ооарбаб. Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная
 Скачать 4.62 Mb.
|
|
2.3.8 Обоснование критериев рациональной отработки долот Под показателем отработки долот подразумеваются данные, позволяющие оценить результаты его эксплуатации, в данных условиях, т.е. эффективность бурения. К основным технико-экономическим показателям работы долот относятся [14]: 1. Проходка на долото L - длина ствола скважины в массиве горных пород, пробуренного данным долотом. Этот показатель позволяет судить об объёме полезной работы, выполненной данным долотом при бурении. Для шарошечных долот этот показатель совпадает с проходкой за рейс, т.к. эти долота выходят из строя в течение первого же рейса. Проходка для алмазного долота обычно превосходит проходку за долбление. Для данных долот существует определенная документация, в которой указывается шифр долота, заводской номер, проходка за долбление, время механического бурения, параметры бурения, причину подъема долота. Как правило, недоработанное долото отправляют на следующую скважину для дальнейшей доработки. 2. Долговечность долота t представляет собой время бурения скважины данным долотом до его полного износа. Увеличение длительности работы инструмента может привести не только к полезным результатам (особенно ощутимы в глубоком бурении, где прирост рассматриваемого показателя по отношению к продолжительности спускоподъемных, подготовительно-заключительных и иных работ особенно ценен), но и к отрицательным. Отрицательные результаты могут быть выражены чрезмерным износом инструмента (вплоть до аварии или необходимости перебуривания ствола из-за уменьшения диаметра). Работа долота может прерваться при возникновении критической ситуации, определяемой бурильщиком, которая наступает под действием одного, реже нескольких обстоятельств следующего характера: а) Экономического (вследствие изменения свойств пород бурение которых данным долотом оказывается экономически не выгодным). б) Физического (предельно допустимое изнашивание долот по вооружению, его диаметру, опоре шарошки или сочетанием того и другого). в) Технологического (необходимость срочной замены забойного двигателя, элементов бурильной колонны, аварии). г) Геолого-технологического (достижение глубины, на которой необходимо переходить на долото другого диаметра, отбирать керн, проводить каротаж, цементировочные работы). 3. Механическая скорость бурения:  (2.55)где  - проходка на долото;  - время бурения.Эта величина характеризует буримость горной породы данным инструментом при данных значениях параметров режима бурения. С ростом глубины скважины высокая механическая скорость менее выгодна, чем увеличение проходки за рейс. Объясняется это увеличением длительности спускоподъемных работ при росте глубины скважин. 4. Рейсовая скорость бурения:  (2.56)где tСПО - длительность спускоподъемных операций с учетом времени наращивания колонны и смены долота. Величина  с ростом времени бурения снижается;. Техническая скорость бурения:  (2.57)где  - длительность вспомогательных операций. Величина технической скорости характеризует общий темп углубления скважины. . Удельные эксплуатационные затраты на 1 м проходки (себестоимость одного метра пробуренной скважины), определяемые по формуле:  (2.58)где  - стоимость 1 часа работы буровой установки; - стоимость долота. Рациональным типом породоразрушающего инструмента данного размера для конкретных условий бурения является такой тип, который при применении в данных условиях обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на 1 м проходки. Величина C с ростом времени вначале снижается, но при достижении значения tKP начинает возрастать. Время tKP указывает на момент подъема долота из скважины. Увеличение проходки на долото приводит к резкому сокращению числа спускоподъемных операций и снижает удельные эксплуатационные затраты на 1 м проходки.Показателем конечной стадии отработки долота является резкое снижение механической скорости бурения от начальной величины при износе вооружения долота или резкое повышение крутящего момента при износе опоры. Главным критерием отработки долота является рейсовая скорость, т.е. при достижении рейсовой скорости максимального значения долото следует заменить, к тому же, это обеспечивает минимальные сроки строительства скважины. В качестве основных критериев при выборе породоразрушающих инструментов использовались механическая скорость бурения и проходка на долото. 2.3.9 Технология бурения на участках искусственного искривления скважины и вскрытия продуктивного пласта Вид операций и тип КНБК для каждого интервала приведены в таблице 2.7 раздела 2.3.1. Данные о параметрах режима бурения по всем интервалам проектируемой скважины сводятся в таблице 2.11 Таблица 2.11 - Режимы бурения по интервалам
Бурение нижнего интервала скважины и вскрытие продуктивного пласта необходимо производить малолитражными забойными двигателями за одно долбление. В случае невозможности осуществить вскрытие пласта и добуривание скважины до проектной глубины за одно долбление (необходимость отбора керна, вскрытие многопластовых продуктивных горизонтов большой мощности и т.д.) углубление скважины осуществляется минимально возможным количеством рейсов. При этом с целью снижения гидродинамических нагрузок на пласт скорость спуска последних 400 - 500 м бурильного инструмента производится со скоростью, не превышающей 0,2 м/с, а подъем до башмака предыдущей колонны осуществляется на второй скорости для исключения эффекта поршневания. С учетом высокой подверженности продуктивного пласта проникновению составляющих промывочной жидкости, вскрытие продуктивного горизонта следует осуществлять на растворах низкой плотности с малым содержанием твердой фазы и высокой кольматирующей способностью, препятствующей проникновению фильтрата промывочной жидкости в эксплуатационный объект. Не допускается превышение плотности бурового раствора, находящегося в циркуляции не более чем на 0,02 кг/м3 от указанной в ГТН [1]. Для обеспечения качественной очистки призабойной зоны продуктивного пласта в период освоения необходимо снизить силы поверхностного натяжения на границе раздела фаз. С этой целью при бурении скважины за 50 - 100 м до кровли продуктивного пласта требуется ввести ПАВ неионогенной группы в количестве 1 %. Скорость спуска эксплуатационной колонны от башмака предыдущей колонны до проектной отметки не должна превышать 0,4 м/с. Для сохранения продуктивности пласта при цементировании репрессия на пласт должна быть минимально возможной. С этой целью непродуктивная часть скважины цементируется облегченным тампонажным раствором, а для качественного разобщения продуктивных пластов от водоносных, зона продуктивного горизонта цементируется тампонажным раствором нормальной плотности. В необходимых случаях производится установка заколонного пакера. С целью получения наиболее эффективной гидродинамической связи «скважина-пласт», предпочтение рекомендуется отдавать перфораторам с высокой пробивной способностью. При расстоянии от границ интервала перфорации до источника обводнения менее 10 м необходимо применять «щадящий» режим перфорации. В этом случае первым спуском простреливается не более 6 отверстий в интервале перфорации, наиболее удаленном от источника обводнения, затем интервал достреливается до необходимой плотности перфорации. Выбор режима перфорации (на депрессии или на репрессии) и плотности отверстий на 1 метр определяется исходя из условий залегания продуктивного пласта, его фильтрационными свойствами и степенью загрязнения призабойной зоны в процессе первичного вскрытия продуктивного горизонта. В зону перфорации закачивается порция специальной перфорационной жидкости, обладающие низкой фильтратоотдачей, минимальным показателем увлажняющей способности: VIP-120, растворы CaCl2, KCl, K2CO3 с добавками неионогенного ПАВ. Интервал времени между окончанием перфорации и началом вызова притока должен быть минимальным. В случае перфорации на депрессии вызов притока осуществляется сразу же после ее окончания. Исходя из опыта бурения на Северо-Прибрежной площади, для вскрытия продуктивного пласта используется глинистый буровой раствор. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта. Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор вводятся поверхностно-активные вещества - ПАВ (ПКД 515 или сульфанол) в соотношении 0,02% от общего объема бурового раствора. ПАВ гидрофобизируют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||