|
|
Литология. инфа. Проектные сведения о районе буровых работ
3. Возможные осложнения по разрезу скважин
Поглощение бурового раствора
Таблица№3
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал залегания, м
|
Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч
|
Расстояние от устья скважин до статического уровня при его максимальном снижении, м
|
Имеется потеря циркуляции
(ДА, НЕТ)
|
Градиент давления поглощения, МПа/м
|
Условия возникновения поглощения (повышение плотности бурового раствора, гидродинамическое давление и др.)
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
при вскрытии
|
после изоляции работ
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
P2t
|
30
|
85
|
До 30
|
На устье
|
Нет
|
0,0123
|
0,0138
|
Повышение плотности бурового раствора и гидродинамических давлений при выполнении технологических операций сверх градиента поглощения.
|
P2ss
|
85
|
100
|
До 30
|
На устье
|
Нет
|
0,0140
|
0,0146
|
C1s
|
1020
|
1167
|
До 30
|
На устье
|
Нет
|
0,0173
|
0,0177
|
С1оk
|
1167
|
1220
|
До 30
|
На устье
|
Нет
|
0,0177
|
0,0178
|
Осыпи и обвалы стенок скважин
Таблица №3,1
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Буровые растворы, применявшиеся ранее
|
Время до начала осложнения, сут
|
Мероприятия по ликвидации последствий
(проработка, промывка и т.д.)
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
тип раствора
|
плотность, кг/м3
|
дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
Q
|
20
|
85
|
Нестабилизированный глинистый
|
1120
|
Условной вязкостью
25-30 с
|
7
|
Снизить время контакта бурового раствора с отложениями неустойчивых горных пород, путем исключения непроизводительных затрат времени (аварий, простоев).
Провести укрепляющие цементные заливки осложненных интервалов. Количество заливок - до 3-х. В случае отсутствия положительного результата, дальнейшие работы ведутся по дополнительному плану, согласованному с проектной организацией и Заказчиком.
|
С2vr
|
967
|
990
|
Стабилизированный глинистый
|
1110
|
Условная вязкость
35-40 с, водоотдача 6 см3/30 мин
|
15
|
С1bb-С1t
|
1365
|
1455
|
Стабилизированный карбонатно-глинистый
|
1110
|
Условная вязкость
35-40 с, водоотдача 6 см3/30 мин
|
-
|
Нефтегазоводопроявления
Таблица№3,2
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Вид проявления флюида (вода, нефть, конденсат, газ)
|
Длина столба газа при ликвидации газопроявления, м
|
Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3
|
Условия возникновения
|
Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков, газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т.д.)
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
внутрен-него
|
наружного
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
С1bb
|
1365
|
1375
|
Нефтепроявления
|
Отсутствует
|
979
|
979
|
Снижение противодавления на проявляющие пласты, в результате понижения плотности бурового раствора, недолива скважин и эффекта поршневания при СПО
|
Повышение газосодержания в промывочной жидкости, выход на поверхность части (пачки) бурового раствора, насыщенного газом, нефтью или пластовой водой во время промывки.
|
C1t
|
1380
|
1390
|
Нефтепроявления
|
-
|
889
|
889
|
D3zl
|
1505
|
1530
|
Нефтепроявления
|
-
|
902
|
902
|
D3fm
|
1560
|
1575
|
Нефтепроявления
|
-
|
910
|
910
|
Прихватоопасные зоны
Таблица №3,3
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальнико-образование и т.д.)
|
Раствор, при применении которого произошел прихват
|
Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (ДА, НЕТ)
|
Условия возникновения
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
тип
|
плотность, кг/м3
|
водоотдача, см3/30 мин
|
смазывающие добавки (название)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
Q
|
20
|
85
|
Сальникообразование, прилипание к стенке скважин
|
Нестабилизированный глинистый буровой раствор
|
1120
|
Не регламентируется
|
Графит
ГЛ-1
Смазка
ФК-1
|
ДА
(оставление инструмента в скважине без движения не более чем на
10 мин).
|
1. Нарушение плотности и реологических параметров бурового раствора.
2. Нарушение режима промывки скважин.
3. Оставление бурильного инструмента без движения в скважине.
|
С2vr
|
967
|
990
|
Обвалы глин и слабосцеметированных песчаников
|
Стабилизированный глинистый
|
1110
|
6
|
С1bb-С1t
|
1365
|
1380
|
Обвалы известняков, от перепада давления
|
D3zl
|
1505
|
1530
|
D3fm
|
1560
|
1575
|
Текучие породы
Таблица№3.4
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал залегания текучих пород, м
|
Краткое название пород
|
Минимальная плотность бурового раствора, предотвращающая течение пород, кг/м3
|
Условия возникновения
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
Текучие породы в разрезе скважин не установлены.
|
Прочие возможные осложнения
Таблица№3.5
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование
|
Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
P2
|
20
|
85
|
Образование каверн
|
При нарушении технологических параметров бурового раствора
|
С2vr
|
967
|
990
|
4.Геофизические исследования
Таблица№4
№ п/п
|
Наименование исследований
|
Масштаб записи
|
Замеры и отборы производятся
|
Скважинная аппаратура и приборы
|
Промыслово-геофизическая партия
|
Номера
таблиц
СНВ
на
ПГИ
|
по вертикали
|
по стволу
|
на глубине, м
|
в интервале, м
|
на глубине, м
|
в интервале, м
|
тип
|
группа сложности
|
название
|
дежурство на буровой, сут
|
от (верх)
|
до (низ)
|
от (верх)
|
до (низ)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
1
|
ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, профилемитрия, резистивиметрия, термометрия, замер естественной температуры пород, ВСП
|
1:500
|
420
|
0
|
420
|
420
|
0
|
420
|
ЭК-1; АБКТ
|
1
|
Промыслово-геофизическая организация по договору с Заказчиком работ
|
Не предусмотрено
|
4.1-4.6
|
1340
|
420
|
1340
|
1400
|
420
|
1400
|
1620
|
1290
|
1620
|
1685
|
1350
|
1685
|
2
|
Инклинометрия по стволу с точками замера через 10 м и перекрытием не менее пяти точек предыдущего замера.
