Проект ННС по С.Альметьевское площади глубинной Н=1926м., смещение А=926м

 

 

 

Выбор конструкции скважины

Для бурения  данной скважины необходимо применить  следующую конструкцию:

Направление – для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями; предназначено для предотвращения размыва устья скважины. Спускается на глубину от 0 – 50 метров с целью предотвращения осыпей и обвалов в Четвертичном ярусе на глубине от 0 – 7 метров и предотвращает размытие устья при циркуляции бурового раствора. Диаметр колонны выбираем 490 мм, толщина стенки 10 мм, диаметр долота 490мм.

Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн. Спускается на глубину от 0 – 283 метров для предотвращения осыпей и обвалов в Четвертичном ярусе и начало поглощения в Уфимском на глубине от 62 до 83 метров. Диаметр колонны выбираем 324 мм, толщина стенки 9,5 мм, диаметр долота 393,7мм.

Промежуточная обсадная колонна – для крепления  и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими. Спускается на глубину от 0 – 990 для предотвращения осложнений и аварий в скважине при бурении последующего интервала, в благоприятных условиях может использована в качестве эксплуатационных. Диаметр колонны выбираем 245 мм, толщина стенки 7,9 мм, диаметр долота 295,3 мм.

Эксплуатационная  колонна – служит для крепления  и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными способами. Спускается на глубину от 0 – 1926 метров для предотвращения осложнений на протяжении всей скважины и для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивны пласт с целью поддержания давления в нем. Диаметр колонны выбираем 168 мм,

толщина стенки 8,9 мм, диаметр долота 215,9 мм.

Наименование	Диаметр обсадных колон, мм		Диаметр  долот, мм	Интервал цементирования, Н	Глубина спуска, м
Направление	426		490	50	50
Промежуточный кондуктор	324		383,7	283	283
Кондуктор	245		295,3	990	990
Экс. Колонна		168	215,9	1926	1926

 

Конструкция скважины

 

Направление           Кондуктор          Пром. колонна          Экс. колонна

  Ø426х10мм                    Ø324х9,5мм                    Ø245х7,9мм                         Ø168х7,3мм

 

 

 

 

50м            

Ø 490 мм

                               

                                           

                                         

 

 

 

 

                                         283м

Ø 393,7 мм

                                                                                                          

                                                                                                      

 

 

 

 

 

 

 

 

 

990м

Ø 215,9 мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1926м

Ø 215,9 мм

 

 

 

          2 Расчетно-техническая часть работы

2.1 Обоснования выбора типа промывочной жидкости по интервалам глубин

При бурении  под направление от 0 до 50 метров выбираем буровой  раствор который должен удовлетворять следующим требованиям, предотвращать осыпи и обвалы в Четвертичном ярусе на глубине с 0 до 7 м, предотвращать размыв стенок скважины, создавать противодавление на пласты. Поэтому в качестве промывочной жидкости выбираем глинистый раствор, так как он глинизирует стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Плотность и вязкость глинистых растворов таковы, что они удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке.  Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении.

При бурении  под кондуктор от 50 до 283 метров бурение вести на ЕВС, так как наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Также в этом ярусе может начаться поглощение, ПУХ, то для их ликвидации можно применить различные пакеры или профильные перекрыватели для изоляции этих зон.

При бурении  под промежуточную колонну от 283 до 663 метров бурение вести так же на ЕВС, а интервал 663 до 990 бурение вести на глинистом растворе, так как наблюдаются осыпи, обвалы в Казанском ярусе, поглощение в Уфимском ярусе. Глинистый раствор поможет избежать всех этих осложнений на данном интервале бурения.

Интервал  от 1136 до 1747 предложен бурить на ЕВС.В Н.Фаменском ярусе наблюдаются водо-проявление и поглощение, для их ликвидации можно применить различные пакеры или профильные перекрыватели для изоляции этих зон.

При вскрытии продуктивного пласта раствор должен удовлетворять следующим требованиям, предотвращать обвалы в Верейском и Башкирском горизонте на глубине от 1757 до 1788 метров, чтобы проницаемость коллектора была сохранена и призабойная зона не загрязнялась жидкой и твердой фазами бурового раствора. Поэтому вскрытие продуктивного пласта от 1831 до  1926 лучше вести на ПГМР, так как он сохраняет коллекторские свойства продуктивного пласта, качественную очистку ствола скважины от выбуренной породы, устойчивость стенок скважины, бурение без осложнений мощных глинистых интервалов.

 

  

 

    2.2 Выбор состава бурового раствора по интервалам глубин

   Буровые растворы представляют собой многокомпонентные дисперсные системы, в которых каждый компонент выполняет определенные функции.

Обязательным  компонентом бурового раствора является дисперсионная среда, обеспечивающая подвижность раствора.

Чтобы ограничить потерю дисперсионной среды за счет фильтрации в проницаемые породы, буровой раствор должен иметь  в своем составе компонент, образующий малопроницаемую фильтрационную корку. Исключением из этого правила, может  быть случай применения воды в качестве промывочной жидкости при неограниченном водоснабжения или при разбуривании непроницаемых пород.

Коркообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой и капельки жидкой дисперсной фазы, окруженные защитной оболочкой.

Для того чтобы буровой раствор, заполняющий  скважину и наземную циркуляционную систему, сохранял седиментационную устойчивость, необходимо иметь в его составе компонент, обеспечивающий тиксотропное структурообразование. Структурообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой дисперсной фазы, органические молекулы с большой молекулярной массой.

Дисперсионная среда, твердая корко и структурообразующая дисперсная фаза составляют основу подавляющего большинства промывочных жидкостей.

