Литолого-стратиграфическая характеристика скважины
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Геологические данные разреза
Нефтегазоносность
Градиенты давления по разрезу
Возможные осложнения при бурении
Выбор способа бурения
Прихваты бурильного инструмента
Аварии с обсадными колоннами
Навигация
Возможные осложнения при бурении
Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ"
125302
знака
29
таблиц
41
изображение
1.8. Возможные осложнения при бурении
| Интервал, м | Вид, характеристика осложнения | Условия возникновения осложнений | |
| От (верх) | До (низ) | ||
| 0 | 350 | Размывы и обвалы стенок скважины, интенсивные кавернообразования | При длительной остановке в процессе бурения, плохом качестве бурового раствора (низкая вязкость, большое содержание песка в растворе) |
| 350 | 550 | Прихват обсадной колонны | При несоответствующей подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны. Низкое качество бурового раствора |
| 550 | 1300 | Прихват и затяжки бурильного инструмента, обвалы стенок скважины. Газопроявления | При плохом качестве бурового раствора (высокая плотность, высокий коэффициент трения глинистой корки). Оставление бурового инструмента без движения более 5 мин. При снижение противодавления на газонасыщеный пласт во время СПО, бурения и др. |
Таблица 2.9
2.9 Комплекс геофизических исследований
| Наименование | Вертикальная скважина | |
| Масштаб | Интервал | |
| Кондуктор | ||
| · Открытый ствол: | ||
| – Стандартный каротаж (А2М0,5N) | 1:500 | 0…550 |
| – Кавернометрия | 1:500 | 0…550 |
| – РК (ГК +НГК) | 1:500 | 0…550 |
| – Инклинометрия | ч/з 25м | 0…550 |
| · В колонне | ||
| – АКЦ | 1:500 | 0…550 |
| – ГГК-Ц | 1:500 | 0…550 |
| Эксплуатационная колонна | ||
| · Открытый ствол | 1:500 | 550…1300 |
| – Стандартный каротаж (потенциал зонд + ПС, градиент зонд l=4,0м) | 1:200 | 1150…1300 |
| – Микрозондирование | 1:200 | 1150…1300 |
| – БКЗ (4 зонда) | 1:200 | 1150…1300 |
| – Боковой каротаж | 1:200 | 1150…1300 |
| – Индукционный каротаж | 1:200 | 1150…1300 |
| – Акустический каротаж | 1:200 | 1150…1300 |
| – ГГК-П | 1:200 | 1150…1300 |
| – Кавернометрия | 1:200 | 1150…1300 |
| – Резистивеметрия | 1:200 | 1150…1300 |
| – РК (ГК, НКТ) | 1:200 | 1150…1300 |
| · В колонне | ||
| – АКЦ | 1:500 | 0…1300 |
| – ГГК-Ц | 1:500 | 0…1300 |
2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ 2.1 Проектирование конструкции скважины 2.2.1 Вскрытие продуктивного пласта
Под вскрытием понимается комплекс работ по разбуриванию пород и оборудованию скважины в интервале продуктивного пласта. При разбуривании продуктивного пласта и креплении ствола скважины должны быть приняты меры по предупреждению его загрязнения, то есть сохранению его проницаемости. Необходимо создать благоприятные условия для притока флюида из пласта в скважину. Получение начального притока зависит от параметров, состава и свойств промывочной жидкости, а также длительного воздействия ее на продуктивный пласт, а также от ряда других факторов.
Для предупреждения проявления пластовых флюидов в процессе бурения в скважине обычно поддерживают давление Рс несколько больше, чем давление флюида в пласте. Следовательно, приразбуривании пласта в большинстве случаев на него действует перепад давления 
. Под действием этого перепада в проницаемые пласты, в зависимости от каналов может поступать фильтрат, частицы твердой и газовый фаз бурового раствора, а иногда и весь буровой раствор.
Отсюда следует, что необходимо поддерживать DR как можно меньшим. Для вскрытия продуктивного пласта следует выбирать буровой раствор, по составу физико-химическим свойствам близким к пластовым жидкостям или газу.
Для скважин, глубиной свыше 1200 м, техническими правилами ведения буровых работ, предусматривается следующая плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления пластов.
Условная вязкость раствора 25 –30 с. Для предотвращения отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на коллекторские свойства пласта, показатель фильтрации не должен превышать 5-6 см3/30 мин. Уточнение параметров бурового раствора будет проведено по графику совмещенных давлений, показанному в таблице 2.2.
