3. Техніко – технологічна частина

3.1 Обгрунтування закладання свердловини з горизонтальним розкриттям пласта

Важковидобувні запаси нафти у всьому світі з року в рік зростають, в основному на облаштованих промислах. Створено технології розробки родовищ. Проте вони не вирішують проблеми максимального вилучення нафти, особливо з покладів із складною геологічною будовою. До одного з методів підвищення нафтовіддачі покладів з низькими колекторськими властивостями із застосуванням нових технологій і технічних засобів належить розробка родовищ із застосуванням горизонтальних і розгалужено-горизонтальних свердловин.

До теперішнього часу немає чітких умов, що визначають вибір об’єктів для буріння горизонтальних свердловин, разом з тим ставиться завдання використовувати горизонтальні свердловини головним чином для вилучення максимальної кількості вуглеводнів з найменшими матеріально-фінансовими витратами.

На основі світової практики буріння і використання горизонтальних свердловин склалася думка, що до першочергових об’єктів для буріння горизонтальних стволів належать пласти з поширеними тріщинувато-низькопроникними колекторами і пласти із підстилаючою водою або газовою шапкою.

Проаналізувавши геологічну будову Скворцівського родовища та детальну характеристику продуктивного горизонту (пункт 2), а також враховуючи попередній досвід розробки даного родовища, можемо зробити висновок про те, що закладання горизонтальної свердловини буде найбільш доцільним рішенням в порівнянні із бурінням вертикальної свердловини.

Застосування горизонтальної свердловини в тріщинуватому малопроникному колекторі невеликої товщини дасть змогу в декілька разів збільшити дебіт та підвищити коефіцієнт нафтовилучення, що в свою чергу призведе до більш ефективної експлуатації та розробки даного родовища. Це пояснюється тим, що в горизонтальних свердловинах досягається значне збільшення площі фільтрації і припливу рідини за рахунок більшої довжини стовбура, що проходить по нафтонасиченому пласту.

Для того, щоб розкрити максимальну кількість тріщин, слід зорієнтувати горизонтальний стовбур навхрест напрямку тріщин у пласті. Приймаємо рішення про те, що буріння горизонтальної ділянки свердловини буде проводитись в напрямку ??????? в азимуті 20^о. (рис. 2.1.).

Для визначення точки закладання свердловини потрібно сумістити оглядову та структурну карти (рис. 3.1.).

Таким чином заклавши горизонтальну свердловину, ми зможемо вирішити більш ефективного розкриття продуктивного пласта та збільшити об’єм видобутої нафти, а також уникнути проблем забруднення навколишнього середовища.

3.2 Обгрунтування конструкції і проектних параметрів свердловини Обгрунтування конструкції свердловини

Конструкцію проектної свердловини розроблено згідно діючих нормативних документів з врахуванням гірничо-геологічних умов проводки на даному родовищі, економічних міркувань, природоохоронних вимог, а також використовуючи досвід буріння свердловин УБР.

Кількість і глибину спуску колон визначено виходячи з умов можливості успішного проведення сумісного розкриття горизонтів, складаючих розріз свердловини, вимог щодо охорони надр і навколишнього середовища при існуючих технологіях. Запроектована конструкція свердловини приведена в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 – Характеристика конструкції свердловини

Наймену- вання колони	Інтервал спуску колони по вертикалі , м		Діаметр колони, мм	Діаметр долота для буріння, мм	Тип різьбового з’єднання	Інтервал підняття цементу, м		Довжина колони, м
	від	до				від (низ)	до (верх)
Направ- лення	0	50	426	393,7 + РШ-500	А.Трик.	50	0	50
Кондуктор	0	270	324	393,7	А.Трик.	270	0	270
Проміжна колона	0	2500	245	295,3	ОТТГ	2500	0	2500
Експлуата-ційна	0	3100	168х146	215,9	ОТТГ			3100
						—	—

Приведемо графічне зображення запроектованої конструкції свердловини на рисунку 3.2.

