Контроль параметров в процессе строительства скважин с получением необходимого объема информации

СОДЕРЖАНИЕ
1.ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ…………………………………………….……………..8
2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ………………………………………….……...9
    Введение………………………………………………………………….…......9
    2.1 Общие сведения о районе ведения буровых работ………………....12
    2.2 Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние 3 года и задачи на ближайший год……………………………………………...13
    2.3 Основные сведения о геологическом строении месторождения, газо-нефтеводоносности, степени геологической изученности, горно-геологических условиях бурения……………………………………………….16
    2.4 Обоснование и расчет профиля проектной скважины……………..19
    2.5 Обоснование выбора типа промывочной жидкости и свойств ее для бурения различных интервалов проектной скважины………………….…..24
    2.6 Обоснование выбора способов бурения по интервалам глубин, разработка режима бурения проектной скважины и выбор гаммы долот. 29
    2.7 Выбор и расчет компоновок бурильной колонны для бурения различных горизонтов…………………………………………………………....42
    2.8 Обоснование выбора реагентов для химической обработки  и материалов для приготовления и регулирования свойств промывочной жидкости…………………………………………………………………………48
    2.9 Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам глубины………………………………………………………………………….…53
    2.10 Обоснование выбора оборудования для бурения проектной скважины и разработка плана размещения его и обвязки…………..…..…59
    
    
    



    2.11 Обоснование выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения оси скважины, свойств промывочной жидкости и состояния скважины…………………………………………………………………………..63
3.ПРОФИЛИРУЮЩИЙ РАЗДЕЛ...……………………………………………….75
    Введение……………………………………………………………………….75
    3.1 Показания, измеряемые в процессе бурения………………….…….81
    3.2 Современная аппаратура для снятия показания в процессе бурения…………………………………………………………………………..…89
    3.3 Эффективность системы ДЭЛ-150 ………………………………...….90
    Выводы………………………………………………………………………...93
4.ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ………………………………………………….94
5.БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ РАБОТЫ…………………………107
ЗАКЛЮЧЕНИЕ…...………………….…………………………………………....117
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…...………………………...118
ПРИЛОЖЕНИЯ














ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ПВО - противовыбросовое оборудование
ГГК - гамма-гамма каротаж
АКЦ - акустический цементомер
СГДТ – селективный гамма-дефектомер-толщиномер
ГИС - геофизические исследования скважин
КС – кажущиеся сопротивления
ПС – метод потенциалов собственной поляризации
РК – радиоактивный каротаж
БКЗ – боковое каротажное зондирование 
ИК – инфракрасная спектрометрия
ЯМК – ядерно-магнитный каротаж
НГК – нейтронный гамма кароаж
ИМММ - инклинометрия  
ЛЭП – линии электропередач
СПО - спуско-подъемные операции
КНБК - компоновка низа бурильной колонны
ПКР - пневматический клиньевой захват
УБТ - утяжеленные бурильные трубы
ГТН - геолого-технический наряд
СНС - статическое напряжение сдвига
КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза
ЕВС - естественная водная суспензия
ПАВ - поверхностные активные вещества
ПАА - полиакрилламид
ВЗД - винтовой забойный двигатель
УБТ - утяжеленные бурильные трубы 
ТБПВ - трубы бурильные с приваренными соединительными концами к трубной заготовке с высаженными наружу концами
1.ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Таблица 1.1 – Исходные данные для проектирования
№ п/п
Исходные данные
Расшифровка
Единицы измерения
Интервалы, м




от
до
1
2
3
4
5
6
1. 
Месторождение
Зычебашское



2. 
Площадь




3. 
Цель бурения
Эксплуатационная



4. 
Проектная глубина
по вертикали
Н
м
0
1804
5. 
Диаметр эксплуатационной колонны
Dэ.к.
м
0,168
6. 
Характеристика геологического разреза
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, Физико-механические свойства пород, Возможные осложнения
7. 
Интервал кровли продуктивного горизонта по вертикали
Нк
м
1700
8. 
Способ вскрытия продуктивного пласта


