Интервалы осложнений и проявлений

Возможные интервалы поглощения промывочной жидкости, при бурении скважины К-215 приведены в таблице 4.1.1.1

Таблица 4.1.1.1 – Поглощение промывочной жидкости

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Максимальная интенсивность поглощения, м3/час	Расстояние от устья скважины до статического уровня при его max снижении, м	Имеется ли потеря циркуляции  (ДА, НЕТ)	Градиент давления поглощения, кгс/см2·м		Условия возникновения
	от	до				При вскры-тии	После изоля-цион-ных работ
? 2-3 ev	10	380	До полного	65	Да	0,119	0,20	При бурении слабо-сцементированных тер-ригенных пород, конта-ктные зоны интрузий и сами интрузии
?1-2 an	380	630	До полного	180	Да	0,135	0,20	На контактах вмещающих пород с долеритами и в самих долеритах.
?1 bul	970	1055				0,135	0,20	Горные породы склонные к гидгоразрыву. При превышении давления гидроразрыва
?1 bls2	1205	1340	До полного	210		0,133	0,20	При прохождении кон- тактных зон пород с долеритами и самих долеритов.
Рифей	2280	2450	60 м3/ч	350	Да	0,100	0,12	Естественная трещинно-ватость пород, низкие давления.

 

Возможные прочие осложнения, проявляемые при бурении скважины К-215 приведены в таблице 4.1.1.2.

Таблица 4.1.1.2 – Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Вид (название) осложнения	Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
	От	До
	0	40	Обвалы стенок скважины	Растепление ММП
? 2-3 ev	10	380	Кавернообразование	При прохождении слабосцементированных алевролитов
			Прихват инструмента	При поглощениях
			Увеличение удельного веса и вязкости П.Ж.	За счет наработки раствора при бурении глинистых пород.
?1-2 an	380	630	Кавернообразование	При прохождении соленосных отложений за счет вымывания каменной соли вследствие несоблюдения технологии бурения
?1 bls2	1145	1450	Кавернообразование	При прохождении соленосных отложений вследствие несоблюдения технологии бурения
?1 us	1690	2115	Кавернообразование	При вымывании пластов каменной соли
?1 us (os)	1990	2060	Изменение структуры П.Ж. (сворачивание, выпадение в осадок)	Агрессивное воздействие ионов кальция, магния и железа содержащихся в пластовой воде на полимерную составляющую П.Ж.

 

                                 4.2 Конструкция скважины

                                               

При проектировании конструкции скважины выбирается схема призабойного участка скважины. Проектом предусматривается следующая конструкция призабойного участка скважины (см. рис. 4).

Вскрытие продуктивного горизонта проектируется осуществить после цементирования эксплуатационной колонны с последующим спуском хвостовика в продуктивный горизонт. Учитывая назначение скважины, возможный дебит и способ вскрытия, диаметр хвостовика составит 114 мм. Диаметр последующих обсадных колонн принимается с учетом спуска хвостовика диаметром 114 мм и рекомендаций по наличию зазора между стенкой предыдущей обсадной колонны и муфтой последующей обсадной колонны.

Диаметр эксплуатационной колонны находится из следующего соотношения:

1. Определяется диаметр долота для бурения под хвостовик:

где D _м – диаметр муфты колонны, мм;

   Δ_н – радиальный зазор между муфтой и стенкой скважины:

Окончательно диаметр долот для бурения под хвостовик, составит D _д.х = 139,7 мм.

2. Определяется внутренний диаметр эксплуатационной колонны:

где δ – радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно

          принимается 5…10 мм (причем нижний предел для труб малого диаметра)

Окончательно наружный диаметр эксплуатационной колонны принимается (толщина стенки труб 10 мм) с диаметром муфты 194,5 мм .

Определяется диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну:

Окончательно диаметр долота для бурения под кондуктор составит D _д.к = 215,9 мм.

