Технология и техника строительства эксплуатационной скважины №1221 на Рогожниковском нефтегазоконденсатном месторождении

1.

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Технология и техника строительства эксплуатационной
скважины №1221 на Рогожниковском
нефтегазоконденсатном месторождении
Выполнил студент группы НДб-19-1:
Мачихо К.А.
Дипломный руководитель:
Бузанов К.В.

2.

Географо-экономическая характеристика
месторождения

3.

Литология и стратиграфия
Таблица 1 – Фильтрационно-ёмкостные свойства Рогожниковского месторождения

4.

Профиль скважины
Тип профиля: пятиинтервальный с
горизонтальным участком
Длина по стволу: 2680 м
Длина по вертикали: 1680 м
Номер
Вертикальн
Горизонтал
ая
ьная
проекция,
проекция м
м
Длина по
стволу, м
Зенитный
угол в
конце
интервала
град.
1
0
780
780
0
2
663
833
1151
77
3
152
19
154
88,7
4
354,9
8
355
88,7
по
1169,9
1680
2680
88,7

5.

Конструкция скважины
Направление
Кондуктор
Глубина спуска: 40
Диаметр трубы: 426
Диаметр долота: 490
Глубина спуска: 621
Диаметр трубы: 324
Диаметр долота: 393,7
Экспл. Колонна
Хвостовик
Глубина спуска: 1875
Диаметр трубы:177,8
Диаметр долота: 219,9
Глубина спуска: 2680
Диаметр трубы: 114,3
Диаметр долота:152,4

6.

Долота
Направление
Шарошечное: III
490 мм МСЗЦВГУ
Кондуктор
Эксплуатационная
Хвостовик
Долото шарошечное Долото PDC295,3 FD257 SM – Долото PDC6 ”
M813NBPX
15-1/2" XR+VС
A47M
(152,4 мм) IADC M223
(393.7 мм) IADC 115 (11 5/8”) IADC M233

7.

Режим бурения
Интервал, м
от
30
621
2635
до
621
2635
2680
Осевая нагрузка, кН
8,5
11,3
8

8.

Буровые растворы
Направление: Полимер-глинистый
Плотность 1.01 г/см3
Кондуктор: Полимер-глинистый
Плотность 1.18 г/см3
Эксплуатационная: Полиплас
Плотность 1.12 г/см3
Хвостовик: KCl – Фло-Тру
Плотность 1.1 г/см3

9.

Обвязка устья скважины
1 - плашечный превентор; 2 задвижка с гидравлическим
управлением; 3 - устьевая
крестовина; 4 - манометр с запорным
и разрядным устройствами и
разделителем сред; 5 - кольцевой
превентор; 6 - дроссель
регулируемый с ручным
управлением; 7 - задвижка с ручным
управлением; 8 - гаситель потока; 9 вспомогательный пульт; 10 - станция
гидропривода; 11 - обратный клапан

10.

Изучение параметров гель-раствора для бурения
неустойчивых горных пород
При строительстве скважин в
условиях неустойчивых горных
пород и солесодержащих пород
к буровому раствору
предъявляются более высокие
требования. Он должен
обладать ингибирующими и
инкапсулирующими свойствами.
В связи с этим разработка таких
систем имеет очень большое
значение.
Таблица 11.1 – Композиционный состав промывочного
гель-раствора
№ Рецептура
1
2
3
4
5
6
7
1% NaOH+3%кр.+7%
Na2SiO3+25%NaCl+5%
глинозема
1% NaOH+3%кр.+7%
Na2SiO3+25%NaCl+10%
глинозема
1% NaOH+3%кр.+7%
Na2SiO3+25%NaCl+15%
глинозема
1% NaOH+3%кр.+7%
Na2SiO3+25%NaCl+20%
глинозема
1% NaOH+3%кр.+7%
Na2SiO3+25%NaCl+25%
глинозема
1% NaOH+3%кр.+7%
Na2SiO3+25%NaCl
1% NaOH+3%кр.+7%
Na2SiO3+5% глинозема
Параметры растворов
ρ,
В, с Ф,
СНС,
кг/м3
см3/ дПа
30
мин.
1220
36
9
10/13
Толщ.
корки,
мм
рН
Сут.
отстой
С,
кг/м3
1
6
4
0,01
1240
40
7,5
8/12
пленка
4-5
0
0,0
1270
44
6
2/4
пленка
3
0
0,0
1290
48
4
1/3
пленка
3
0
0,0
1310
52
3,5
0/4
пленка
3
0
0,0
1200
18
12
0/1
пленка
10
-
-
1070
84
23
41/45
3
7
-
-

