Рецептуры и методы их обработки выбирают поинтервально в зависимости от геолого-технических условий проходки скважины на основании обобщения опыта на данном районе.

В связи с тем, что разрез сложен породами, склонными к потери устойчивости при снижении противодавления в скважине, а также наличием в разрезе высоконапорных нефтегазопроявляющих горизонтов, исключающих снижение давления в скважине, для бурения выбирается глинистый раствор на водной основе, хорошо зарекомендовавший себя при бурении скважин в аналогичных геологических условиях.

Интервал 0 - 1010 м.

Интервал сложен глинами и песчаниками акчагыла, мэотиса, сармата, карагана и чокрака, где возможны осыпи, обвалы пород, поглощение бурового раствора и водопроявления. В плиоценовых отложениях (песчаники Апшеронского яруса) находятся залежи воды гидрокарбонатнонатриевого типа, которые используются для питья.

С учетом вышеизложенного для бурения интервала 0 - 1010 м выбираем экологически чистый полимерглинистый раствор.

Обработку раствора до глубины 1010 м производим экологически чистыми реагентами - бентонитовая глина, КМЦ - 300, (УЩР), ФК-1.

Рекомендуемые параметры раствора при бурении данного интервала:

•  плотность, гс/см3 - 1,19±0,02;

•  вязкость по СПВ-5, с – 30  45;

•  водоотдача, см за 30 мин - 4,0  5,0;

•  СНС, мг/см2 через 1 и 10 мин - 15  20 / 20  30;

•  рН раствора, ед – 8  9;

•  содержание песка, % - до 2; ч

•  толщина корки, мм - 1,5  2,0.

Интервал 1010- 3835 м.

Интервал представлен отложениями Майкопа, фораминиферовых слоев, меловых и юрских отложений. Здесь в процессе бурения возможны осложнения в виде осыпей, поглощений бурового раствора, прилипание бурового инструмента и нефтегазоводопроявления.

С учетом вышеизложенного для бурения интервала 1010- 3835 м выбираем гуматный раствор.

Обработку раствора в интервале бурения 1010- 3835 м производим реагентами - УЩР, сода каустическая, хроматы, Лакрис-20 и Лигнотин. Облагораживание бурового раствора производим бентонитовой глиной. В качестве смазывающей добавки используем ФК-1, который предназначен для обработки буровых растворов с целью улучшения их смазочных, ингибирующих и фильтрационных свойств, а также для исключения нефти, СМАДа и других экологически опасных смазывающих добавок.

Рекомендуемые параметры раствора при бурении данного интервала:

•  плотность, гс/см3 - 1,24±0,02;

•  вязкость по СГТВ-5, с - 35  45;

•  водоотдача, см3 за 30 мин - 3,0  4,0;

•  СНС, мг/см2 через 1 и 10 мин – 152  0 / 30 5  0;

•  рН раствора, ед - 8  10;

•  содержание песка, % - до 2;

•  толщина корки, мм - 1,01  5.

Интервал 3835 -4100 м.

Интервал представлен отложениями нижней юры и триасовых обложений. Здесь в процессе бурения возможны осложнения в виде поглощений бурового раствора, прилипание бурового инструмента и нефтегазоводопроявления.

С учетом вышеизложенного, а также для сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов для бурения интервала 3835 - 4100 м выбираем полимерхромгуматный раствор.

Обработку раствора в интервале бурения 3835 -4100 м производим реагентами - УЩР, сода каустическая, КМЦ-600, хроматы, Лакрис-20, и Литнотин. Облагораживание бурового раствора производим бентонитовой глиной. В качестве смазывающей добавки используем ФК-1, который предназначен для обработки буровых растворов с целью улучшения их смазочных, ингибирующих и фильтрационных свойств, а также для исключения нефти, СМАДа и других экологически опасных смазывающих добавок. При бурении данного интервала для сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в раствор добавляется мел.

Рекомендуемые параметры раствора при бурении данного интервала:

•  плотность, гс/см3-1,13±0,02;

•  вязкость по СПВ-5, с – 30  40;

•  водоотдача, см3 за 30 мин - 2,0  34,0;

•  СНС, мг/см2 через 1 и 10 мин – 152  0 / 30  50;

•  рН раствора, ед – 81  0;

•  содержание песка, % - до 2;

•  толщина корки, мм - 1,0  1,5.

Кроме того, перед спуском обсадных колонн, в раствор добавляется серебристый графит.

При разбуривании цементных стаканов и мостов в раствор добавляется кальцинированная сода.

1.7 Обоснование выбора типоразмеров ПВО

При замещении бурового раствора пластовым флюидом устьевое давление

Ру = 0,1х 4100 х (1,1-0,72) = 16,45 МПа.

Рабочее давление ПВО определяется по формуле:

РРаб=1,1хРу= 1,1x16,45 = 18,1 МПа.

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонной головки типа ОКК2х350-168x245x324.

Согласно «Правил безопасности нефтяной и газовой промышленности» выбираем схему превенторной установки, обеспечивающую герметизации скважины при спущенной колонне и без нее (два превентора - с трубными и глухими плашками, универсальный превентор).

Диаметр долота 190,5 мм. По рабочему давлению подходит ПВО типа ОП2 - 230 х 35, включающее в себя: превентор универсальный ТУ 1 -230 х 35; два плашечных превентера 11111 - 230 х 35; манифольд МПБ 2 -80 х 35. Масса комплекта 17150 кг.

Данный комплект ПВО имеет номинальный диаметр проходного сечения 230 мм, а, следовательно, в случае выброса может загерметизировать устье как при спущенной бурильной колонне, так и при колонне обсадных труб.

1.8 Обоснование способа вхождения в продуктивный пласт

Вхождение в продуктивный пласт - это порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбуривания продуктивной толщи.