Роторным способом или ГЗД
9. 
Пластовые давления по разрезу
Рпл
МПа
15
10. 
Давления гидроразрыва 
Ргр
МПа
-
11. 
Вид профиля


Наклонно-направленный
12. 
Альтитуда
Аlt
м
300
13. 
Смещение 
А
м
393
14. 
Азимут бурения
Аз
Град
118
15. 
Радиус круга
R
м
50













2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
     Введение 
    Объединение "Татнефть"– одно из крупнейших нефтегазодобывающих объединений страны. Объединение является сложным производственным комплексом; располагает огромными производственными мощностями и высокоразвитой социальной инфраструктурой. За исторически короткий срок им добыто 3 млрд. тонн нефти, 100 млрд. м3 попутного нефтяного газа. 
    Полувековая история «Татнефти» - это история развития и формирования одной из крупнейших нефтяных компаний России. За короткий исторический срок республика стала регионом большой нефти. Все эти годы неизменными слагаемыми в работе «Татнефти» оставались высокий профессионализм, смелость и взвешенность, умение мобилизовывать все силы и ресурсы для решения сложнейших проблем.
    ПАО «Татнефть» обладает мощным производственным, техническим и
интеллектуальным потенциалом. С самого начала создания «Татнефть» была полигоном для испытания новой техники и технологии. И сегодня акционерное общество признано в деловых нефтяных кругах России как высокотехнологичное, современное предприятие. Здесь успешно применяются новые технологии, которые позволяют эффективно разрабатывать нефтяные месторождения и комплексно решать возникающие проблемы.
    Ежегодно ПАО «Татнефть» увеличивает объемы добычи нефти. «Татнефть» владеет большей частью лицензий на разведку и добычу нефти на территории Республики Татарстан и расширяет ресурсную базу за счет освоения месторождений на других территориях. Ведутся опытно-промышленные работы по разработке месторождений сверхвязкой нефти.
    Производственная деятельность Компании отвечает высоким стандартам экологической и промышленной безопасности.
    Основная доля текущей добычи нефти (77,8%) приходится на шесть крупных месторождений: Ромашкинское, Сабанчинское, Ново-Елховское, Первомайское, Бондюжское. При этом около 60% добычи обеспечивается Ромашкинским нефтяным месторождением.
     В сентябре 2015 года достигнут максимальный уровень добычи нефти в кризисный период. По сравнению с 2014 годом добыча нефти по ОАО «Татнефть» увеличилась на 0,1% и составила 25,766 млн.тонн.
    В целом по Группе «Татнефть» в 2015 году объем добычи составил 26,06 млн.тонн нефти (100,5% к уровню 2014 года).
    Компании открыто шестнадцать месторождений, в том числе десять в Республике Татарстан, три - в Самарской и два - в Оренбургской областях, а также одно месторождение за рубежом в Сирии. 
    Прирост извлекаемых запасов нефти и конденсата по Группе компаний "Татнефть" по категории А+В+С1+С2 составил более 62,7 млн тонн, из них более 44,5 млн тонн на территории Татарстана. 
    Последовательное осуществление геологоразведочных работ обеспечивает ОАО "Татнефть" стабильный прирост извлекаемых запасов в объёмах.
    По оценке независимой международной консалтинговой компании "Миллер энд Ленц", доказанные разрабатываемые, неразрабатываемые и неразбуренные запасы ПАО "Татнефть" за 9месяцев 2014года превысили 608млн. тонн нефти. 
    Буровые работы ООО "ТНГ-Ленбурнефть" по традиционному бурению скважин осуществлялись 4 буровыми бригадами. За 5 месяцев пробурено 17122 м, в том числе для ПАО "Татнефть" 13017 м и сдано 6 скважин для НГДУ "Лениногорскнефть". 
    Из недр Республики Татарстан извлечено более 3 млрд. т нефти, однако объем текущих извлекаемых запасов нефти и тяжелых нефтей (битумов) в ближайшем будущем, при необходимости и экономической целесообразности, будет стабильным за счет роста коэффициента извлечения нефти (КИН).
    Решать проблемы приростов запасов нефти, газа и конденсата, залегающих в сложных горно-геологических условиях, освоения новых залежей и повышения коэффициента извлечения углеводородов из истощенных месторождений, а также вопросы увеличения годового отбора газа из ПХГ невозможно без наращивания объемов разведочного и эксплуатационного бурения и сокращения фонда простаивающих скважин. 
    Нефтяная индустрия является одной из ведущих бюджетообразующих отраслей промышленности нашей страны, определяющей ее экономическую безопасность и уровень социального благосостояния населения. Однако вследствие естественного истощения нефтяных залежей и снижения инвестиций в эту отрасль удерживать добычу на должном уровне с каждым годом становится все более непросто. Другой причиной этого является то, что разработка месторождений зачастую ведется с грубыми нарушениями принятой технологической схемы разработки, что пагубно влияет на их состояние, приводя к росту доли трудноизвлекаемых запасов. 
    В ближайшем будущем будут буриться все более глубокие скважины на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами и суровыми климатическими условиями. Это приведет к внедрению новых технологий строительства скважин, что уменьшит негативное влияние процесса бурения на окружающую  природную среду, сводя к минимуму воздействие на нее всех видов жидкостей, использующихся в процессе бурения и крепления скважины.
 	Одна из наиболее актуальных задач, возникающих в процессе строительства скважин в Татарстане -  разбуривание кыновских отложений наклонно направленными и горизонтальными стволами. Необходимость строительства таких скважин возникла в связи  с тем, что месторождения Татарстана находятся на поздней стадии разработки, а возможности вертикальных скважин значительно ограничены. Кыновские глины создают большие неудобства в процессе и после их разбуривания, так как чаще всего не дают возможности пробурить ствол без осложнений, не используя вспомогательных средств.  Одним из таких методов является прохождение проблемного горизонта с использованием  специального бурового раствора.
    На сегодняшний день эти испытания проходят успешно и уже введены в эксплуатацию ПАО « Татнефть», доказывая свою особую значимость, и  большой экономический эффект.  
       