Для определения числа обсадных колонн, спускаемых в скважину, строится график изменения коэффициента аномальности пластовых давлений k _а и индекса давлений поглощения k _погл (см. рисунок 5). При бурении в пределах Куюмбинского участка были получены следующие давления (см. таблицу 4.2.1)

 

 

Таблица 4.2.1 – Давления пластовые, поглощения, гидроразрыва

Свита	Глубина, м	Давление, МПа
		пластовое	поглощения	гидроразрыва
Эвенкийская	190	1,7	2,0	2,9
Ангарская + Оленчиминская	680	7,0	8,8	10,3
Булайская	1013	10,0	13,0	15,3
Верхнебельская	1253	13,5	16,0	20,3
Нижнебельская	1570	16,6	19,4	25,0
Усольская	1903	22,0	27,2	32,0
Тетерская	2143	21,5	26,4	32,9
Собинская	2193	22,0	27,1	33,7
Катангская, Оскобинская	2248	22,5	27,7	34,4
Рифей	2363	22,3	24,5	36,0

 

Коэффициенты определяются по следующим формулам:

;

где P _пл – пластовое давление, МПа;

   Р_в – давление поглощения на глубине Н, МПа;

   Р_погл – давление поглощения, МПа.

1. Определение коэффициентов на глубине Н = 190 м.

;

Расчетные данные приводятся в таблице 4.2.2

Таблица 4.2.2 – Коэффициенты аномальности, поглощения

Свита	Коэффициент
	анамальности	поглощения
Эвенкийская	0,91	1,07
Ангарская + Оленчиминская	1,05	1,32
Булайская	1,01	1,31
Верхнебельская	1,1	1,3
Нижнебельская	1,08	1,26
Усольская	1,18	1,46
Тетерская, Собинская, Катангская, Оскобинская	1,02	1,26
Рифей	0,96	1,06

 

На основании таблицы 4.2.2 строится график изменений пластового (порового) давления, давлений поглощения и гидроразрыва (рис. 5). Число обсадных колонн и глубина спуска определяется на основании совмещенного графика, т.е. на основании совместимости отдельных зон с учетом геолого-технических условий (см. п: 4.1).

Учитывая возможные осложнения при бурении скважин на данной площади (обвалы стенок, нефтегазопроявления, поглощения и т.д. (см. п: 4.1.1)) применяется нижеследующая конструкция.

Исходя из графика совмещенных давлений, проектом предусматривается спуск эксплуатационной колонны (Ø 178 мм) на глубину 2180 м. Учитывая тип и назначение скважины, цементирование затрубного пространства обсадной колонны производится до глубины 300 м. Окончательное решение о спуске эксплуатационной колонны и глубине установки башмака принимается по результатам промыслово-геофизических исследований. На обсадные трубы в интервалах, где должна быть обеспечена высокая надежность и равномерность цементного кольца, устанавливаются центраторы и турболизаторы. Цементирование производят прямым способом до глубины 300 м.  

3. Кондуктор спускается на глубину 460 м с целью перекрытия слабосцементированных терригенных пород, контактных зон интрузий и самих интрузий для ликвидации геологических осложнений. Обсадная колонна под кондуктор цементируется до устья [4].

Определяется внутренний диаметр обсадной трубы под кондуктор:

Окончательно наружный диаметр трубы под кондуктор принимается с диаметром муфты 270 мм. Бурение под кондуктор осуществляется долотами диаметром:

Окончательно диаметр долота для бурения под кондуктор принимается:

4. Направляющая колонна в соответствии с проектными данными будет спущена до глубины 50 м с целью перекрытия слабоустойчивых, рыхлых четвертичных отложений, а также для предотвращения размыва устья скважины. Цементирование производится до устья.

Определяется внутренний диаметр обсадной трубы под направление:

 

Окончательно наружный диаметр трубы под направление принимается с диаметром муфты 349 мм. Бурение под направление осуществляется долотами диаметром:

 

Окончательно диаметр долота под направление принимается

Конструкция проектируемой скважины описана в таблице 4.2.1 и наглядно представлена на рисунке 7.

