Технология строительства скважины (стр. 2 из 10)
Таблица 1.4 - Водоносность
| Индекс пласта | Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Тип коллектора | Плотность, г/см3 | Фазовая проницаемость, мдарси | Свободный дебит, м3/сут | Химический состав воды в г/л | Степень минерализации, г/л | Тип воды по Сулину ГКН(М)- гидрокарбонатно-натриевый (магниевый) ХЛМ- хлормагниевый ХЛН- хлорнатриевый ХЛК- хлоркальциевый | Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет) | ||||||
| Анионы | Катионы | |||||||||||||||
| от | до | Cl- | SO4-- | HCO3- | Na+K+ | Mg++ | Ca++ | |||||||||
| группа ПКгруппа АЮ13 | Q, Pg1-Pg3K1-2K1K1J3 | 20867176222602720 | 5681720200026702750 | порпорпорпорпор | 1,01,011,011,011,02 | 500300203010 | 1,0200,03,012,05,6 | –50219910 | ––1,0–– | –0281,01,2 | –48,015,086,011,6 | –1,0185,00,2 | 01,01790,8 | 0,7915,018,017,033,4 | ГКМХЛКГКНХЛНХЛК | ДаНетНетНетНет |
Таблица 1.5 - Давление и температура по разрезу скважины (в графах 6, 9, 12, 15, 17 проставляются условные обозначения источника получения градиентов: ПСР- прогноз по сейсморазве-дочным данным, ПГФ- геофизическим исследованиям, РФЗ- расчет по фактическим замерам в скважинах)
| Индекс страт. подразделения | Интервал, м | Градиент давления | ||||||||||||
| от | до | пластового | порового | гидроразрыва пород | горного | |||||||||
| кгс/см2 на м | источник получения | кгс/см2 на м | источник получения | кгс/см2 на м | источник получения | кгс/см2 на м | источник получения | |||||||
| от | до | от | до | от | до | от | до | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 |
| QPg3-NnkPg2-Pg3cgPg2 llPg1 tlK2 gnK2 slK2 ipK2 kzK1-2 pk | 062212357507568712772852867 | 622123575075687127728528671667 | 0,00,10,10,10,10,10,10,10,10,1 | 0,10,10,10,10,10,10,10,10,10,1 | ПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФ | 0,00,10,10,10,10,10,10,10,10,1 | 0,10,10,10,10,10,10,10,10,10,1 | ПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФ | 0,00,20,20,20,20,20,20,20,20,18 | 0,20,20,20,20,20,20,20,20,20,18 | ПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФ | 0,00,20,20,210,210,210,220,220,220,22 | 0,20,20,210,210,210,220,220,220,220,23 | ПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФПГФ |
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-Pg3K1-2 | 0650 | 5302380 | 11 | 1030 | нетнет | 0,150,12 | 0,200,18-0,20 | 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+Pg1K1-2K1 | 013001762 | 53016602257 | глинистыйглинистыйглинистый | 1,041,161,18 | В>10 см3 за 30 минВ>10 см3 за 30 минВ>10 см3 за 30 мин | 3,02,52,0 | 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 | ||||||
| К1J3J3 | 226026902720 | 267027172750 | воданефтьвода | ––– | 1,010,8481,025 | 1,010,8041,025 | 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, см330 мин | смазы-вающие добавки (название) | |||
| Q-Pg2-3K1K1 | 06502000 | 53020002380 | от обвала неустойчивых пород и зак-линки инстру-ментаот заклинки бур. инстру-мента и сальникообразованияот перепада пластового давления | глин.глин.глин. | 1,101,101,19 | 15,015,010,0 | ––– | дадада |
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 | 1:5001:500через 10м | 650650650 | 000 | 650650650 | |||||
| В обсаженном стволе | ||||||||||
| 1.2. | Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД)Плотностная цементометрия (ЦМ-8-12) | 1:5001:500 | 650650 | 00 | 650650 | |||||
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, ПСКавернометрия*Кавернометрия*БКЗ зондами А0.4 М0.1N; А1.0 М0.1N; А4.0 М0.5N; А8.0 М0.5N; А0.5 М2.0АИндукционный каротаж (ИК)**Боковой каротаж (БК)Акустический каротаж (АКШ)*Микрозонды (МКЗ), микробоковой (МБК)*Гамма-гамма плотностной каротаж (ГГП)*Резистивиметрия* | 1:5001:2001:5001:2001:2001:2001:2001:2001:2001:2001:2001:2001:200 | 275027502750275027502750в интервале БКЗ275027502750 | 6502220650260026002220в интерва-ле БКЗ260026002600 | 275027502600275027502750в интер-вале БКЗ275027502750 | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |||||
| 11.12. | Радиоактивный каротаж (ГК, НКТ)*Инклинометрия | 1:200через 10м | 275027502750 | 26002600650 | 275027502750 | |||||
| В обсаженном стволе | ||||||||||
| 1.2.3.4.5.6.7. | Радиоактивный каротаж(ГК,НКТ) +ЛМАкустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД)Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД)Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ)Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ)МЛМ до перфорацииМЛМ после перфорацииИнклинометрия | 1:5001:2001:5001:2001:5001:2001:2001:200через 20м | 275027502750275027502750275027502750 | 02600026000260026002600650 | 275027502750275027502750275027502750 | |||||
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.