Инклинометрия в интервалах набора зенитного угла осуществляется непрерывно.
При бурении участка стабилизации, инклинометрию проводить через 300-400 м бурения роторным способом и через 150-200 м проходки забойным двигателем.
|
|
420
|
0
|
420
|
420
|
0
|
420
|
ИМ-1;
ИН1-721;
КИТ-А
|
-
|
-
|
-
|
|
450
|
420
|
450
|
450
|
420
|
450
|
|
Непрерывно
|
450
|
613
|
Непрерывно
|
450
|
618
|
|
749
|
566
|
749
|
768
|
568
|
768
|
|
887
|
700
|
887
|
918
|
718
|
918
|
|
1043
|
837
|
1043
|
1090
|
868
|
1090
|
|
1410
|
1000
|
1410
|
1490
|
1090
|
1490
|
|
1620
|
1360
|
1620
|
1685
|
1440
|
1685
|
3
|
ГТИ
|
|
Непрерывно
|
420
|
1620
|
Непрерывно
|
420
|
1685
|
СГТ-1
|
1
|
Промыслово-геофизическая организация по договору подряда с Заказчиком
|
Не предусмотрено
|
4.1-4.6
|
4
|
РК перед отбором керна (за
20 м до заданного интервала ОК)
|
1:200
|
1345
|
1245
|
1345
|
1407
|
1307
|
1407
|
РК-П
|
1360
|
1260
|
1360
|
1422
|
1322
|
1422
|
1510
|
1410
|
1510
|
1548
|
1448
|
1548
|
1555
|
1455
|
1555
|
1603
|
1503
|
1603
|
5
|
ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, БМК, профилемитрия, ГК-С, НК, АК, ГГК-П, ГГК-Л
|
1:200
|
1620
|
1345
|
1620
|
1685
|
1406
|
1685
|
КС-3;
СКО-2;
СПАК-8;
РК-П
|
-
|
-
|
-
|
6
|
ИНК, ЯМК, ЦО (в открытом стволе, наиболее перспективных интервалах)
|
1:200
|
1620
|
1345
|
1620
|
1685
|
1406
|
1685
|
АЯМК-П
|
-
|
-
|
-
|
7
|
ГК, АКЦ, ГГК-Ц, ЛМ термометрия для определения ВПЦ
|
1:500
|
420
|
0
|
400
|
420
|
0
|
400
|
СГДТ-2;
КСА-Т7;
АКЦ-1 с «ИПАК»,
«УЗБА»
|
-
|
-
|
-
|
1620
|
0
|
1580
|
1685
|
0
|
1665
|
АКЦ, СГДТ
|
1:200
|
1620
|
0
|
1580
|
1685
|
0
|
1665
|
-
|
-
|
-
|
8
|
ДСИ в интервале кондуктора
|
1:500
|
420
|
0
|
400
|
420
|
0
|
400
|
ЯК-2(3)-923
ЯК-2(3)-923
|
-
|
-
|
-
|
|
|
1620
|
0
|
420
|
1685
|
0
|
420
|
|
|
|
эксплуатационной колонны
|
|
1620
|
0
|
1580
|
1685
|
0
|
1665
|
|
|
|
9
|
ЛМ, ГК, НК (ИНК), термометрия для уточнения выбора объекта
|
1:200
|
В интервале продуктивных пластов
|
КСА-Т7;
ИНК-7;
РК-4-841
|
-
|
-
|
-
|
10
|
Перед перфорацией – спуск шаблона с глубинным манометром для проверки проходимости приборов и уточнения давления в зоне перфорации
|
-
|
-
|
-
|
Примечание:
1. Исследования ДСИ (САТ) выполняются по решению технологической службы ЗАО «Оренбургнефтеотдача» в случае превышение времени механического бурения по интервалам, выше указанного в табл. 8.4.
2. Допускается применение других типов геофизических приборов и средств контроля пространственного положения ствола скважин, аналогичных по техническим характеристикам предложенным в табл. 4.16.
3. Комплекс геофизических исследований уточняется геологической службой ЗАО «Оренбургнефтеотдача» по результатам ГИС, анализа кернового материала и опробования.
4. Сопротивление бурового раствора (интервал бурения 420-1685 м) при выполнении геофизических работ должно быть не менее 0,5-1,0 Ом×м.
5. АКЦ в эксплуатационной колонне проводится через 72 часа после цементажа обсадной колонны 2 раза до и после опрессовки колонны.
6. Термометрия (ОЦК) – отбивка цементного кольца электротермометром для определения высоты подъема цемента. Проводится не ранее 16-24 часа после цементажа.
|
|
|
Скачать 159.79 Kb.