Физико-механические
свойства горных
пород по разрезу
скважины
Нефтегазоводоносность,
пластовые
давления и
температуры
Условия бурения.
Осложнения
при бурении
Выбор диаметров
обсадных колонн
и долот
Выбор способа
бурения
Проектирование
режима бурения
Возможно
использование
других типов
долот отечественного
или импортного
производства
по коду IADC
437, 447Х, 545Х
Потери давления
в замках ЛБТ
Расчёт потерь
давления в КП
против СБТ
Выбор бурового
насоса
Характеристика
скважины при
глубине спуска
бурильной
колонны на 1000
м
Составление
проектного
режима бурения
Выбор и расчет
обсадных труб
для эксплуатационной
колонны
Расчет времени
цементирования
Выбор метода
вызова притока
из пласта
Навигация
Условия бурения. Осложнения при бурении
Технология строительства скважины
67756
знаков
33
таблицы
11
изображений
1.4 Условия бурения. Осложнения при бурении
Таблица 1.6 - Поглощения бурового раствора
| Индекс страт. подраз-деления | Интервал, м | Макси-мальная интенсив-ность поглоще-ния, м3/ч | Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м | Имеется ли потеря циркуля-ции (да, нет) | Градиент давления поглощения, кгс/см2 на м | Условия возникновения | ||
| от | до | при вскрытии | после изоляционных работ | |||||
| Q-Pg1-Pg3 K1-2 | 0 650 | 530 2380 | 1 1 | 10 30 | нет нет | 0,15 0,12 | 0,20 0,18-0,20 | Увеличение плотности промывочной жидкости против проектной, репрессия на пласт >20% сверх гидростатического давления (частичное поглощение в песчаных породах) |
Таблица 1.7 - Осыпи и обвалы стенок скважины
| Индекс страт. подразделения | Интервал,м | Буровые растворы, применявшиеся ранее | Время до начала осложнения, сут | Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д) | |||
| от | до | тип раствора | Плотность, г/см3 | дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород | |||
| Q+Pg2+Pg1 K1-2 K1 | 0 1300 1762 | 530 1660 2257 | глинистый глинистый глинистый | 1,04 1,16 1,18 | В>10 см3 за 30 мин В>10 см3 за 30 мин В>10 см3 за 30 мин | 3,0 2,5 2,0 | Проработка, промывка, увеличение плотности и снижение водоотдачи промывочной жидкости |
Таблица 1.8 - Нефтегазоводопроявления
| Индекс страт. подразделения | Интервал, м | Вид проявля-емого флюида | Длина столба газа при ликвидации газопроявле-ния, м | Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, г/см3 | Условия возникновения | ||
| от | до | ||||||
| внутреннего | наружного | ||||||
К1 J3 J3 | 2260 2690 2720 | 2670 2717 2750 | вода нефть вода | – – – | 1,01 0,848 1,025 | 1,01 0,804 1,025 | Снижение противо-давления на пласт ниже гидростатичес-кого. Несоблюдение проектных параметров бур. раствора |
Таблица 1.9 - Прихватоопасные зоны
| Индекс страт. подразделения | Интервал, м | Вид прихвата | Раствор, при применении которого произошел прихват | Наличие ограниче-ний на ос-тавление инструмен-та без дви-жения или промывки (да, нет) | ||||
| от | до | тип | плот-ность, г/см3 | водоотдача, см3 30 мин | смазы-вающие добавки (название) | |||
| Q-Pg2-3 K1 K1 | 0 650 2000 | 530 2000 2380 | от обвала неустойчивых пород и зак-линки инстру-мента от заклинки бур. инстру-мента и сальникообразования от перепада пластового давления | глин. глин. глин. | 1,10 1,10 1,19 | 15,0 15,0 10,0 | – – – | да да да |
1.5 Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине
Таблица 1.10 - Геофизические исследования
| № пп | Наименование исследований | Масштаб записи | Замеры и отборы производятся: | |||
| На глубине, м | В интервале, м | |||||
| от | до | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| Кондуктор (0-650 м) В открытом стволе | ||||||
| 1. 2. 3. | Стандартный каротаж зондом А2.0 М0.5N, ПС* Кавернометрия* Инклинометрия | 1:500 1:500 через 10м | 650 650 650 | 0 0 0 | 650 650 650 | |
| В обсаженном стволе | ||||||
| 1. 2. | Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД) Плотностная цементометрия (ЦМ-8-12) | 1:500 1:500 | 650 650 | 0 0 | 650 650 | |
| Эксплуатоционная колонна (650-2750 м) В открытом стволе | ||||||
| 1. 2. 3. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. | Стандартный каротаж зондом А2.0 М0.5N, ПС* Стандартный каротаж зондами, А2.0 М0.5N, N6.0 М0.5N, ПС Кавернометрия* Кавернометрия* БКЗ зондами А0.4 М0.1N; А1.0 М0.1N; А4.0 М0.5N; А8.0 М0.5N; А0.5 М2.0А Индукционный каротаж (ИК)** Боковой каротаж (БК) Акустический каротаж (АКШ)* Микрозонды (МКЗ), микробоковой (МБК)* Гамма-гамма плотностной каротаж (ГГП)* Резистивиметрия* | 1:500 1:200 1:500 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 | 2750 2750 2750 2750 2750 2750 в интервале БКЗ 2750 2750 2750 | 650 2220 650 2600 2600 2220 в интерва-ле БКЗ 2600 2600 2600 | 2750 2750 2600 2750 2750 2750 в интер-вале БКЗ 2750 2750 2750 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| 11. 12. | Радиоактивный каротаж (ГК, НКТ)* Инклинометрия | 1:200 через 10м | 2750 2750 2750 | 2600 2600 650 | 2750 2750 2750 | |
| В обсаженном стволе | ||||||
| 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. | Радиоактивный каротаж(ГК,НКТ) +ЛМ Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД) Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД) Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ) Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ) МЛМ до перфорации МЛМ после перфорации Инклинометрия | 1:500 1:200 1:500 1:200 1:500 1:200 1:200 1:200 через 20м | 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 | 0 2600 0 2600 0 2600 2600 2600 650 | 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 |
Примечание: *) исследования проводятся в одной субвертикальной скважине куста; **) возможна запись ВИКИЗ.
