========+============+=========+=======+======+=======+======+======+=============+=====+===========| | | | мм | МПа | МПа | м | м | м | т | т | МПа | МПа | | | | | |===================================================================================================================================| |Труби виконання ГОСТ 632-80 | |Опресовка без пакера | |Діаметр - 324 | |1 - секція колони тиск опресування - 15,02 | |ОТТМ |Д |11,00| 10,0/ 10,4| 3,99/ 6,11|1840|1200| 640| 55,87| 55,87| 15,49|16,27| 2,50/ 1,70| 5,96| 1,45| 3,26| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| |2 - секція колони тиск опресування - 23,67 | |ОТТМ |Е |11,00| 11,5/ 11,6| 6,97/ 8,36|1200|1000| 200| 17,46| 17,46| 24,06|25,26| 1,65/ 1,39|21,58| 1,36|14,60| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| |ОТТМ |Е | 9,50| 7,2/ 7,5| 0,70/ 6,97|1000| 100| 900| 68,49| 85,95| 23,71|24,89| 10,27/ 1,08| 3,75| 1,19| 2,57| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| |ОТТМ |Е |11,00| 11,1/ 11,1| 0,10/ 0,70| 100| 0| 100| 8,73| 94,68| 23,67|24,85| 15,88/ 15,95| 3,98| 1,38| 2,69| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| |Максимальний тиск біля башмака колони = 32,36 | |Тиск на гирлі при опресуванні цементного кільця = 13,40 | |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| Захiдно-Соснiвська 74 Проміжна Розрахунок обсадної колони (Таблиця розрахунку) 74 ПАРАМЕТРИ СПУСКУ ТА ЦЕМЕНТУВАННЯ Густина бурового розчину нижче башмака (кг/м3): 1100 Густина рідини у випадку газонафтопроявлення :(кг/м3) 1100 Глибини спуску секцій: 3400/1750/ Густини пластових рідин за колоною (кг/м3): 1100/1100/ Густини опресувальних рідин (кг/м3): 1400/1400/ Густини бур. розчину за колоною (кг/м3): 1400/1400/ Середньозважені густини цементних розчинів (кг/м3): 1950/1850/ Густини продавлювальних рідин (кг/м3): 1400/1400/ ПАРАМЕТРИ ГАЗОНОСНИХ ПЛАСТІВ Глибини покрівель (м): 3365/ Глибини підошв: 3395/ Градієнти покрівель ((МПа)/м)*100): 1,27/ Градієнти підошв ((МПа)/м)*100): 1,26/ ПАРАМЕТРИ ТЕКУЧИХ ПЛАСТІВ: Глибини покрівель (м): 3100/ Глибини підошв: 3280/ Щільність породи покрівель (кг/м3): 2130/ Щільність породи підошв (кг/м3): 2130/ ПАРАМЕТРИ СЛІДУЮЧОЇ КОЛОНИ: Відстань від устя до цементного розчину (м): 0 Глибина роздільного спуску (м): 3400/3250/ Середньозважена густина цем. роз. (кг/м3): 1400/1850/ ПАРАМЕТРИ ПОПЕРЕДНЬОЇ КОЛОНИ: Глибина установки башмака (м): 1840 Густина пласт. води біля башмака (кг/м3): 1100 ПАРАМЕТРИ ОПРЕСУВАННЯ: Вар-ти опрес.: Без пакера Кое-нт перевищ. тиску опресування над максимально можливим: 1,1 Кое-нт перевищення тиску на поверхні: 1,05 ПАРАМЕТРИ ТИСКІВ: Від-нь від устя до рівня підіймання цем. розчину (м): 0 Від-нь від устя до рівня бур. розчину при поглинанні (м): 1710 Глибина заміщення бур. розчину газом при газопроявленні (м): 1710 Глибина залягання газ. гор. при максимальному тиску на усті (м): 3410 Густина газу відносно повітря: 0,61 Густина рідини нижче башмака (кг/м3): 1100 Пластовий тиск на глибині башмака (МПА): 36,29 Тиск газу при газопроявленні або на глиб експлуатаційного об"єкта (МПА): 19,43 Тиск гідророзриву на глибині башмака: (МПА): 73,1 Назва родовища/площі: Захiдно-Соснiвська 74 Проміжна Довжина колони (м): 3400 Глибина установки фільтра (м): 0 Кількість клинів (шт) - 4 Довжина клина (мм): 400 ПАРАМЕТРИ ПІДБОРУ ТРУБ: Діаметр колони (мм) : 245 Глибина спуску (м): 3400 Тип труб : ОТТГ 3330 - 3400 (м) Товщини стінок (мм) 12/ Марки міцності Е/ Діаметр колони (мм) : 245 Глибина спуску (м): 3330 Тип труб : АНІ трапец. 