Технология строительства скважины
Таблица 1.10 - Геофизические исследования
№ пп
|
Наименование
исследований
|
Масштаб записи
|
Замеры и отборы
производятся:
|
На глубине, м
|
В интервале, м
|
от
|
до
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
Кондуктор (0-650
м)
В открытом стволе
|
1.
2.
3.
|
Стандартный
каротаж зондом А2.0 М0.5N, ПС*
Кавернометрия*
Инклинометрия
|
1:500
1:500
через 10м
|
650
650
650
|
0
0
0
|
650
650
650
|
В обсаженном стволе
|
1.
2.
|
Акустическая
цементометрия (АКЦ с записью ФКД)
Плотностная цементометрия
(ЦМ-8-12)
|
1:500
1:500
|
650
650
|
0
0
|
650
650
|
Эксплуатоционная
колонна (650-2750 м)
В открытом стволе
|
1.
2.
3.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
|
Стандартный
каротаж зондом А2.0 М0.5N, ПС*
Стандартный
каротаж зондами, А2.0 М0.5N, N6.0 М0.5N, ПС
Кавернометрия*
Кавернометрия*
БКЗ зондами А0.4
М0.1N; А1.0 М0.1N; А4.0 М0.5N; А8.0 М0.5N; А0.5 М2.0А
Индукционный
каротаж (ИК)**
Боковой каротаж
(БК)
Акустический
каротаж (АКШ)*
Микрозонды (МКЗ),
микробоковой (МБК)*
Гамма-гамма
плотностной каротаж (ГГП)*
Резистивиметрия*
|
1:500
1:200
1:500
1:200
1:200
1:200
1:200
1:200
1:200
1:200
1:200
1:200
1:200
|
2750
2750
2750
2750
2750
2750
в интервале БКЗ
2750
2750
2750
|
650
2220
650
2600
2600
2220
в интерва-ле
БКЗ
2600
2600
2600
|
2750
2750
2600
2750
2750
2750
в интер-вале БКЗ
2750
2750
2750
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
11.
12.
|
Радиоактивный
каротаж (ГК, НКТ)*
Инклинометрия
|
1:200
через 10м
|
2750
2750
2750
|
2600
2600
650
|
2750
2750
2750
|
В обсаженном стволе
|
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
|
Радиоактивный
каротаж(ГК,НКТ) +ЛМ
Акустическая
цементометрия (АКЦ с записью ФКД)
Акустическая
цементометрия (АКЦ с записью ФКД)
Плотностная
цементометрия (СГДТ-НВ)
Плотностная
цементометрия (СГДТ-НВ)
МЛМ до перфорации
МЛМ после
перфорации
Инклинометрия
|
1:500
1:200
1:500
1:200
1:500
1:200
1:200
1:200
через 20м
|
2750
2750
2750
2750
2750
2750
2750
2750
2750
|
0
2600
0
2600
0
2600
2600
2600
650
|
2750
2750
2750
2750
2750
2750
2750
2750
2750
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Примечание: *) исследования проводятся в
одной субвертикальной скважине куста; **) возможна запись ВИКИЗ.
2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ
2.1 Проектирование профиля скважины
Исходные данные:
1. Глубина скважины по
вертикале (Н), м 2750
2. Отход (А), м 1500
3. Длина вертикального
участка (h1), м 200
4. Глубина спуска
кондуктора (L), м 650
Способ бурения –
турбинный
Выбираем 4-х
интервальный профиль с участками – вертикальный, набора, стабилизации, спада
зенитного угла.
Набор зенитного угла
осуществляется при бурении под кондуктор.
Определим
вспомогательный угол a' по формуле
(2.1)
Очевидно, что
максимальный зенитный угол будет больше a',
aор = a'+50=
= 350.
Выберем угол вхождения в
пласт aк =200.
Средний радиус
искривления в интервале увеличения зенитного угла 0…350 составит R1 = 700 м.
Средний радиус кривизны
на участке падения зенитного угла от 350 до 200 равен
Максимальный зенитный
угол рассчитываем по формуле:
где A1
= A+R2 (1-cos aк)=1500+2225(1-cos200)=1634 м
H1
= H+R2 sin aк = 2750+2225 sin200 = 3511 м
Подставляя полученные
значения находим a = 340
Находим длины участков
ствола скважины ℓi и их горизонтальные
ai и вертикальные hi
проекции.
1.
Вертикальный участок
а1 = 0; h1 = 200 м; ℓ1 = h1 = 200 м
2.
Участок набора зенитного угла
a2
= R1(1-cos a) = 700(1-cos 340) = 120 м
h2
= R1 sin a = 700 sin 340 = 391,4 м
ℓ2 = R1 a/57,3
= 700×34/57,3 = 415,4
м
3. Участок стабилизации
a3
= h3×tg a
= 1675,4×tg 340 = 1133 м
h3
= H1 – (h1+h2+h4) = 2750 -
(200+391,4+483,2) = 1675,4 м
ℓ3
= h3 /cos a = 1675,4/cos 340 = 2020,9 м
4. Участок спада
зенитного угла
a4
= R2(cos a к - cos a) = 2225(сos 200 - cos 340)
= 246,2 м
h4
= R2(sin a - sin aк) = 2225(sin 340 - sin 200) = 483,2 м
ℓ4 = R2 (a-aк)/57,3 = 2225×(34-20)/57,3 = 543,6 м
Таблица 2.1 - Результаты
расчётов
Участок
|
аi, м
|
hi, м
|
ℓi, м
|
1. Вертикальный
|
0
|
200
|
200
|
2. Набор зенитного угла
|
120
|
391,4
|
415,4
|
3. Стабилизации
|
1133
|
1675,4
|
2020,9
|
4. Спада зенитного угла
|
246,2
|
483,2
|
543,6
|
5. Сумма
|
1499,5
|
2750
|
3180
|
2.2 Проектирование
конструкции скважины
2.2.1 Обоснование
числа обсадных колонн и глубины их спуска
Обоснование производим
по графику совмещенных давлений.