11.

Изучение параметров гель-раствора для бурения
неустойчивых горных пород
№
1
2
3
4
5
6
Рецептура
Исходный раствор 1%
NaOH+3%кр.+7%
Na2SiO3+25%NaCl+5%
глинозема
Раствор №1+10%
бентонитовой глины
Раствор №1+10%
константиновской глины
Раствор №1+10% гипса
Раствор №1+10%
аскангеля
Раствор №1+10%
константиновской глины +
5% гипса
Параметры растворов
ρ,
В, с Ф,
СНС,
кг/м3
см3/3 дПа
0 мин.
1220
36
9
10/13
Толщ.
корки
мм
1
рН
Сут.
отстой
С,
кг/м3
6
4
0,01
Таблица 11.3 – Регулирование свойств
промывочной жидкости добавками различного
назначения
№ Рецептура
1290
64
8,5
36/41
2
8
5
0,01
1260
50
18
6/9
2
6
7
0,01
1260
1270
32
40
6
5
6/9
3/5
0,5
0,5
7
6
12
24
0,02
0,05
1280
44
7
5/10
пленка
6
8
0,02
Таблица 11.2 – Влияние различных добавок на
параметры гель-раствора
1
2
3
Исходный раствор 1%
NaOH+3%кр.+7%
Na2SiO3+25%NaCl+5%
глинозема
Раствор №1+10%
бентонитовой глины
Раствор №1+10%
константиновской глины
4
Раствор №1+10% гипса
5
Раствор №1+10%
аскангеля
Параметры растворов
ρ,
В, с Ф,
СНС,
кг/м
см3/
дПа
3
30
мин.
128
32
9
4/6
0
Толщ.
корки
мм
рН
Сут.
отстой
С,
кг/м3
пленка
6
8
0,01
127
0
131
0
40
6
1/4
0,5
5
10
0,01
36
4
1/3
1
6
оседание
глины
126
0
129
0
44
12
9/18
2
5
6
оседан
ие
глины
0,02
76
5
10/11
1
5
6
0,02

12.

Изучение параметров гель-раствора для бурения
неустойчивых горных пород
Таблица 11.4 – Глиноемкость засоленного гельраствора
№
Рецептура
Параметры растворов
ρ, кг/м3
Т, с
В, см3/30
мин.
СНС,
дПа
Толщ.
корки мм
рН
1
Исходный раствор 1%
NaOH+3%кр.+7%
Na2SiO3+25%NaCl+5% глинозема
1220
36
9
10/13
1
6
2
Раствор №1+1% пластовой глины
1230
38
8
13/17
0,5
6-7
3
Раствор №1+3% пластовой глины
1240
40
6,5
18/21
0,5
7
4
Раствор №1+5% пластовой глины
1250
44
5
23/29
0,5
7-8
5
Раствор №1+10% пластовой глины
1280
48
4,5
25/31
0,5
8
6
Раствор №1+20% пластовой глины
1320
52
4,5
35/39
1
8-9
Как показывает таблица 11.4,
значительное насыщение гельраствора пластовой
тонкодисперсной глиной не
вызывает ухудшения его
свойств, и, наоборот, имеет
место предельно допустимое
повышение структурных
показателей и снижение
водоотдачи.

13.