3050 - 3330 (м) Товщини стінок (мм) 13,84/ Марки міцності P-110/ Діаметр колони (мм) : 245 Глибина спуску (м): 3050 Тип труб : ОТТГ 1750 - 3050 (м) Товщини стінок (мм) 11,1/ Марки міцності Е/ Тип труб : ОТТГ 0 - 1750 (м) Товщини стінок (мм) 11,1/12/ Марки міцності Д/ Розрахунок обсадної колони (Вхідні дані) Таблиця 9.1.3 75 Вертикальна 3400 Закінчення таблиці 9.1.3 +===============+=====+=====+===========+============+=========+=======+======+=======+======+======+===============================+ | | | |Крит.надл. | | | | | |Розрах| | Запас міцності на кінець | | Тип |Група|Товщи|тиск при | Розрахун. |Інтервал |Довжина| Маса |Нарост.|внутр.| Тиск | (верх) інтервалу | | з"єднан. |міц- | на |двох осн. | зовнішній |спуску,м | секції|секції| маса | тиск |опрес.|-------------|-----------|-----| | труб |ності|стін-|навантаж. | тиск. | | | | |в кр- | труб |* Зов. надл. |В |Внут.|В кл.| | | | ки |(покрівля | (покрівля |---------| | | | лі | на | (покрівля |різь-|надл.|зах- | | | | |/ підошва) |/ підошва) |від | до | | | |інт-лу|поверх|/ підошва) |бах | |ваті | |===============+=====+=====+===========+============+=========+=======+======+=======+======+======+=============+=====+===========| | | | мм | МПа | МПа | м | м | м | т | т | МПа | МПа | | | | | |===================================================================================================================================| |Труби виконання ГОСТ 632-80 | |Опресовка без пакера | |Діаметр - 245 | |1 - секція колони тиск опресування - 19,97 | |ОТТГ |Е |12,00| 29,2/ 29,3|23,94/ 18,45|3400|3330| 70| 4,98| 4,98| 29,77|31,26| 1,22/ 1,59|63,06| 1,59|45,40| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| |АНІ трапец. |P-110|13,84| 54,1/ 54,6|22,91/ 23,94|3330|3050| 280| 22,33| 27,30| 28,94|30,39| 2,36/ 2,28|28,41| 2,59|14,83| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| |ОТТГ |Е |11,10| 22,6/ 24,0|18,45/ 22,91|3050|1750| 1300| 85,80| 113,10| 25,12|26,37| 1,22/ 1,05| 2,55| 1,74| 1,86| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| |2 - секція колони тиск опресування - 20,07 | |ОТТГ |Д |11,10| 18,1/ 20,2| 1,09/ 18,45|1750| 100| 1650|108,90| 108,90| 20,36|21,38| 16,60/ 1,09| 2,31| 1,48| 1,38| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| |ОТТГ |Д |12,00| 21,0/ 21,1| 0,10/ 1,08| 100| 0| 100| 7,11| 116,01| 20,07|21,07| 19,45/ 19,59| 2,33| 1,62| 1,39| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| |Максимальний тиск біля башмака колони = 60,60 | |Тиск на гирлі при опресуванні цементного кільця = 16,94 | |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| Захiдно-Соснiвська 74 Проміжна Розрахунок обсадної колони (Таблиця розрахунку) 76 ПАРАМЕТРИ СПУСКУ ТА ЦЕМЕНТУВАННЯ Густина бурового розчину нижче башмака (кг/м3): 0 Густина рідини у випадку газонафтопроявлення :(кг/м3) 0 Глибини спуску секцій: 3775/3250/ Густини пластових рідин за колоною (кг/м3): 1100/1100/ Густини опресувальних рідин (кг/м3): 1000/1000/ Густини бур. розчину за колоною (кг/м3): 1100/1100/ Середньозважені густини цементних розчинів (кг/м3): 1400/1850/ Густини продавлювальних рідин (кг/м3): 1100/1100/ ПАРАМЕТРИ ГАЗОНОСНИХ ПЛАСТІВ Глибини покрівель (м): 3410/ Глибини підошв: 3760/ Градієнти покрівель ((МПа)/м)*100): 1/ Градієнти підошв ((МПа)/м)*100): 1/ ПАРАМЕТРИ ПЕРФОРАЦІЇ: Глибини