Рисунок 3.2 – Схема конструкції проектної свердловини.

Направлення діаметром 426 мм спускається до глибини 50 м з метою перекриття верхньої частини четвертинних відкладів, які складені прошарками глин, пісковиків та шару ґрунту, а також запобігання від розмиву устя свердловини і грифоноутворень при подальшому поглибленні свердловини.

Кондуктор діаметром 324 мм проектується на глибину спуску 270 м з метою виключення можливих поглинань та перекриття прихватонебезпечних зон у верхній частині відкладів крейди. Колона спускається однією секцією. Проміжна колона цементується до устя.

Проміжна колона діаметром 245 мм спускається на глибину 2500 м по вертикалі з метою перекриття нестійких пермських та кам’яновугільних відкладів, а також для перекриття зон можливого поглинання. Колона спускається однією секцією. Устя свердловини, з метою попередження можливих нафтогазопроявів при розкритті продуктивних горизонтів, облаштовується противикидним обладнанням. Проміжна колона цементується до устя.

Експлуатаційна колона 168х146 мм спускається на глибину 3100 м по вертикалі з метою перекриття, а також випробування і експлуатації продуктивних горизонтів. Колона проектується дворозмірною і її спуск проводиться в дві секції з метою зниження гідростатичного тиску на продуктивні горизонти при цементуванні, а також успішного кріплення відкритої ділянки ствола свердловини.

Устя свердловини обладнується колонною головкою і фонтанною арматурою.

До бурильного інструменту відноситься компоновка низу бурильних труб, яка наведена у таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 – Компоновка низу бурильних труб

Інтервал буріння	КНБК	Бурильні труби
0 –50	Долото 393,7 мм; 8-КС393,7СТ; ОБТЗ1-254мм-10м;	ТБВК-127
50 – 270	Долото 393,7 мм; 8-КС393,7СТ; ОБТЗ1-254мм-10м; 8-КС393,7СТ; ОБТЗ1-229мм-20м; ОБТ-203мм-83м; ОБТ-146-16м	ТБВК-127
270 – 2500	Долото 295,3 мм; 8-КС295,3СМ; ОБТЗ1-229мм-10м; 8-КС295,3СТ; ОБТЗ1-229мм-10м; ОБТ-203мм-140м; ОБТ-146-16м	ТБВК-127
2500 – 3100	Долото 215,9 мм; НАБ-195; ОБТ-178мм-172м; ОБТ-146-16м	ТБВК-114/127
Відбір керну 3000 – 3100	К212,7/80 ТКЗ; КДНМ-190/80 “НЕДРА”; ОБТ-178мм-86м; ОБТ-146-16м	ТБВК-114/127

Аналізуючи геологічні умови буріння і досвід роботи на даному родовищі і враховуючи переваги даного способу над іншими, було вибрано роторний спосіб буріння свердловини на всіх інтервалах.

Параметри режимів буріння, які були запроектовані на проектній свердловині приведемо у вигляді таблиці 3.3.

Таблиця 3.3 – Режими буріння

Осьове навантаження, кН	Частота обертання ротора, об./хв.	Подача насосів, м3/с	Тиск на стояку, МПа	Кількість насосів	Діаметр циліндричних втулок, мм	Число подвійних ходів, хв.-1
Буріння. Інтервал 0-50м
З навісу	80-90	56·10-3	0.8	2	170	58
Буріння. Інтервал 50-270м
160-200	70-80	48·10-3	9.6	2	160	58
Буріння. Інтервал 270-2500м
220-260	60-80	32·10-3	11.6	1	170	65
Буріння. Інтервал 2500-3100м
180-220	60-90	20·10-3	9.6	1	150	60
Відбір керну. Інтервал 3000-3100м
80-100	70-80	18·10-3	3.7	1	140	62