Технология строительства скважины (стр. 3 из 10)
1. Вертикальный участок
а1 = 0; h1 = 200 м; ℓ1 = h1 = 200 м
2. 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 = R1a/57,3 = 700×34/57,3 = 415,4 м
3. Участок стабилизации
a3 = h3×tg a = 1675,4×tg 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 aк - 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 = 2225×(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.
2.2.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот
Диаметр 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:
, ∆=5÷10 мм,где Dм = 0,186 м – диаметр муфты обсадной колонны,
,Кондуктор: Dк =Dд+2×δ, где δ – зазор между долотом и внутренней поверхностью 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 таблице 2.2.
Таблица 2.2 - Конструкция скважины
| Наименование колонны | Глубина спуска, м | dд., мм | dтруб, мм |
| Кондуктор | 0-650 | 295,3 | 245 |
| Эксплуатационная колонна | 0-2750 | 215,9 | 168 |
2.3 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам
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 (таблица 1.2) и пластовыми давлениями (таблица 1.5). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламенту 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 | Плотность раствора, г/см3 | Плотность, г/см3 | Норма расхода, кг/м3 |
| 1 | 2 | 4 | 5 | 6 |
| 0-690 | Глинопорошок | 1,18 | 2,6 | 307,125 |
| Сайпан | 1,40 | 0,36 | ||
| Габройл HV | 1,85 | 0,13 | ||
| ФК-2000 | 1,0 | 1,41 | ||
| Вода | 1,0 | 870,975 | ||
| 690-2930 | Глинопорошок | 1,10 | 2,6 | 187,688 |
| Сайпан | 1,40 | 1,32 | ||
| Габройл HV | 1,85 | 0,14 | ||
| НТФ | 1,18 | 0,07 | ||
| Кальциниров. сода | 2,5 | 0,16 | ||
| ТПФН | 2,5 | 0,09 | ||
| ФК-2000 | 1,0 | 3,640 | ||
| Каустическая сода | 2,02 | 0,08 | ||
| Na КМЦ 80/800 | 1,0 | 1,6 | ||
| СНПХ ПКЦ-0515 | 0,87 | 200 л. на скважину | ||
| Вода | 1,0 | 916,802 | ||
| 2930-3180 | Глинопрошок | 1,08 | 2,60 | 136,5 |
| Сайпан | 1,40 | 1,32 | ||
| Габройл HV | 1,85 | 0,14 | ||
| НТФ | 1,18 | 0,07 | ||
| Калициниров. сода | 2,5 | 0,16 | ||
| ТПФН | 2,5 | 0,09 | ||
| ФК-2000 | 1,00 | 3,640 | ||
| Nа КМЦ 80/800 | 1,0 | 1,6 | ||
| Каустическая сода | 2,,02 | 0,08 | ||
| Вода | 1,0 | 938,0 |
2.3.1 Обоснование параметров бурового раствора. Бурение под кондуктор
- пластовое давление:
= 
- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) 10-15%, принимается равным 15%:
- плотность бурового раствора:
С учетом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатоционных скважин на близлежащем Крапивинском месторождении и разведочных скважин на Двуреченском месторождении плотность бурового раствора принята
.Бурение под эксплуатоционную колонну:
Бурение под эксплуатоционную колонну до глубины изменения параметров раствора для вскрытия продуктивного пласта превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) должно составлять 10-15% в интервале 650-1200 м и 5-10% в интервале 1200-2500 м., в интервале от 2500 м и до проектной глубины 4-7%:
в интервале 650-1200 м
- максимальное пластовое давление:
- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) принимается 11%:
- плотность бурового раствора:
в интервале 1200-2500 м
- пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:
- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) с учетом технологических особенностей наработки бурового раствора и обеспечения устойчивости ствола скважины репрессия принимается равной 10%:
- плотность бурового раствора:
.в интервале 2500-2650 м
- максимальное пластовое давление:
- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:
- плотность бурового раствора:
.Бурение под эксплуатоционную колонну до вскрытия продуктивного пласта в интервале 2500-2650 м возможно с превышением гидростатического давления над пластовым не более чем на 35 кгс/см2.
- плотность бурового раствора из расчета репрессии 35 кгс/см2:
.Плотность бурового раствора для бурения интервала 2500-2650 м принимается 1,10 г/см3.
Бурение под эксплуатоционную колонну при вскрытии продуктивного пласта до глубины 2750 м должно осуществляться с превышением гидростатического давления над пластовым (репрессия) 4-7%. С учетом обеспечения устойчивости ствола скважины в вышележащих интервалах и предотвращения нефтеводопроявлений превышение гидростатического давления над пластовым принимается 7%:
- пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:
- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:
- плотность бурового раствора:
.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 = 25…30 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.