Таблица 4.2.1 – Конструкция скважины

Наименование колонны	Диаметр колонны, мм	Глубина спуска, м	Высота подъема цементного раствора за колонной, м	Диаметр долота, мм	Примечание.
Направление	324	50	До устья	393,7	Конструкция скважины корректируется в зависимости от фактических горно-геологических условий проводки
Кондуктор	245	460	До устья	295,3
Эксплуатационная	178	2180	До устья	215,9
Хвостовик	114	2080-2450	2080-2450	139,7

Примечание: окончательная конструкция скважин определяется по фактическим горно-геологическим условиям.

Испытания на герметичность обсадных колонн проводятся согласно «Правил безопасности…»  и нормативных отраслевых документов.

 

Обоснование способа бурения

Основные требования к выбору способа бурения – необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам.

Способ бурения скважины выбраны на основе данных особенностей геолого-технических условий проходки скважин на Куюмбинском месторождении, с учетом наличия зон осложнений, резко меняющихся литологических пачек пород, применяемых видов промывочных растворов, технологических особенностей силового и насосного оборудования показывают, что наиболее эффективным и приемлемым способом бурения является роторный при бурении вертикального участка скважины.

                                                                   

Промывка скважины

Тип и параметры промывочной жидкости выбираются, исходя из горно-геологических условий вскрываемого разреза, с учетом накопленного опыта строительства скважин на Куюмбинской площади.

Минимальная плотность промывочных жидкостей, в интервалах совместимых геолого-технических условий бурения определяется из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине превышающее пластовое, согласно п. 2.7.3.3 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБНиГП), Москва, 1998г. (РД08-200-98). Максимальная плотность промывочных жидкостей выбирается из условия, снижения вероятности вскрытия зон поглощений и предотвращения гидроразрыва горных пород в процессе проводки скважины.

Определяется значение относительной плотности ρ_о промывочной жидкости:

1. В интервале 0 – 390 м во избежание притока пластовых вод (таблица 4.1.1.1) из отложений эвенкийской свиты:

где k _р – коэффициент резерва (k _р = 1,10…1,15 в скважинах глубиной до 1200 м,

               k _р = 1,05…1,10 в скважинах глубиной 1200…2500).

Во избежание поглощений при р_у.к = 0 МПа и Δр_гд = 1 кПа/м:

где р_у.к – избыточное давление в кольцевом пространстве у устья, МПа;

   Δр_гд – градиент гидродинамического давления в кольцевом пространстве на

               участке от устья до глубины Н, кПа/м.

Результаты расчетов приведены в таблице 4.4.1.

Таблица 4.4.1 - Выбор плотности промывочной жидкости

Интервал глубин, м	Относительная плотность промывочной жидкости ρо		Рекомендуемая плотность промывочной жидкости, г/ см3
	во избежание притока пластового флюида	во избежание поглощения промывочной жидкости (менее)
0 – 390	1,1…1,15	1,03	1,05
390 – 970	1,155…1,208	1,22	1,17
970 – 1055	1,111…1,162	1,21
1055 – 1450	1,155…1,21	1,2
1450 – 1690	-	1,16
1690 – 2115	1,166…1,221	1,36
2115 – 2280	-	1,16
2280 – 2450	1,008…1,056	0,03	1,01

 

В качестве промывочных жидкостей, при бурении скважины, рекомендуются растворы представленные в таблице 4.4.2.

В связи с наличием большого количества зон осложнений, связанных с поглощениями, кавернообразованием (см. п: 4.1.1), при бурении под промежуточную колонну, а также исходя из промыслового опыта проводки скважин, опробуется вариант бурения ствола скважины на ЭРУО.

Запас бурового раствора на поверхности, а соответственно материалов и химреагентов выбирается исходя из правил техники безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.