2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ
2.1 Проектирование профиля скважины
Исходные данные:
1. Глубина скважины по вертикале (Н), м 2750
2. Отход (А), м 1500
3. Длина вертикального участка (h1), м 200
4. Глубина спуска кондуктора (L), м 650
Способ бурения – турбинный
Выбираем 4-х интервальный профиль с участками – вертикальный, набора, стабилизации, спада зенитного угла.
Набор зенитного угла осуществляется при бурении под кондуктор.
Определим вспомогательный угол a' по формуле
(2.1)
Очевидно, что максимальный зенитный угол будет больше a',
aор = a'+50= = 350.
Выберем угол вхождения в пласт aк =200.
Средний радиус искривления в интервале увеличения зенитного угла 0…350 составит R1 = 700 м.
Средний радиус кривизны на участке падения зенитного угла от 350 до 200 равен
Максимальный зенитный угол рассчитываем по формуле:
где A1 = A+R2 (1-cos aк)=1500+2225(1-cos200)=1634 м
H1 = H+R2 sin aк = 2750+2225 sin200 = 3511 м
Подставляя полученные значения находим a = 340
Находим длины участков ствола скважины ℓi и их горизонтальные ai и вертикальные hi проекции.
Вертикальный участок
а1 = 0; h1 = 200 м; ℓ1 = h1 = 200 м
Участок набора зенитного угла
a2 = R1(1-cos a) = 700(1-cos 340) = 120 м
h2 = R1 sin a = 700 sin 340 = 391,4 м
ℓ2 = R1 a/57,3 = 700Ч34/57,3 = 415,4 м
3. Участок стабилизации
a3 = h3Чtg a = 1675,4Чtg 340 = 1133 м
h3 = H1 – (h1+h2+h4) = 2750 - (200+391,4+483,2) = 1675,4 м
ℓ3 = h3 /cos a = 1675,4/cos 340 = 2020,9 м
4. Участок спада зенитного угла
a4 = R2(cos a к - cos a) = 2225(сos 200 - cos 340) = 246,2 м
h4 = R2(sin a - sin aк) = 2225(sin 340 - sin 200) = 483,2 м
ℓ4 = R2 (a-aк)/57,3 = 2225Ч(34-20)/57,3 = 543,6 м
Таблица 2.1 - Результаты расчётов
| Участок | аi, м | hi, м | ℓi, м |
| 1. Вертикальный | 0 | 200 | 200 |
| 2. Набор зенитного угла | 120 | 391,4 | 415,4 |
| 3. Стабилизации | 1133 | 1675,4 | 2020,9 |
| 4. Спада зенитного угла | 246,2 | 483,2 | 543,6 |
| 5. Сумма | 1499,5 | 2750 | 3180 |
2.2 Проектирование конструкции скважины
2.2.1 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска
Обоснование производим по графику совмещенных давлений.
Как видно из графика, по разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины следует исходить из других условий. В данном случае с целью перекрытия обвалоопасных глин люлинворской и талицкой свит, на глубину 650 м спускается кондуктор с установкой башмака в плотные ганькинские свиты.
Эксплуатационаая колонна спускается до забоя (2750 м) с целью укрепления стенок скважины и размещения в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов.
Похожие работы
... среде (табл. 1). Следовательно, при сбросе промывочной жидкости или шлама в морскую среду ее мутность будет сохраняться длительное время. Таким образом, при оценке экологической безопасности строительства скважин необходимо анализировать свойства бурового шлама, а не выбуренной породы. Отработанные буровые технологические жидкости. В процессе бурения, помимо промывочной, применяются и другие ...
... . Необходимость в цементировании "хвостовиков" или секций обсадных колонн возникает, если в конструкции скважины предусмотрен спуск колонны в виде "хвостовиков" или секций [2]. Выбираем простейший, наиболее технологичный и распространенный на данном месторождении и в Западной Сибири способ прямого цементирования, который предполагает доставку тампонажной смеси в затрубное пространство через ...
... и доработка в ОФ ЗАО "ССК" новой технологии ликвидации поглощений промывочной жидкости за счет использования профильных перекрывателей позволяет добиться значительного снижения материальных затрат на ликвидацию осложнений и на строительство скважин за счет облегчения конструкции скважин. Методы борьбы с катастрофическими поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин Поглощение бурового ...
... 2.2. Введение. Вертикальный ствол является вскрывающей горной выработкой для раскрытия фронта проходческих работ при строительстве станций метрополитена глубокого заложения. В процессе строительства подземного сооружения через вертикальный ствол ведут все строительные работы. Он служит для выдачи породы, подачи материалов, оборудования и элементов обделки, для ...
0 комментариев