Oslash;324 мм Ø 245 мм Ø 146 мм
50 м
| 609 (625) м | |||||
| 609 (625) м | |||||
750 (775) м
Условные обозначения:
2340 (2490) м
Раствор из облегченного цемента
ПЦТ II-50
r=1580кг/м3(э/к r=1480кг/м3)
Раствор из цемента ПЦТ II-50 r=1800-1840кг/м3
Раствор из цемента ПЦТ I-G-CC-1 r=1900кг/м3
2780 (2934) м
Рисунок 2 Конструкция скважины
8409-ИОС7.5.ТЧ
| Изм. Кол.уч. Лист № док. Подп. | Дата |
Лист
| Инв. № подл. Подп. и дата Взам. инв. № |
1.6 Профиль ствола скважины
Таблица 1.6.1 Исходные данные для расчета профиля ствола скважины
| Наименование параметра | Единица | Величина |
| измерения | ||
| 1 Глубина по вертикали: | ||
| вертикального участка | м | |
| кровли пласта | м | |
| АС1101-02 | ||
| АС1103 | ||
| АС1104 | ||
| скважины | м | |
| кондуктора | м | |
| 2 Отклонение забоя по кровле пласта | м | |
| 3 Максимально допустимая интенсивность измене- | ||
| ния пространственного искривления (фактическая), | ||
| не более | ||
| - на участках набора (в интервалах транспортиров- | град/10 м | |
| ки насосного оборудования) | ||
| - на участках ниже интервала установки насосного | град/10 м | |
| оборудования | ||
| - интервале установки УЭЦН (длина интервала не | град/10 м | 0,25 |
| менее 40 м)*, не более |
* Интервал установки глубинно-насосного оборудования (ШГН 1300-1500 м, ЭЦН 1900-2300 м по стволу), выдается для каждой конкретной скважины геоло-гической службой НГДУ.
Примечание - C целью попадения забоя скважины в заданный круг пласта производить корректирование направления ствола скважины с интенсивностью не более указанной в табл. 1.6.1.
| Лист | ||||||||
| 8409-ИОС7.5.ТЧ | ||||||||
| Изм. | Кол.уч. | Лист | № док. | Подп. | Дата | |||
| Инв.№ подл. | Подп. и дата | Взам.инв.№ | |
Изм Кол.уч. Лист № док. Подпись Дата  |
| 8409-ИОС7.5.ТЧ |
| 45 | Лист |
Таблица 1.6.2 Профиль ствола скважины
| Интервал по | Длина ин- | Зенитный угол, град. | Горизонтальное | Удлинение, м | Глубина | ||||||
| вертикали, м | тервала по | отклонение, м | по | ||||||||
| вертикали, | стволу | ||||||||||
| от | до | в начале | в конце | средний | за интер- | общее | за интер- | общее | |||
| м | (общая), | ||||||||||
| (верх) | (низ) | интервала | интервала | вал | вал | ||||||
| м | |||||||||||
| 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |||||||
| 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |||||||
| 0,00 | 15,00 | 7,50 | 19,52 | 19,52 | |||||||
| 15,00 | 12,84 | 13,92 | 21,65 | 41,17 | |||||||
| 12,84 | 21,25 | 17,05 | 134,72 | 175,89 | |||||||
| 21,25 | 21,25 | 21,25 | 10,78 | 186,67 | |||||||
| 21,25 | 22,37 | 21,81 | 5,16 | 191,83 | |||||||
| 22,37 | 22,37 | 22,37 | 562,53 | 754,36 | |||||||
| 22,37 | 7,45 | 14,91 | 95,64 | 850,00 | |||||||
| 7,45 | 5,53 | 6,49 | 10,87 | 860,87 | |||||||
| 5,53 | 4,09 | 4,81 | 6,03 | 866,90 | |||||||
| 4,09 | 4,09 | 4,09 | 6,63 | 873,53 |
Примечание - интервалы профиля рассчитываются для каждой конкретной скважины в план-программе на проводку в зависимости от конкретных исходных данных и фактических закономерностей искривления.