Продуктивные пласты вскрываются на полную мощность. После вскрытия ствол скважины крепится эксплуатационной колонной, цементируется с подъемом цементного раствора до устья скважины и перфорируется в интервале продуктивного пласта перфоратором ПК – 103 из расчета 15 отверстий на один погонный метр.
2.1.2 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спускаОбоснование производим, исходя из данных пункта 1 по график совмещенных давлений.
Расчет коэффициента анамальности Ка и коэффициента гидроразрыва Кгр
; 
.
При Н=180м
=0,84 
=2,32
При Н=550м
=0,78 
=2,51
При Н=1115м
=0,75 
=2,34
При Н=1130м
=0,71 
=2,32
Таблица 2.1
График совмещенных давлений
По разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины, следует исходить из других условий, в данном случае предусматривается перекрытие кондуктором неустойчивых четвертичных пород и всей толщи ММП, с расположением башмака кондуктора в интервале устойчивых горных пород и с целью оборудования устья ПВО для предотвращения выброса сеноманского газа. Глубина спуска кондуктора 550 м. Эксплуатационная колонна спускается до забоя (1300 м), с целью укрепления стенок скважины и размещением в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов.
Заполнение пространства между обсадной колонной и стенкой скважины цементным раствором, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или на поверхность через заколонное пространство.
Цементирование кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется прямым способом через башмак с подъемом цементного раствора до устья скважины.
2.1.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долотДиаметр эксплуатационный колонны задается заказчиком, исходя из условий эксплуатации, проведения исследовательских, геофизических, ремонтных работ. Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм выбираем в соответствии с требованиями заказчика.
Диаметр долота:
, ∆=5ч10 мм,
где Dм = 0,186 м – диаметр муфты обсадной колонны,
,
Кондуктор: Dк =Dд+2*д, где д – зазор между долотом и внетренней поверхности кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм.
Dк =0,2159+2*6*103 =0,2279 м.
Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м.
Определим диаметр долота при бурении кондуктора:
Dд.к =0,270+2*8*10-3 =0,286 м.
Диаметр долота при бурении под кондуктор 0,2953 м.
Результаты расчетов представлены в таблице2.2
Таблица 2.2
Конструкция скважины
| Наименование колонны | Глубина спуска, м | dд., мм | dтруб, мм |
| Кондуктор | 0-550 | 295,3 | 245 |
| Эксплуатационная колонна | 550-1300 | 215,9 | 168 |
Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (тбл. ) и пластовыми давлениями (таб. ). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламента по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3
При бурении под кондуктор используется, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.
Таблица 2.3
Поинтервальная химическая обработка буровых растворов
| Интервал бурения, м | Наименование химреагентов и материалов | Цель применения реагентов в растворе | Норма расхода, кг/м3 | Потребность компонентов, т |
| 1 | 2 | 4 | 5 | 6 |
| 0-550 | Бентонитовый глинопорошок | Приготовление глинистой суспензии | 50 | 27,5 |
| Кальцинированная сода | Нейтрализация ионов Са, повышение выхода глинистого раствора | 0,4 | 0,22 | |
| КМЦ-700 (Tylose) | Регулирование показателя фильтрации и вязкости бурового раствора | 1 | 0,55 | |
| ТПНФ | Понизитель вязкости | 0,1 | 0,055 | |
| ЛТМ (СКЖ, ЖИРМА, ОТП) | Снижение липкости глинистой корки | 1,8 | 0,99 | |
| Графит ГС-1 | Профилактика прихватов обсадных колонн | 1,8 | 0,94 | |
| Smectex (DKS-extender) | Снижение интенсивности кавернооброзования | 0,2 | 0,11 | |
| 550-1300 | Кальцинированная сода | Нейтрализация ионов Са | 0,25 | 0,19 |
| Унифлок | Предотвращение деспергирования и наработки объема бурового раствора | 0,3 | 0,23 | |
| КМЦ-700 (Tylose) | Регулирование показателя фильтрации и вязкости бурового раствора | 0,4 | 0,30 |
Обоснование плотности производится с учетом возможных осложнений по разрезу скважины и условий предупреждения проявления пластов.
[кг/м3],
где h – глубина залегания кровли пласта, м
к – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым.
к = 1,1ч1,15 при h < 1200 м
к = 1,05ч1,07 при1200 < h < 2500 м
Бурение по кондуктор:
кг/м3.