Изучение параметров гель-раствора для бурения
неустойчивых горных пород
Выводы:
Промывочный гель-раствор по своим параметрам удовлетворяет требованиям
бурения глубоких скважин, разрез которых представлен глинистыми, сульфатными,
песчаными и солесодержащими породами.
Промывочный гель-растовор обладает некоторыми характерными особенностями:
-позволяет отказаться от наполнителя;
-в результате изменения количества соли и очищенного глинозема регулирует
водоотдачу, вязкость и плотность в пределах 1200-1300 кг/м3.
Оказывает крепящее действие на глинистые и галоидные горные породы.
Предварительные исследования показали возможность применения гель-раствора без
ингибиторов при работе стальными бурильными трубами, а трубами из легкого сплава
– только в случае если содержание сернокислого алюминия в раствор не превышает
5-7%.
Промывочный гель-раствор на основе очищенного глинозема можно рекомендовать
для бурения скважин с температурой 125°С.

14.

30
0,15
6
1
Коли
Коли
Коли
честв
честв
Врем честв Врем
Вре
о
о
я
о
я
мя
свеч
свеч
труб
ей
ей
2
0,05
3
0,3
2
0,05
0,008 0,22
3
5
3
Всего времени
0
Всег
о
Подъем
инструмен
та
Время на ремонтные
работы
До
Наращиван
ие
Подготовительные
работы
Время на прочие
работы
От
На 1
мет
р
Спуск
инструмент
а
Время на смену
долота
Время
бурения в
часах
Итого
Бурен
ие
Интерва
л
бурения
Количество
долблений
Наименование работ
Технико-экономические показатели
10
5
15
Спуск и крепление направления 298 мм
Бурен
ие
30
621
0,18
133
1
33
0,08
66
6.6
33
20
0,09
0,25
0,40
5
24
16
4
6
Спуск и крепление кондуктора 219 мм
Бурен
ие
62
1
263
5
0,32
762
5
108
2.88
215
21
108
24
3
0,083 1.35
28
81
7
15
Спуск и крепление эксплуатационной колонны 178 мм
Бурен
ие
26
35
368
0
0,22
11
1
3
0.08
4
0.4
3
Спуск и крепление хвостовика 114 мм
Всего по скважине: (46.6 сут)
170
0.08 0,083
822
30
0.03
6
10
22
7
29
10
1120

15.

График 16.4.1 -Структура сметной стоимости строительства скважины с НДС
0%
0%
1%
10%
4%
32%
37%
7%
3%
6%
Фонд оплаты труда
Амортизационные отчисления
Материальные затраты
Накладные расходы
Компенсационные затраты
Резерв на непредусмотренные затраты
Прочие
Плановые накопления
НДС
Социальное страхование

16.

Заключение
Бурение эксплуатационной скважины № 1221 на Рогожниковском нефтегазоконденсатном
месторождении характеризуется непрерывным продвижением скважин и циклическим
характером работы, т.е. непосредственное разрушение породы забоя скважины буровым
долотом сменяется подъёмом бурильной колонны для замены износившегося долота на
новое и спуска его на забой. Бурение эксплуатационной скважины № 1221 на
Рогожниковском нефтегазоконденсатном месторождении сопровождается креплением
ствола скважины обсадными колоннами, а также вспомогательными и ремонтными
работами, которые в основном носят также циклический характер. Главные критерии
оценки эффективности буровых работ – скорость бурения, стоимость метра проходки,
качество строительства скважин и доведение их до проектных глубин. Эффективность
буровых работ эксплуатационной скважины № 1221 на Рогожниковском
нефтегазоконденсатном месторождении возрастает с уменьшением количества рейсов,
затрачиваемых на бурение скважины в конкретных горно-технологических условиях,
времени, расходуемого в среднем на один рейс, увеличением скорости цикла
строительства скважины, а также уменьшением доли всех затрат, связанных с
ликвидацией последствий аварий, осложнений, брака в работе и простоев скважин по
организационным причинам.

17.

Спасибо за внимание.