Вскрытие продуктивных пластов является завершающим и наиболее ответственным этапом бурения скважины. В зависимости от условий бурения и эксплуатации применяют следующие основные схемы заканчивания скважин.

• перекрытие обсадной колонной вышележащих горных пород до кровли продуктивного пласта с последующим вскрытием продуктивного пласта и перекрытием его эксплуатационной колонной или хвостовиком. Если продуктивные пласты представлены устойчивыми породами, эксплуатационную колонну не спускают в скважину;

•  полное вскрытие продуктивного пласта с последующим спуском комбинированной обсадной колонны и применением манжетного способа цементирования. Манжета устанавливается на уровне кровли продуктивного пласта;

•  полное вскрытие продуктивного пласта со спуском колонны сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных пластов.

Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степенью и дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1.  При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины;

2.  При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны.

3.  Иногда в кровле продуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или после вскрытия пласта.

Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры не всегда надежно предотвращают поступления песка в скважину или часто засоряются. Поэтому применяют также и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину.

1.9 Способ освоения скважины

После спуска колонны-подъемника из насосно-компрессорных труб и скончания монтажа фонтанной арматуры приступают к выполнению последней и очень важной операции - освоению скважины.

Под освоением понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до наибольшего значения (для данной категории скважины) и подъема ее на дневную поверхность в сборные резервуары, а газа — в газопроводы.

При освоении скважины, параметры бурового раствора приводят в соответствие с требуемыми.

При отсутствии притока глинистый раствор заменяют на воду. В случае отсутствия притока из пласта снижают уровень жидкости в скважине «спя уменьшения давления на забой. Проектом предусмотрено снижение уровня в эксплуатационной колонне на 1500 м.

Вытеснение жидкости из скважины сжатым азотом производят с помощью передвижного компрессора высокого давления - АГУ-8К Освоение скважинынагнетанием сжатого азота осуществляется по следующей схеме. Через задвижку компрессором в затрубное пространство нагнетают сжатый азот, который вытесняет воду через спущенные в эксплуатационную колонну компрессорные трубы. Давление на забое сильно снижается, что вызывает интенсивный приток нефти и газа из пласта. В результате при наличии высокого давления в пласте происходит фонтанирование.

В случае отсутствия притока из пласта применением методов, основанных на снижении забойного давления, проводят различные операции по воздействию на призабойную зону пласта, т.е. осуществляют гидромеханическое, химическое или комбинированное воздействия, после чего вновь используют способы, направленные на снижение забойного давления и вызов притока из пласта

1.10 Контроль качества цементирования

нефтяная скважина бурение пласт

Наличие цементного камня проверяется с помощью АКЦ после ОЗЦ.

Сцепление цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины проверяется АКЦ после ОЗЦ.

Герметичность крепи проверяется опрессовкой после ОЗЦ. Герметичность цементного кольца проверяется опрессовкой после разбуривания цементного стакана и углубления под следующую колонну на 1-3 м.

В случае недоподъема цементного раствора до устья скважины необходимо провести ОЦК для определения высоты подъема цементного раствора.

1.11 Выбор буровой установки

Исходными данными при выборе буровой установки являются проектная глубина и конструкция скважины.

Буровую установку выбирают по ее максимальной грузоподъемности [GKp], обусловливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб:

Gбк. (или Gок.)<[Gкр].

Вес кондуктора

Gк = 5,22т

Вес I промежуточной колонны

G1пр = 98,42т

Вес II промежуточной колонны

GIIпр= 132,29т

Вес эксплуатационной колонны

Gэ.к.= 115,25т

Максимальный вес бурильной колонны с УБТ

Gб.к=159, 26т

Из приведенного расчета следует, что наибольшую нагрузку БУ будет испытывать при бурении под вторую промежуточную колонну.

Максимальные нагрузки с учетом расхаживания:

от веса бурильной колонны

Gбк= 159, 26 х 1,25 - 199,08 т;

от веса наиболее тяжелой обсадной колонны

Gб.к= 132, 29 х 1,25 - 165,36 т;

Для бурения данной скважины используем буровую установку ВМ -53 Д. Грузоподъемность установки ВМ - 53 Д - 320 Т.

РАЗДЕЛ 2. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

2.1 Обоснование режима спуска обсадных колонн

Под режимом спуска обсадной колонны понимают сборку обсадных труб в колонну СПУСК ее в скважину на длину каждой трубы, долив бурового раствора и промывку ствола.

Проектные решения должны обеспечить спуск обсадной колонны в заданный интервал ствола скважины без осложнений, удовлетворительную подготовку обсадной колонны и затрубного пространства к цементированию при выполнении технологических требований и инструктивных указаний по продолжительности проведения отдельных операций.

Обеспечение этих требований учитывается введением соответствующих ограничений:

•  на предельные давления Р в гидравлическом канале скважины; обеспечивающие отсутствие гидроразрыва пород, поглощений бурового раствора и нефтегазопроявлений при спуске колонны и промывке скважин:

Р≤[Рпол]i

- где [Рпол]i — допустимые давления поглощения любого i-гo пласта в разрезе

•  на предельные напряжения (ti) в обсадных трубах, их соединениях, элементах подъемной системы буровой установки:

Τ≤[Τпол]i,

где Τ i - проектные напряжения в каждом 1 -м элементе

колонны и оборудования;

•  на недопущение повреждения элементов колонной и заколонной технологической оснастки при спуске колонны в скважину.

Как правило, практика эксплуатации оборудования и проводка скважины позволяет учесть эти требования в виде ограничений на скорость спуска труб, частоту вращения барабана лебедки и других элементов подъемной системы, разгрузку индикатора веса, интенсивность торможения.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11