2.1 Общие сведения о районе буровых работ
    Тат-Кандызское нефтяное месторождение в административном отношении располагается на землях Бавлинского района Татарстана и северной части Секретарского района Оренбургской сфере деятельности, с pазвитой инфpаструктуpой, снабженных энергетическими мощностями, исправней степенью интенсивности, путями уведомления. 
Тат-Кандызское месторождение относится к трудным, насчитывая по перерезу шесть полезных горизонтов, какие так же подразделяются на пласты и пропластки. Продуктивными отложениями считаются терригенные пласты-коллекторы девона (Н=2000 м), цокольного карбона (Н=1440-1480 м) и карбонатные породы девона (Н=1500 м). На Тат-Кандызском месторождении обнаружено 12 залежей нефти, буквально схожих в смысле по продуктивным горизонтам и управляемых маленькими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся общей стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные алевролитами и песчаниками,относятся по В. Н. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, представленные известняками всевозможных структурных разницей относятся к типу трещинно-поровых, среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высокоминерализованные рассолы (М= 6951-10386 мг/экв/л) хлоркальциевого на подобии по В. А. Сулину. Нефти девонских приостановлений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти каменноугольных и турнейских отменений близки по составу и относятся к типу нелегких, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых. 
По числу запасов Тат-Кандызское месторождение относится к классу некрупных.Месторождение было откровенно 1963 году и внедрено в индустриальную исследованию в 1969 году. На месторождении удаленно два эксплуатационных объекта, резервы прочих располагаются в консервации. Разбуривание пашийских отменений исполняется по квадратной сетке с расстоянием промежду скважинами 400 м. Cистема заводнения комбинированная-приконтурная совместно с центральным разрезающим рядом. На 01.01.1994 года на Тат-Кандызское месторождении пробурено 101 скважина, в т.ч. достающих 81, нагнетательных 12, 8 тому подобных категорий. В исследовании располагается пашийский объект, турнейские карбонаты эксплуатируются единичными скважинами. 
Годовая добыча нефти составляет 69,8 тыс.т., жидкости 370 тыс.т. Данный дебит нефти примерно составляет 3,6 т/сут., жидкости -19,3 т/сут. С начала разработки выбрано 3639 тыс.т.нефти, 8536 тыс.т.жидкости. Обводненность составляет 81,1 %. Коэффициент нефтеизвлечения: пpоектный 0,54 д.ед.; нынешний на 01.01.1994 года — 0,242.