Для предотвращения осыпей обвалов, а так же полагаясь на опыт бурения в проектном районе, принимаем плотность бурового раствора:
с = 1120 кг/м3.
Вскрытие продуктивного пласта:
кг/м3.
Для обеспечения повышенных структурно-механических свойств примем плотность бурового раствора в данном интервале:
с = 1100 кг/м3.
Далее представлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов.
Выбирая вязкость, нужно учитывать, что она в большинстве случаев оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к ее минимальному значению (в данном случае УВ = 20…25 сек.), минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать на высоком уровне скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то есть обеспечивать качественную очистку ствола скважины, струя маловязкого раствора теряет гораздо меньше энергии на пути от насадки долота до забоя, чем струя высоковязкого, что делает возможной более качественную очистку забоя скважины.
Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 5…6 см3 за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5…6 см3 за 30 мин), во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большие значения показателя фильтрации.
Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15 – 20 дПа.
Содержание абразивной фазы («песка») в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%.
Результаты расчетов сведем в таблицу 2.4.
Таблица 2.4
Параметры бурового раствора
| Интервал бурения, м | Плотность, кг/м3 | Условная вязкость, с | Фильтрация по ВМ-6, см3/30 мин | Толщина корки, мм | СНС, Па | Содержание Тв. Ф., % | Содержание песка, % | ||
| от | до | 1 мин | 30 мин | ||||||
| 0 | 50 | 120 | 30…35 | 6 | 1 | 0 | 5 | 22 | 1…2 |
| 550 | 1300 | 100 | 20…25 | 5…6 | 1 | 5 | 10 | до 15 | 0,5 |
Количество промывочной жидкости, потребной для бурения скважины, по формуле:
V=VП+VР+а*VC,
где VП – объем приемных емкостей буровых установки VП =50м3,
VР – объем раствора, при фильтрации, поглощения и очистке от шлама,
а – коэффициент запаса раствора,
VC – объем скважины.
VР = n * l,
где n = 0,15м3/м – норма расхода бурового раствра,
l – длинна интервала.
VC = 0,785*(DC*kк)2*l,
где – DC – диаметр ствола скважины,
kк – коэффициент кавернозности kк = 1,3.
Интервал 0–550:
VР.К. = 0,15 * 550 = 82,5 м3;
VC.К. = 0,785*(0,2953*1,3)2*550 = 63,3 м3;
VК = 50 + 82,5 + 1,5 * 63,3 = 227,5 м3.
При бурении под эксплуатационную колонну используем раствор, применяемый для бурения под кондуктор. Тогда дополнительный объем раствора найдем следующим образом:
VР.ЭК. = 0,15*(1300-550) = 112,5 м3;
VC.ЭК. = 0,785*(0,2953*1,3)2*750 = 86,8 м3;
VЭК = 50 + 112,5 + 1,5 * 86,8 = 292,7 м3.
Определим потребное количество материалов для приготовления бурового раствора. Количество глинопорошка необходимого для приготовления 1м3 глинистого раствора определяем по формуле:
где rгл – плотность сухого глинопорошка, равная 2600 кг/м3;
rв – плотность воды, равная 1000 кг/м3;
m – влажность глинопоршка, равная 0,05.
Количество воды для приготовления 1м3 глинистого раствора:
где rр – плотность раствора.
Количество воды для приготовления бурового раствора, для i – го интервала:
где Vi – объем i – го интервала.
Количество глинопорошка, потребное для i – го интервала:
Результаты расчетов сводим в таблицу 2.5.
Таблица 2.5
Результаты расчетов потребного количества воды и глинопорошка
| Интервал бурения, м | Плотность бурового раствора, кг/м3 | Объем раствора, Vi, м3 | Потребность в глинопорошке | Потребность в воде | ||
| qгл, кг | Qгл, кг | qв, кг | Qв, кг | |||
| Кондуктор 0-550 | 1120 | 227,5 | 205 | 47*103 | 0,92 | 189 |
| Эксплуатационная колонна | 1100 | 292,7 | 171 | 50*103 | 0,95 | 162 |
| Всего | 97*103 | 351 | ||||
Определим необходимое количество химических реагентов для обработки бурового раствора по интервалам бурения:
где С1 – концентрация химического реагента в весовых процентах;
Результаты расчетов сведены в таблицу 2.3.
0 комментариев