вп. Составление регламента на углубление вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2870 м на Сургутском месторождении по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин
 Скачать 0.9 Mb.
|
Продолжение таблицы 6
П | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
родолжение таблицы 6| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 12 | 2600-2870 | III 215,9 С-ГВ-R192 Калибратор 10КСИ – 212 СТ(215,9) 3ТСШ1-195 (3 секции) Клапан обратный КОБ 1783-147 УБТ-203 ЛБТ-147 ПК 127х9,19 Д ТВКП (квадрат) Л | ТУ 3664-874-05749180-98 ОСТ 39-078-79 ГОСТ 26673-85 НПП «Азимут» г. Уфа ТУ 14-3-835-79 ГОСТ Р 50278-92 ГОСТ Р 50278-92 ТУ 14-3-755-78 | 215,9 215,9 195,0 178,0 203,0 147,0 127,0 140х140 | 0,350 0,45 25,70 0,410 24,0 2178 700 26,00 | 36,1 50,0 4790,0 45,0 5114,4 59590,1 21854 2938,00 | Уменьшение зенитного угла при бурении под эксплутационную колонну |
| 13 | 710-2870 | III 215,9 С-ГВ-R192 Калибратор 10КСИ – 212 СТ(215,9) 3ТСШ1-195 (3 секции) Клапан обратный КОБ 1783-147 УБТ-203 ЛБТ-147 ПК 127х9,19 Д ТВКП (квадрат) Л | ТУ 3664-874-05749180-98 ОСТ 39-078-79 ГОСТ 26673-85 НПП «Азимут» г. Уфа ТУ 14-3-835-79 ГОСТ Р 50278-92 ГОСТ Р 50278-92 ТУ 14-3-755-78 | 215,9 215,9 195,0 178,0 203,0 147,0 127,0 140х140 | 0,350 0,45 25,70 0,410 24,0 2178 700 26,00 | 36,1 50,0 4790,0 45,0 5114,4 59590,1 21854 2938,00 | Шаблонировка (проработка) ствола скважины перед спуском эксплуотацион- ной колонны |
2
.2 Выявление вида и зон осложнений в скважинеВыявление зон осложнений (технических интервалов) проводим с учетом данных о геологическом строении разреза и результатов обработки промысловых данных.
Таблица 7 – Сведения о поглощениях бурового раствора
-
Индекс стратиграфического подразделения
Интервал, м
Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч
Условия
возникновения
от (верх)
до (низ)
Q – P3/2
0
690
до 5.0
Отклонение параметров бурового раствора от проектных
Таблица 8 – Нефтеводопроявления
-
Индекс
стратигра-
фического подраз-
деления
Интервал, м
Вид флюида
Плотность флюида, кг/м3
Условия
возникновения
Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличение водоотдачи и т.д.)
от
(верх)
до
(низ)
K2-K1
1090
1890
вода
1010
Пренебрежение постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента, снижение давления в скважине ниже гидростатического, низкое качество глинистого раствора
Перелива воды
J3(ЮС1)
2820
2845
нефть
770
В виде пленок нефти
Т
аблица 9 - Осыпи и обвалы стенок скважины-
Индекс
стратигра-фического подразде-
ления
Интервал, м
Мероприятия по
ликвидации
последствий (проработка, промывка и т.д.)
от
(верх)
до
(низ)
Q-P1/2
0
690
Перекрытие кондуктором
P1/2-K1
690
1890
Промывка,
проработка
K1
1890
2030
Таблица 10 - Прихватоопасные зоны
-
Индекс стратигра-фического подразде-ления
Интервал, м
Условия
возникновения
от
(верх)
до
(низ)
Q-P1/2
0
690
Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО
K2-K1
1090
1890
J3(ЮС1)
2820
2845
2.3 Конструкция скважин
Конструкция скважины выбирается с учетом конкретных геолого-технических условий, анализа промысловой информации и с учётом опыта бурения скважин в данном регионе. При разработке конструкции скважины приняты во внимание следующие особенности геологического строения разреза:
Газонасыщенных пластов в разрезе нет;
Аномально высоких пластовых давлений нет;
ММП отсутствуют;
Интенсивные осыпи стенок скважины происходят в интервале 0-690 (по вертикали);
Максимальная пластовая температура 90 градусов Цельсия;
Кровля проектного горизонта по вертикали – 2820 м;
Проектная глубина скважины по вертикали 2870 м;
Конструкция скважины представлена:
направлением диаметром 324 мм, спускаемого на глубину 30 м и цементируется до устья;
кондуктором диаметром 245 мм, спускаемого на глубину 710 м и цементируется до устья;
эксплуатационная колонна диаметром 146 (178) мм спускается на проектную глубину 2870 м по вертикали.
Бурение под направление производится роторным способом, долотом типа III 393,7 СГВУ R-167. Бурение под кондуктор производится турбинным способом Турбиной Т12РТ - 240, долотом типа III 295,3 МСЗ-ГНУ-R-37. Бурение под эксплуатационную колонну производится ГЗД 3ТСШ1-195 и ДРУ-172 РС в сочетании с долотоми III 215,9 МЗГВ-R-155 и III215,9 СГВ R-192.
Таблица 11 - Конструкция скважины
| № п/п | Название колонны | Диаметр, мм | Интервал спуска, м |
| по вертикали | |||
| 1 | Направление | 324 | 0-30 |
| 2 | Кондуктор | 245 | 0-710 |
| 3 | Эксплуатационная | 146(178) | 0 – 2870 |
2
.4 Тип и свойства промывочной жидкостиТип и данные параметры буровых растворов для бурения данной скважины представлены в таблице 12 и основаны на промысловой информации с Сургутского месторождения.
При бурении под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины. Для бурения используется буровой раствор наработанный на предыдущих скважинах.
Бурение под эксплуатационную колонну производится полимер глинистым раствором, оставшимся после бурения интервала под кондуктор, который разбавляется технической водой и обробатывается хим.реагентами для достижения параметров раствора, указанных в таблице 12.
Причем перед вскрытием продуктивного пласта, с целью максимального сохранения его коллекторских свойств, предусматривается исключение из рецептур обработки бурового раствора акриловых полимеров (Сайпан, Сайдрил, Дк-дрил) и переход на обработку раствора реагентами КМЦ, НТФ, ФК-2000, ФХЛС и графит.
Т
аблица 12– Тип и параметры бурового раствора-
Тип раствора
Интервал бурения, м
ρ,
кг/м3
Условная вязкость, с
Песок %
Водоотдача, см3/30 мин
СНС, дПа
К, мм
рН,
%
от
(кровля)
до
(подошва)
1
10
Полимерглинистый
0
710
1160-1180
30-35
до 1-2
8-6
15-20
25-35
1-1,5
7,5-8,5
Естественный полимерглинистый
710
1200
1100
23-25
0,5
6
2-5
15-20
0,5
7,5-8
1200
2710
1110
23-25
0,5
6-4
2-5
15-20
0,5
7,5-8
Глинистый раствор
2710
2870
1100
25-27
0,5
4-3,5
3-5
20-25
0,5
7,5-8