покрівель (м): 3410/ Глибини підошв: 3760/ Кое-нт запасу міцності: 1,2/ ПАРАМЕТРИ ПОПЕРЕДНЬОЇ КОЛОНИ: Глибина установки башмака (м): 3400 Густина пласт. води біля башмака (кг/м3): 1100 ПАРАМЕТРИ ОПРЕСУВАННЯ: Вар-ти опрес.: Без пакера Кое-нт перевищ. тиску опресування над максимально можливим: 1,1 Кое-нт перевищення тиску на поверхні: 1,05 ПАРАМЕТРИ ТИСКІВ: Від-нь від устя до рівня підіймання цем. розчину (м): 0 Від-нь від устя до рівня бур. розчину при поглинанні (м): 0 Глибина заміщення бур. розчину газом при газопроявленні (м): 3410 Глибина залягання газ. гор. при максимальному тиску на усті (м): 3410 Густина газу відносно повітря: 0,61 Густина рідини нижче башмака (кг/м3): 0 Пластовий тиск на глибині башмака (МПА): 40,64 Тиск газу при газопроявленні або на глиб експлуатаційного об"єкта (МПА): 19,43 Тиск гідророзриву на глибині башмака: (МПА): 0 Мінімальний внутрішній тиск при закінченні експлуатації (МПА): 1 Назва родовища/площі: Захiдно-Соснiвська 74 Експлуатаційна Довжина колони (м): 3775 Глибина установки фільтра (м): 0 Кількість клинів (шт) - 4 Довжина клина (мм): 400 ПАРАМЕТРИ ПІДБОРУ ТРУБ: Діаметр колони (мм) : 140 Глибина спуску (м): 3775 Тип труб : ОТТГ 3520 - 3775 (м) Товщини стінок (мм) 10,5/ Марки міцності Е/ Тип труб : ОТТГ 3300 - 3520 (м) Товщини стінок (мм) 10,5/ Марки міцності Д/ Діаметр колони (мм) : 168 Глибина спуску (м): 3300 Тип труб : ОТТГ 1340 - 3300 (м) Товщини стінок (мм) 10,6/ Марки міцності Д/Е/ Тип труб : ОТТГ 570 - 1340 (м) Товщини стінок (мм) 10,6/ Марки міцності Е/ Тип труб : ОТТГ 0 - 570 (м) Товщини стінок (мм) 10,6/ Марки міцності Л/ Розрахунок обсадної колони (Вхідні дані) Таблиця 9.1.4 77 Вертикальна 3775 Закінчення таблиці 9.1.4 +===============+=====+=====+===========+============+=========+=======+======+=======+======+======+===============================+ | | | |Крит.надл. | | | | | |Розрах| | Запас міцності на кінець | | Тип |Група|Товщи|тиск при | Розрахун. |Інтервал |Довжина| Маса |Нарост.|внутр.| Тиск | (верх) інтервалу | | з"єднан. |міц- | на |двох осн. | зовнішній |спуску,м | секції|секції| маса | тиск |опрес.|-------------|-----------|-----| | труб |ності|стін-|навантаж. | тиск. | | | | |в кр- | труб |* Зов. надл. |В |Внут.|В кл.| | | | ки |(покрівля | (покрівля |---------| | | | лі | на | (покрівля |різь-|надл.|зах- | | | | |/ підошва) |/ підошва) |від | до | | | |інт-лу|поверх|/ підошва) |бах | |ваті | |===============+=====+=====+===========+============+=========+=======+======+=======+======+======+=============+=====+===========| | | | мм | МПа | МПа | м | м | м | т | т | МПа | МПа | | | | | |===================================================================================================================================| |Труби виконання ГОСТ 632-80 | |Опресовка без пакера | |Діаметр - 140 | |1 - секція колони тиск опресування - 12,50 | |ОТТГ |Е |10,50| 62,6/ 63,3|37,00/ 39,74|3775|3520| 255| 8,75| 8,75| 9,05|11,50| 1,69/ 1,59|17,36| 8,00|14,33| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| |ОТТГ |Д |10,50| 43,9/ 44,5|34,62/ 36,98|3520|3300| 220| 7,55| 16,29| 9,26|11,50| 1,27/ 1,20| 8,10| 5,39| 5,49| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| |Діаметр - 168 | |ОТТГ |Е |10,60| 47,0/ 47,1|34,08/ 34,61|3300|3250| 50| 2,11| 18,41| 9,31|11,50| 1,38/ 1,36|10,21| 6,52| 8,05| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| |2 - секція колони тиск опресування - 33,00 | |ОТТГ |Д |10,60| 31,1/ 35,4|13,47/ 34,07|3250|1340| 1910| 80,79| 80,79| 31,68|33,27| 2,31/ 1,04| 2,00| 1,32| 1,31| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| |ОТТГ |Е |10,60| 42,4/ 43,9| 5,16/ 13,46|1340| 570| 770| 32,57| 113,36| 32,44|34,06| 8,21/ 3,26| 1,66| 1,87| 1,31| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| |ОТТГ |Л |10,60| 47,8/ 48,9| 0,10/ 5,15| 570| 0| 570| 24,11| 137,48| 33,00|34,65| 9,28/ 9,50| 1,50| 2,19| 1,33| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| Захiдно-Соснiвська 74 Експлуатаційна Розрахунок обсадної колони (Таблиця розрахунку) 78 215,9 ОБТ Ж, довжина, м тип центора 5 ОБТ Ж, довжина, м 6 7 тип центора 295,3 393,7 КЛС КЛС 216-10м 229-10м ДП-172ПСТ.Л 216-10м 229-10м 215,9 295,3 КЛС 393,7 КЛС КЛС 229-10м КЛС 550 229-10м КЛС 550 4 ОБТ Ж, довжина, м 159-90 м 159-37м 159-37м 216-60м 159-9м 229-60м 8 229-10м число обертів долота, об/хв -//- -//- -//- з навісу 9 45 80 60 45 10 25 25 33 31 11 Примітка: 1) В процесі проведення робіт по підготовці ствола свердловини до спуску обсадної колони, при першому шаблонуванні, застосовувати КНБК, яка використовувалась при бурінні даного інтервалу. В подальшому, враховуючи фактичні дані ГДС, жорсткість наступних КНБК збільшувати поетапно, але не більше ніж в 1,2 рази у порівнянні з попередньою [75]. СЗ-ГАУ R439 /168 245 295,3 КЛС 393,7 КЛС С-ЦГВУ D117 Ш 295,3 324 МС-ЦГАУ R415-1 140/ Ш 215,9 550 КЛС М-ЦГВ D162 Ш 393,7 Діаметр 3 РШ тип долота 2 Ш 393,7 тип центора 1 426 продуктивність, л/с Режим проробки у випадку посадок бур.інструмента при б і 30 25 20 20 12 швидкість проробки, м/год Компоновка низу бурильної колони навантаження, кН Таблиця 9.2 Підготовка ствола свердловини до спуску обсадних колон 79 1 2 кондуктор, 426 башмак клапан звор. мм кільце стоп пробка продав. 1 проміжна, 324 башмак клапан звор. мм 1сек центратор 1 проміжна, 324 стикув. пристр. клапан звор. мм 2сек пробка продав. центратор 2 проміжна, 245 башмак клапан звор. мм 1сек центратор турбулізатор 2 проміжна, 245 стикув. пристр. пробка продав. мм 2сек центратор експлуатаційна, башмак 140/168 мм 1сек клапан звор. турбулізатор пакер заколонний перехідник центратор Найменування і Ø колон, мм Найменування елементів оснастки НТЦ-168/217 ПО-168К Х 140К ЦТ 140/191-216 ЦКОМ М 168-ОТТМ БП-168-ОТТМ НТЦ-245/295 ОПП-245 ТО СКС-245 ЦТ 245/295 НТЦ-245/295 ЦКОМ М 245-ОТТМ БП-245-ОТТМ НТЦ-324 ОПП-324 ЦКОМ М 324-ОТТМ 324 мм НТЦ-324 ЦКОМ М 324-ОТТМ БП-324 ПП-407Х426 КЛ.СТОП-426 тарільчатий-426 БП-426-ОТТМ 3 Шифр елемента оснастки ОСТ 39-137-81 FREECAP (Cement Assurance або ін.) ТУ 39-01-08-284-77 ОСТ 26_02-227-71 ТУ 39-01-08-284-77 ТОВ "Карбон" ТУ 39-208-76 ОСТ 26_02-227-71 ТУ 39-208-76 власне виготовлення 4 ОСТ 26_02-227-71 власне виготовлення ТУ 26-02-245-70 ТУ 39-208-76 ОСТ 26_02-227-71 ДСТ, ГСТ, ТУ 188 188 216 194 293 273 236 270 270 351 335 413 410 351 351 118 142 156 248 219 321 308 350 0,283 0,625 0,325 0,115 0,2 1,3 0,32 0,785 0,265 0,35 0,51 0,022 0,62 0,865 0,35 0,014 0,042 0,032 0,003 0,008 0,011 0,09 0,057 0,077 0,025 0,0064 0,074 0,154 0,077 Технічна характеристика діаметр,мм довмаса, зовн внут жит на,м 5 6 7 8 451 407 1,085 0,259 Таблиця 9.3. Елементи оснастки обсадних колон 9 1 1 1 1 1 2 16 1 2 1 25 1 2 55 52 1 1 58 1 2 19 1 1 2 10;20 0-375 * 475 475-525 1650-3400 10;20 0-1650 0-1560 1650 640-1650 1;10 0-640 640 641;650 1 10 10 Кіль- Віддаль від кість баш-мака, шт м 80