2.2 Основные итоги деятельности бурового предприятия и задачи на ближайшие пять лет
    Буровые работы ведутся силами ООО «УК Татбурнефть»
    Пробурено 555 тысяч метров горных по- род. Построено и сдано заказчику 449 новых скважин. План по строительству скважин выполнен на 103 %. Для основного заказ- чика — компании «Татнефть» — сдано 338 скважин, из них 111 скважин с бурением бо- ковых горизонтальных и боковых стволов. За пределами Республики Татарстан в 2015 году пробурено 78 тысяч метров, построено 66 скважин, в том числе по эксплуатационному бурению — 41 тысяча метров, сдано 19 скважин, по бурению боковых стволов — 37 тысяч метров, сдано 47 скважин. Основную долю в бурении скважин за пределами Республики Татарстан составляли объемы для «Татнефть-Самара» и группы компаний акционерного общества «Роснефть». Также осуществлялись работы по строительству скважин для компании «Газпромнефть-Восток» в Томской области, компаний «Русс-Нефть» и «Саратовнефтедобыча» в Саратовской области. Данные работы проводились буровыми бригадами Лениногорского и Нурлатского предприятий буровых работ. В ходе конференции Ринат Шафигуллин отметил, что перспективным направлением на сегодняшний день является бурение горизонтальных скважин на девонские отложения. Работа по данному направлению началась в 2011 году, и с каждым годом доля данных скважин в общем объеме бурения растет. В прошлом году пробурено и сдано заказчику 37 горизонтальных скважин на девонские отложения Д0 и Д1. Все горизонтальные скважины бурятся с предварительным построением геологической модели скважины, что в сочетании с применением наддолотного модуля и под управлением службы геологического сопровождения по зволяет провести скважину по наиболее продуктивной части пласта. Благодаря поддержке руководства компании «Татнефть» продолжает реализовываться программа по техническому перевооружению бурового комплекса и оснащению современным навигационным оборудованием, в соответствии с которой приобретены и введены в эксплуатацию 10 буровых насосов повышенной производительности, 14 мобильных центрифуг для укомплектования имеющихся Отрадненских систем очисток бурового раствора 4-й ступенью очистки, современные буровые установки, грузоподъемностью 170 и 125 тонн – пять мобильных и две стационарные установки на рельсовом ходу, оснащенные верхним силовым приво- дом, буровыми насосами повышенной производительности с частотно-регулируемым приводом, четырехступенчатой системой очистки бурового раствора, краном-манипулятором. На сегодняшний день все семь буровых блоков находятся в работе. Особое значение в 2015 году приобрело решение стратегической для республики задачи — увеличение добычи сверхвязкой нефти. Дальнейшее совершенствование технологии строительства скважин позволило сократить более чем в два раза продолжительность бурения на битумных отложениях, снизить его стоимость, повысить качество крепления. В рамках совершенствования производственных процессов в компании активно применяются проектное управление, процессное управление, внедряются инструменты бережливого производства, ведется работа по повышению производительности труда. С применением инструментов бережливого производства в компании были открыты проекты по сокращению сроков передвижки новых буровых установок как в кусте, так и между кустами. В рамках внедрения инструмента «Всеобщее обслуживание оборудования» разработаны чеклисты по обслуживанию оборудования буровой установки МБУ-3000, верхнего силового привода Canrig, бурового насоса НБТ-1300 и другого нового оборудования. Проведена работа по автоматизации производственных процессов — реализован ряд проектов по автоматизации подачи заявок на оказание услуг в программе 1С, все управляемые общества осуществляют заказ транспорта через про- грамму «АСУ-Транспорт», реализуются проекты по «Совершенствованию документооборота первичной документации бурового мастера», «Автоматизации подачи заявок на основные средства», что позволит облегчить труд наших работников. ООО «УК «Татбурнефть» приняла участие в конкурсе лидеров производительности на Кубок Гастева по внедрению инструментов бережливого производства. Результатом участия явилась победа в номинации «Лидер по созданию высокопроизводительных рабочих мест». Об исполнении пунктов коллективных договоров управляющей компании и управляемых обществ отчитался председатель профсоюзного комитета ООО «УК «Татбурнефть» Владислав Зотов. В своем докладе он остановился на наиболее значимых изменениях в разделах коллективного договора. В этот день в торжественной обстановке за успешные производственные показатели работы денежными сертификатами были отмечены лучшие бригады и работники компании. В завершение конференции директор управляющей компании Ринат Шафигуллин поблагодарил работников компании, руководство ПАО «Татнефть», НГДУ, независимых нефтяных компаний, сервисных предприятий, оказывающих услуги при строительстве скважин, за помощь в решении проблемных вопросов, возникавших в течение года.
    Перспективы на 2016 год: - обеспечить выполнение производственной программы и достижение установленных финансовых показателей. Запланировано пробурить 578 тысяч горных пород, построить 452 скважины; - обеспечить эффективную эксплуатацию оборудования, приобретенного в рамках программы технического перевооружения бурового комплекса; 
    - ввести в эксплуатацию вторую наклонную буровую установку;
     - продолжить выполнение программы строительства скважин по новым технологиям; 
    - сократить непроизводительное время буровых бригад, простои, снизить аварийность за счет соблюдения технологических регламентов и инструкций по безаварийному ведению работ;
     - снизить цикл строительства скважин за счет проведения технологических мероприятий и улучшения организации работ;
     - повысить дисциплину и культуру производства.