Таблица 4.4.2 – Характеристика промывочной жидкости

Интервалы бурения под:	Тип промывоч-ной жидкости	Параметры промывочной жидкости						Состав, предполагаемый расход химреагентов
		Плотность, кН/м3	Вязкость, сек	Стабиль-ность, В	СНС1/10, дПа	Водоотда-ча, см3/30 мин	рН
Направ-ление	Глинистый раствор, обработанный КМЦ	10,5–11,0	40-60	-	60-70	4-6	8	Глинопорошок, сода кальцинированная, КМЦ
Кондуктор	Глинистый раствор, обработанный КМЦ	11,0-11,2	40-60	-	60-70	4 - 6	8	Глинопорошок, сода кальцинированная , КМЦ
Эксплуа-тационную колонну	ЭРУО	11,6 –11,8	15-30	Не меньше 250	15-20/ 25-40	1-2,5		Диз. топлово, эмульгатор, соль поваренная, вода
Хвостовик	ЭРУО	10,1	25-40	Не меньше 250	12-15/ 24-30	1,5-2,5		Диз. топлово, эмульгатор, соль поваренная, вода

Примечание: за 50 м до вскрытия продуктивного пласта произвести регенерацию бурового раствора, до этого применяется раствор, оставшийся после бурения под эксплуатационную колонну.

Для снижения гидравлических сопротивлений при использовании промывочных жидкостей на не нефтяной основе, в буровые растворы вводится графит, СМАД или антифрикционные эмульсии по ГОСТ 5344-50.

В целях снижения количества зон осложнений, улучшения показателей по отработки долот, допускается бурение под промежуточную колонну осуществлять на промывочной жидкости плотностью равной или меньше минимально допустимой /аэрация, ЭРУО с минимальной плотностью/. В этом случае работы проводятся только по специально разработанному технологическому регламенту, согласованному и утвержденному органами Госгортехнадзора.

Для улучшения реологических свойств растворов; более быстрого
приготовления рекомендуется использовать роторно-пульсационный аппарат типа РПА.         

Очистка бурового раствора от выбуренной породы производится в три ступени: на первой стадии очистки рекомендуется использовать вибрационные сита; на второй - пескоотделитель; на третьей илоотделитель (таблица 4.4.3).

При обработке раствора наполнителем промывка осуществляется без очистки бурового раствора.

Для сохранения окружающей среды, а также для экономии материалов и химреагентов предусматривается повторное использование буровых растворов в процессе строительства скважин.

По окончании строительства скважин буровой раствор будет перевозиться на другие объекты. Отработанные буровые растворы утилизируются и обезвреживаются, согласно действующих стандартов предприятия (СТП 9-10-(002-004)-91, СТП 9-21-001-90) и других методических указаний, с последующим захоронением твердого остатка.

Таблица 4.4.3 – Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Название	Типоразмер или шифр	Количество, шт	ГОСТ, ОСТ, ТУ, и т.д. на изготовление	Использование очистных устройств
				Ступенчатость очистки 1- вибросито; 2-1+пескоотделитель; 3-2+илоотделитель.	Интервал, м
					от (верх)	до (низ)
Вибросито	СВС-2	1	ТУ 39-01-08-416-78	1	0	2450
Пескоотделитель	ПГ-45	1	ТУ 26-02-950-82	2	0	2450
Глиномешалка	МГ2-4	1	ТУ 39-01-396-78		0	2450
Шламовый насос	ВШН-150	1			0	50
Фрезерно-струйная мельница	ФСМ-3	1	ТУ 41-01-404-81	1	0	2450
Цирк. система	2ЦС 3Д	1			0	2450
Илоотделитель	ИГ-45М	1	ТУ 24-08-662-72	3	481	2450
Дегазатор	ДВС-2	1	ТУ 41-01-065-79		2180	2450
Роторно-пульса-ционный аппарат	РПА-5	1			0	2450
Блок приготавления раствора	БПР-2	1			460	2450

При обработке раствора наполнителями, для предупреждения геологических осложнений, бурение ведется без очистки.