Как видно из графика, по
разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая
конструкцию скважины следует исходить из других условий. В данном случае с
целью перекрытия обвалоопасных глин люлинворской и талицкой свит, на глубину
650 м спускается кондуктор с установкой башмака в плотные ганькинские свиты.
Эксплуатационаая колонна
спускается до забоя (2750 м) с целью укрепления стенок скважины и размещения в
ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения
пластов.
2.2.2 Выбор диаметров обсадных колонн и
долот
Диаметр эксплуатационный колонны задается
заказчиком, исходя из условий эксплуатации, проведения исследовательских,
геофизических, ремонтных работ. Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм
выбираем в соответствии с требованиями заказчика.
Диаметр долота:
, ∆=5÷10 мм,
где Dм = 0,186 м – диаметр муфты обсадной колонны,
,
Кондуктор: Dк =Dд+2×δ, где δ – зазор между долотом и внутренней
поверхностью кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм.
Dк
=0,2159+2.6.103 =0,2279 м
Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445
м.
Определим диаметр долота при бурении
кондуктора:
Dд.к
=0,270+2.8.10-3 =0,286 м.
Диаметр долота при бурении под кондуктор
0,2953 м.
Результаты расчетов представлены в таблице
2.2.
Таблица 2.2 - Конструкция скважины
Наименование
колонны
|
Глубина спуска, м
|
dд., мм
|
dтруб,
мм
|
Кондуктор
|
0-650
|
295,3
|
245
|
Эксплуатационная
колонна
|
0-2750
|
215,9
|
168
|
Тип бурового раствора и
его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и
обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые
определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез
скважины (таблица 1.2) и пластовыми давлениями (таблица 1.5). При выборе
растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном
горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно
регламенту по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен
в таблице 2.3.
При бурении под кондуктор используется,
наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка,
глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на
полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после
бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.
Таблица 2.3 - Поинтервальная химическая
обработка буровых растворов
Интервал бурения,
м
|
Наименование
химреагентов и материалов
|
Плотность
раствора, г/см3
|
Плотность, г/см3
|
Норма расхода,
кг/м3
|
1
|
2
|
4
|
5
|
6
|
0-690
|
Глинопорошок
|
1,18
|
2,6
|
307,125
|
Сайпан
|
1,40
|
0,36
|
Габройл HV
|
1,85
|
0,13
|
ФК-2000
|
1,0
|
1,41
|
Вода
|
1,0
|
870,975
|
690-2930
|
Глинопорошок
|
1,10
|
2,6
|
187,688
|
Сайпан
|
1,40
|
1,32
|
Габройл HV
|
1,85
|
0,14
|
НТФ
|
1,18
|
0,07
|
Кальциниров. сода
|
2,5
|
0,16
|
ТПФН
|
2,5
|
0,09
|
ФК-2000
|
1,0
|
3,640
|
Каустическая сода
|
2,02
|
0,08
|
Na КМЦ 80/800
|
1,0
|
1,6
|
СНПХ
ПКЦ-0515
|
0,87
|
200 л. на скважину
|
Вода
|
1,0
|
916,802
|
2930-3180
|
Глинопрошок
|
1,08
|
2,60
|
136,5
|
Сайпан
|
1,40
|
1,32
|
Габройл
HV
|
1,85
|
0,14
|
НТФ
|
1,18
|
0,07
|
Калициниров.
сода
|
2,5
|
0,16
|
ТПФН
|
2,5
|
0,09
|
ФК-2000
|
1,00
|
3,640
|
Nа КМЦ 80/800
|
1,0
|
1,6
|
Каустическая
сода
|
2,,02
|
0,08
|
Вода
|
1,0
|
938,0
|
2.3.1
Обоснование параметров бурового раствора. Бурение под кондуктор
-
пластовое давление:
=
-
превышение гидростатического
давления над пластовым (репрессия) 10-15%, принимается равным 15%:
-
плотность бурового раствора:
С учетом горно-геологических условий и
практики бурения эксплуатоционных скважин на близлежащем Крапивинском
месторождении и разведочных скважин на Двуреченском месторождении плотность
бурового раствора принята .
Бурение под эксплуатоционную колонну:
Бурение под эксплуатоционную колонну до
глубины изменения параметров раствора для вскрытия продуктивного пласта
превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) должно составлять
10-15% в интервале 650-1200 м и 5-10% в интервале 1200-2500 м., в интервале от
2500 м и до проектной глубины 4-7%:
в интервале 650-1200 м
-
максимальное пластовое давление:
-
превышение гидростатического
давления над пластовым (репрессия) принимается 11%:
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
|
|