2.3 Основные сведения о геологическом строении месторождения, газо-нефтеводоносности, степени геологической изученности, горно-геологических условиях бурения
Таблица 2.3.1- Литология и стратиграфия пород

Стратиграфический
горизонт
Абсолютная отметка кровли, м
Глубина кровли, м
Литология
1
2
3
4
Четвертичные
300
0
глины
Казанский ярус
289
139
песчаники, глины
Уфимский ярус
56
221
песчаники, глины
Продолжение таблицы 2.3.1
1
2
3
4
Артинский
-20
242
известняки
Верхний карбон
-83
320
известняки
Мячковский
-256
391
известняки
Подольский
-423
558
известняки
Каширский
-541
676
Доломиты
Верейский
-615
750
глины
Башкирский
-669
804
Доломиты
Серпуховский
-703
838
Доломиты
Окский
-845
980
Доломиты
Тульский 
-1038
1173
доломиты
Бобриковский
-1068
1203
глины,пески
Турнейский 
-1087
1222
доломиты
В. фаменский
-1180
1315
доломиты
Н. фаменский
-1337
1472
доломиты
В. франский 
-1358
1520
доломиты
Мендымский
-1362
1542
доломиты
Доманиковый
-1374
1587
доломиты
Саргаевский
-1385
1590
глины
Кыновский
-1399
1680
кыновские глины
Пашийский
-1408
1700
н/н песчаник
Забой
-1504
1804
н/н песчаник

