2. Керн отбирается в интервале пилотного ствола.

2.7 Комплекс промыслово-геофизических исследований скважины

Примечания: 1. + - Промыслово-геофизические исследования проводятся в интервалах бурения, указанных в таблице.

2. Å - Промыслово-геофизические исследования проводятся в одной из скважин куста.

3. Система доставки приборов в горизонтальном участке ствола "Горизонталь".

4. Комплекс составлен на основании "Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах" (г.Москва, 1999г.) и "Технической инструкции по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах" (г.Москва, 2001 г.).

2.8 Работы по испытанию в обсаженном стволе и освоение скважины

Таблица 2.13 Испытание продуктивных горизонтов

Примечание: *Нефть закачивается в зафильтровое пространство перед спуском колонны-хвостовика.

3. Технологическая часть

3.1 проектирование конструкции скважины

Расчет глубины спуска кондуктора

Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений. Существует ряд методик для определения глубины спуска кондуктора, оборудованного противовыбросовым оборудованием. Наиболее приемлемой для практических расчетов считаем формулу (10) "Методика определения глубины спуска кондуктора или промежуточной колонны", cборник ISSN 0136-8877, СибНИИНП, 1980г. (стр.87). В отличии от других формул, в том числе формулы АзНИПИнефти, исходная информация для расчетов по формуле (10) является наиболее простой, достоверной и минимальной:

где: Ру - ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытия устья, кгс/см2; Рпл - пластовое давление проявляющего горизонта, кгс/см2; ℓкр - глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м; С - градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.

При бурении под эксплуатационную колонну по данному проекту будут вскрыты нефтяные пласты ЮК1, ЮК2-9, ЮК10, ЮК11 и пилотным стволом будет вскрыт пласт К.В. Максимальное устьевое давление возникает при нефтепроявлении и закрытии устья из пласта К.В. (худшие условия): ℓкр.=2750 м, Рпл.к.в.=275 кгс/см2, gн=0,781 гс/см3, Ка=1,0.

Ру = 275 - 0,1 х 0,781 х 2750 » 60 кгс/см2.

Тогда минимально необходимая глубина спуска кондуктора будет равна:

Глубина спуска кондуктора в проекте принята 700 м в соответствии с п. 21 "Задания на проектирование".

Проверочный расчет глубины спуска кондуктора на условие предотвращения гидроразрыва пород у его башмака:

- давление гидроразрыва пород у башмака кондуктора будет:

Рг-ва700 = 0,19 х 700 = 133 кгс/см2;

- внутреннее давление у башмака кондуктора при возможном нефтепроявлении и закрытом устье будет:

Рв700= 275-0,1х0,781х(2750-700) » 115 кгс/см2.

Запас прочности пород на гидроразрыв:

Таблица 3.1 Конструкция скважины

Примечание:

Шифры обсадных труб:

ОТТМА - трубы с трапецеидальной резьбой ОТТМ по ГОСТ 632-80 исполнения А.

БТС – отечественные обсадные трубы с резьбой "Батресс" по ТУ 39.0147016.40-93 Выксунского завода или других заводов изготовителей.

ФС – фильтр скважинный конструкции НПО "Буровая техника" ВНИИБТ, изготовление завода АОО "Тяжпрессмаш" г. Рязань.

Проектный профиль скважины выбирается с учетом условий ее дальнейшей эксплуатации и должен быть технически выполним при использовании существующих технических средств, обеспечивая при этом проходимость геофизических приборов, обсадных и бурильных колонн.

По данному проекту предусматривается строительство горизонтальных скважин. В соответствии с заданием на проектирование, строительство скважин намечается производить со средним смещением на точку входа в пласт К.В. - 1000 м и длиной горизонтального участка 500 м.

Профиль ствола скважины

При этом для профиля учтено требование "Задания на проектирование" в том, чтобы на первом участке набора угла интенсивность искривления была i1=1,5о на 10 м, на втором участке набора угла i2=1,74о на 10 м, на участке стабилизации после набора кривизны при бурении под эксплуатационную колонну (в интервале установки насосов) зенитный угол не превышал 40о.

Проектный тип профиля включает пять интервалов, из них один вертикальный, два интервала увеличения зенитного угла, один интервала стабилизации и горизонтальный участок.

На первом интервале увеличения с интенсивностью 1,50 на 10м на глубине 232 м – по вертикали ( 234 м – по стволу) набирается зенитный угол 20,15 град., радиус искривления при этом составляет 382 м. Участок стабилизации набранного угла заканчивается на глубине 2604м – по вертикали (2761м – по стволу). Второй участок увеличения угла 2604-2820м – по вертикали (2761-3163м – по стволу) бурится с интенсивностью 1,740 на 10 м, радиус искривления при этом составляет 329 м. Зенитный угол в конце интервала достигает значения 900. Затем под этим углом бурится горизонтальный участок длиной 500 м.

При обеспечении данного типа профиля скважины отклонение забоя по кровле пласта К.В. составит 1000м, общая длина ствола скважины в продуктивном пласте составит 719 м, а общее отклонение скважины на конец бурения составит 1703 м.

С целью успешной проводки горизонтального ствола в первой скважине куста предусматривается бурение наклонного пилот-ствола со вскрытием продуктивного пласта К.В. для уточнения геологических данных (глубины залегания, мощности пласта, продуктивности и т.д. по данным ГИС (комплекс ГИС приведен в табл. 2.12 данного проекта).

После проведения ГИС пилотный ствол ликвидируется в соответствии с инструкцией [114] и производится забурка основного ствола скважины.

Результаты расчета проектного профиля и пилотного ствола приведены в таблице 3.2 и рис. 3.1.