Помимо  компонентов, составляющих основу промывочной  жидкости, в ее состав обычно входят реагенты и добавки, придающие буровому раствору необходимые свойства.

Составы специальных промывочных жидкостей, таких как растворы с конденсированной твердой фазой, асбогелевые, асбогуматные, торфогуматные растворы, буровые растворы на углеводородной основе, относительно стабильны. Причиной этого является либо недостаточная разработанность таких систем, либо ограниченность ассортимента реагентов и добавок для них.

Наибольшее  разнообразие состава характерно для  глинистых растворов, которые продолжают оставаться наиболее универсальным  типом промывочной жидкости.

Для разбуривания интервала 0 – 50м используем глинистый раствор. В состав глинистого раствора будут входить следующие компоненты:

- Бентонит 

- КМЦ-600

- Вода

- Сульфит  натрия (Na2SO3)

Бентонит  – раствор глинизирует стенки скважины, покрывая их плотной тонкой коркой, препятствующей проникновению  в пласты фильтрата. Утяжеленный  буровой раствор предупреждает  проникновение пластовых вод, а  также нефти и газа в скважину, что исключает открытое фонтанирование при бурении. Качественная буровая  смесь позволяет избежать возможных  неприятных инцидентов при работе и  ускоряет процесс бурения.

КМЦ-600

Как структурообразователь, понизитель фильтрации нужно использовать карбоксилметилцелюлозу. КМЦ 600 представляет собой рассыпающееся белое или слегка кремовое волокнистое вещество, относительно медленно растворяющееся в воде с образованием вязкого коллоидного раствора. Назначение низковязкой КМЦ -снижение водоотдачи буровых растворов средней минерализации при температуре 130-140 0С. Высоковязкая КМЦ обладает способностью снижать водоотдачу буровых растворов вплоть до насыщения их хлористым натрием.

Для разбуривания интервала 50 – 663 используем ЕВС.

Для разбуривания интервала 663 – 990 используем глинистый раствор. Состав оставляем прежним.

Для разбуривания интервала 990- 1831 используем ЕВС.

Для разбуривания интервала 1831 – 1926 м используем полимерно глинистый меловой раствор. В состав ПГМР будут входить следующие компоненты:

- Бентонит

- КМЦ  – 600

- Петросил

- Бактерицид

- кальцинированная  сода Na2CO3

- Карбонатный  утяжелитель 

КМЦ-600

Как структурообразователь, понизитель фильтрации нужно использовать карбоксилметилцелюлозу. КМЦ 600 представляет собой рассыпающееся белое или слегка кремовое волокнистое вещество, относительно медленно растворяющееся в воде с образованием вязкого коллоидного раствора. Назначение низковязкой КМЦ -снижение водоотдачи буровых растворов средней минерализации при температуре 130-140 0С. Высоковязкая КМЦ обладает способностью снижать водоотдачу буровых растворов вплоть до насыщения их хлористым натрием.

Бентонит 

Раствор глинизирует стенки скважины, покрывая их плотной тонкой коркой, препятствующей проникновению в пласты фильтрата. Утяжеленный буровой раствор  предупреждает проникновение пластовых  вод, а также нефти и газа в  скважину, что исключает открытое фонтанирование при бурении. Качественная буровая смесь позволяет избежать возможных неприятных инцидентов при  работе и ускоряет процесс бурения.

Кальцинированная  сода Na2CO3

Для улучшения  гидратации облегчения диспергирования  выбуренной породы раствор обрабатывают кальцинированной содой Na2CO3; необходимый  для связывания катионов Са +2, попадающих в раствор с пластовыми водами. Реагент является мелкокристаллическим порошком и в зависимости от чистоты имеет цвет от белого до светло-серого. Выпускается в безводном виде или с содержанием кристаллической воды до 60%. Применяется для обработки в виде водных растворов 15%-ой концентрации. В воде растворяется относительно медленно. Добавление избытка кальцинированной соды вызывает коагуляцию раствора, рост вязкости и предельного статического напряжения сдвига. Помимо этого необходимо регулировать водоотдачу бурового раствора.

Бактерицид 

 Предназначен для предотвращения бактериального разложения органических компонентов буровых растворов на водной основе, таких как полисахариды и биополимеры. Представляет собой прозрачную жидкость желтого цвета с рН=4-7.

Карбонатный утяжелитель 

Предназначен  для повышения плотности буровых  растворов при бурении, обеспечивает плотность буровых растворов  до 1,70 г/см3. Целесообразно использовать при вскрытии продуктивных пластов. Растворимость при кислотной  обработке 98%, обладает седиментационной устойчивостью.

 

 

     2.3 Выбор показателей свойств промывочной жидкости по интервалам глубин

 

Выбор плотности бурового раствора

 Выбор  плотности бурового раствора  регламентирован действующими «Едиными  техническими правилами ведения  работ при строительстве скважин  на нефтяных, газовых и газоконденсатных  месторождениях». Согласно этим  правилам, плотность бурового раствора  должна быть такой, чтобы статическое  давление раствора превышало  бы пластовое давление на 4-15%. В то же время, правила ограничивают  превышение давления раствора  над пластовым давлением величиной  1,5-3,5 МПа.

Плотность промывочной жидкости для бурения  какого-либо интервала можно рассчитать по формулам:

В этих формулах Р_пл -пластовое давление в кровле пласта с наиболее высоким давлением в рассматриваемом интервале, Па;

Z_К  -глубина залегания кровли этого пласта, м;

g  = 9,81 м/с² -ускорение свободного падения;

ρ_в = 1000 кг/м³-плотность воды;

α  = 1,04–1,15 -коэффициент запаса, характеризующий регламентированное «Едиными техническими правилами» превышение давления бурового раствора над пластовым давлением;