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины.
Таблица 2.3.2- Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Стратиграфическое подразделение
Интервал залегания пород, м
Литологический состав пород
Крепость пород
Плотность пород, кг/м3
Твёрдость породы, МПа
Абразивность
1
2
3
4
5
6
7
Четвертичный
0
глины
мягкие
1800
1400
2-4

Продолжение таблицы 2.3.2
1
2
3
4
5
6
7
Казанский
139
песчаники, глины
средние
2200
1400
2-4
Уфимский
221
пески, глины
средние
2200
1400
2-4
Артинский
242
известняки
твердые
2400
1900
4-7
Верхний карбон
320
известняки
твердые
2500
1900
4-7
Мячковский
391
известняки
твердые
2590
2100
2-7
Подольский
558
известняки
твердые
2590
2100
2-7
Каширский
676
доломиты
твердые
2590
2100
2-7
Верейский
750
глины
средние
2400
1400
2-4
Башкирский
804
доломиты
твердые
2500
1900
4-7
Намюрский
838
доломиты
твердые
2500
1900
4-7
Серпуховский+ Окский
980
доломиты
твердые
2500
1900
4-7
Тульский
1173
доломиты
твердые
2500
1900
4-7
Бобриковский
1203
песчаники, глины
средние
2400
1400
2-4
Турнейский
1222
песчаники, глины
средние
2400
1400
2-4
В.Фаменский
1315
доломиты
твердые
2500
1900
4-7
Н.Фаменский
1472
доломиты
твердые
2500
1900
4-7
В.Франский
1520
доломиты
твердые
2500
1900
4-7
Мендымские слои
1584
доломиты
твердые
2600
2100
2-7
Доманиковские слои
1590
доломиты
твердые
2600
2100
2-7
Саргаевские слои
1610
глины
средние
2480
1400
2-4
Кыновские слои
1680
глины
средние
2480
1400
2-4
Пашийский
1700
н/н песчаник
средние
2480
1400
2-4
Забой
1804
н/н песчаник
средние 
2480
1400
2-4


 Газонефтеводоносность
      Тат-Кандызское месторождение является многопластовым. Нефтеносность установлена в отложениях среднего, нижнего карбона, верхнего и среднего девона (пашийский).
      Основным эксплуатационным объектом в пределах данных площадей являются отложения кыновского(Д0), пашийского  (Д1 ) и воробьевского горизонтов, представленные переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргиллитовых разностей терригенных   пород. В кыновском горизонте нефтенасыщенным является пласт Д0, представленный песчанниками и алевролитами. Толщина песчаников составляет 3-4м. 
      В пределах пашийского горизонта выделяются 8 пластов: а, б1, б2,  б3,  в, г1, г2+3, д. Общая толщина горизонта составляет 35 м. Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений 5-16,5 м. Пористость 0,193-0,210 д.е., проницаемость 0,44-0,666 мкм2.   
      В силу многопластового строения горизонтов выявлено многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. Между всеми пластами Д1 существует гидродинамическая связь через зоны слияния.
      
2.4 Обоснование и расчет профиля проектной скважины
При проектировании профиля наклонно направленной скважины исходными данными являются: глубина скважины по вертикали Н и отклонение забоя от вертикали А.
     
     Исходные данные для расчета:
     Н – глубина  по вертикали, Н = 1804 м;
     А – смещение, А =  393 м; 

     Определим проекций участков профиля.
1. Вертикальный участок профиля:
горизонтальная проекция
                                                                                                    (2.4.1)

где    - радиус кривизны;

                                                                                           (2.4.2)

вертикальная проекция
                                                                                                   (2.4.3)
h=40
длина участка
                                                                                                        (2.4.4)
l=40 м
2. Участок набора угла:
горизонтальная проекция