При строительстве каждой конкретной горизонтальной скважины, профиль скважины и пилота рассчитывается специалистами УБР (Подрядчика) по исходным данным, выданным геологической службой Заказчика. Проектный профиль основного и пилотного ствола согласован с технологической службой Заказчика.

Управление искривлением при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну и контроль за траекторией ствола скважины проводится с помощью телеметрической системы СИБ-1.

При бурении под хвостовик контроль за траекторией ствола скважины осуществляется с помощью телеизмерительной системы MWD-350 фирмы "Sperry-Sun".

Контроль за траекторией скважины при бурении пилотного ствола производится с помощью телеметрической системы СИБ-1.

Возможно применение других типов телесистем по согласованию Заказчика и Подрядчика.

Компоновки низа бурильной колонны по проектному профилю и пилотному стволу приведены в таблице 8.2.

Таблица 3.2 Параметры профиля ствола горизонтальной скважины на Талинской площади Красноленинского месторождения

Примечания: 1.Начало интервала набора зенитного угла, глубина окончания интервала стабилизации и другие параметры кри-визны для каждой скважины, бурящейся с кустовой площадки, выбирается в соответствии с требованиями РД 39-0148070-6.027-86 "Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири" и изменения №1 утвержденного 11.01.1990г., с учетом конкретных геолого-технических условий бурения.

2.Расчет обсадных колонн для каждой скважины, построенной по данному групповому проекту, необходимо производить с учетом фактической пространственной интенсивности искривления ствола в соответствии с "Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин", Москва, 1997 г. (АООТ "ВНИИТнефть").

3.2 Способы, режимы бурения, шаблонировки (проработки) ствола скважины и применяемые КНБК

Примечание: Проработки ствола скважины перед спуском всех колонн производятся только при наличии осложнений (затяжки и посадки бурильного инструмента или каротажных приборов, наличии уступов и т.п.). При отсутствии осложнении производится шаблонировка ствола скважины и промывка на забое с доведением параметров бурового раствора до проектных.

3.3 Буровые растворы

нефтяной скважина бурение колонна

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствора должен обладать высокой выносящей способностью, обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины и обладать хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов бурового инструмента. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и невысоким значением показателя фильтрации (6-8 см3 за 30 минут).

При бурении под эксплуатационную колонну используется глинистый раствор, оставшийся после бурения интервала под кондуктор, который с помощью системы очистки доводится до плотности 1,10 г/см3 и обрабатывается химическими реагентами для достижения параметров раствора, указанных в регламенте.

Для обработки раствора используются акриловые полимеры сайпан и сайдрил (или дк-дрилл). Для этого в глиномешалке на 4 м3 технической воды затворяется 20 кг сайпана и 4 кг дк-дрилла (сайдрила). В приемные емкости буровых насосов одновременно подается глинистая суспензия и водный раствор полимеров. В дальнейшем раствор полимеров готовится из расчета 15 кг сайпана и 3 кг дк-дрилла (сайдрила) на 4 м3 технической воды.

Разбуривание пилотного участка ствола скважины производится на растворе с параметрами и расходами хим.реагентов аналогичными последнему интервалу бурения под эксплуатационную колонну.

Для бурения под колонну-хвостовик в соответствии с заданием (приложение 1) предусмотрено использование биополимерного раствора Flo-Pro - безглинистого раствора на водной основе, который разработан для вскрытия продуктивных пластов наклонными и горизонтальными скважинами.

Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения (все глубины указаны по вертикали)

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется в соответствии п.2.7.3.2-2.7.3.7 ПБ НиГП [4].

Интервалы бурения под направление (0-60 м), кондуктор (60-700 м) и эксплуатационную колонну (700-2750 м) и колонну-хвостовик (2750-2820 м) являются интервалами совместимых условий бурения.

Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. Пластовое давление в этом интервале нормальное (коэффициент аномальности Ка= 1,00).

Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г/см3. При этом п.2.7.3.3 допускает превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см2. С целью обеспечения устойчивости стенок скважины (п.2.7.3.5) проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление и кондуктор – 1,16-1,18 г/см3. Интервал 700-1200 м разбуривается на растворе r=1,10 г/см3.

Для интервалов бурения от 1200м до проектной глубины превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением должно составлять не менее 5%, но не превышать 25-30 кгс/см2.

Пластовое давление в интервалах 1200-2620 и 2750-2820м нормальное (Ка=1,0). Следовательно, плотность бурового раствора должна быть не менее 1,05 г/см3 в этих интервалах. В интервале 2620-2750м Ка=0,9, следовательно, плотность бурового раствора должна быть не менее 1,01 г/см3 в интервале 2620-2750 м.

С учетом опыта прохождения бурением Фроловской свиты (интервал 1790-2390 м) плотность бурового раствора принята 1,14-1,16 г/см3.

Бурение под колонну-хвостовик (интервал 2750-2820 м) осуществляется на растворе плотностью 1,05 г/см3.

При бурении, из-под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технологических условий бурения, выделены интервалы: 700-1000м; 1000-1750м; 1750-2600м, 2600-2750м и 2750-2820 м. Плотность бурового раствора в указанных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождении и регионе в целом, а также требований пп. 2.7.3.1-2.7.3.5 ПБ НиГП [4].

Репрессия на стенки скважины ограничивается п. 2.7.3.3.

3.4 Выбор бурильного инструмента

Расчет бурильных колонн по интервалам бурения производится в соответствии с "Инструкцией по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин", М., 1997г., ниже именуемой "Инструкцией".

Расчет бурильной колонны для бурения под каждую обсадную колонну производится в зависимости от принятой конструкции и профиля скважины и проектной технологии поинтервального углубления, в том числе:

состава и веса компоновок низа бурильной колонны (КНБК);

осевых нагрузок на долото;

плотностей и расходов бурового раствора по интервалам бурения.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8