| 53 |
| Смещение (Север (+) / Юг (-)), м | ||||||||||||||||
| 50 м, | ||||||||||||||||
| a = 0° | ||||||||||||||||
| 70 м, | ||||||||||||||||
| α= 0° | ||||||||||||||||
| 220 м, | ||||||||||||||||
| α= 15° | ||||||||||||||||
| 310 м, | ||||||||||||||||
| α= 12,84° | ||||||||||||||||
| 775 м, | ||||||||||||||||
| α= 21,25° | ||||||||||||||||
| 805 м, | ||||||||||||||||
| , м | 819 м, | α= 21,25° | ||||||||||||||
| α= 22,37° | ||||||||||||||||
| вертикали | ||||||||||||||||
| по | ||||||||||||||||
| скважины | ||||||||||||||||
| Глубина | ||||||||||||||||
| 2300 м, | ||||||||||||||||
| α = 22,37° | ||||||||||||||||
| 2673 м, | ||||||||||||||||
| α = 7,45° | ||||||||||||||||
| 2769 м, | ||||||||||||||||
| α = 5,53° | ||||||||||||||||
| 2841 м, | ||||||||||||||||
| α = 4,09° | ||||||||||||||||
| 2934 м, | ||||||||||||||||
| . № | Условные обозначения: | α = 4,09° | ||||||||||||||
| - продуктивный пласт | ||||||||||||||||
| . инв | α - зенитный угол | |||||||||||||||
| Взам | ||||||||||||||||
| и дата | Рисунок 3 Проектный профиль | |||||||||||||||
| Подп. | ||||||||||||||||
| подл. | ||||||||||||||||
| . № | Лист | |||||||||||||||
| 8409-ИОС7.5.ТЧ | ||||||||||||||||
| Инв | ||||||||||||||||
| Изм. | Кол.уч. Лист | № док. | Подп. | Дата | ||||||||||||
55
1.7 Буровые растворы
1.7.1 Общие требования к приготовлению и применению буровых растворов
| Буровой раствор, используемый для бурения скважин, должен обладать свой- | |||||||||||
| ствами, обеспечивающими успешную проводку скважины, крепление ее обсадными | |||||||||||
| колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта. | |||||||||||
| Буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, ис- | |||||||||||
| пользуемые для строительства скважин не выше четвертого класса опасности для | |||||||||||
| окружающей среды. | |||||||||||
| Для бурения скважины предлагаются экологически малотоксичные рецептуры | |||||||||||
| бурового раствора. Типы и параметры буровых растворов приведены в табли- | |||||||||||
| це 1.7.1. | |||||||||||
| Использование эффективной системы очистки бурового раствора позволяет | |||||||||||
| снизить объем отходов бурения, расход химических реагентов на обработку раство- | |||||||||||
| ра и поддерживать требуемые технологические показатели бурового раствора в | |||||||||||
| определенных пределах. | |||||||||||
| Приготовление водных растворов химических реагентов на буровой произво- | |||||||||||
| дится в гидромешалке. Гидромешалка заполняется на 2/3 объема водой, загружает- | |||||||||||
| ся расчетное количество реагентов, перемешивается до получения равномерной | |||||||||||
| консистенции и доливается водой до полного объема. | |||||||||||
| Для приготовления биополимерных растворов при вводе его компонентов ис- | |||||||||||
| пользуется гидроворонка с эжекторным устройством. | |||||||||||
| Реагенты, не требующие специального приготовления, рекомендуется вводить | |||||||||||
| во всасывающую линию буровых насосов. | |||||||||||
| Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов приведены в | |||||||||||
| таблице 1.7.2. | |||||||||||
| Для бурения под направление используется вновь приготовленный глинистый | |||||||||||
| раствор. Для получения полимерной системы с необходимыми параметрами глини- | |||||||||||
| стая суспензия обрабатывается химическими реагентами. Ввод химических реаген- | |||||||||||
| тов осуществляется в виде водных растворов или «сухим способом» во время цир- | |||||||||||
| куляции бурового раствора в течении 1-2 циклов. | |||||||||||
| Бурение под кондуктор начинается на растворе, используемом повторно по- | |||||||||||
| сле бурения под направление. | |||||||||||
| Для бурения под эксплуатационную колонну применяется естественно нара- | |||||||||||
| ботанный буровой раствор с применением химических реагентов не выше 4 класса | |||||||||||
| опасности. | |||||||||||
| После цементирования кондуктора, разбуривания его башмака, дальнейшее | |||||||||||
| углубление скважины начинается на технической воде, либо на глинистой суспензии | |||||||||||
| № | с низкой плотностью. Технология приготовления и применения бурового раствора | ||||||||||
| . | подробно изложена в РД 5753490-006-2010. Контроль параметров бурового раство- | ||||||||||
| . инв | |||||||||||
| ра осуществляется в соответствии с СТО 103-2007 «Сборник методик контроля па- | |||||||||||
| Взам | раметров буровых и тампонажных растворов». | ||||||||||
| Потребность в компонентах бурового раствора, химреагентах и материалах | |||||||||||
| для его обработки указаны в таблицах 1.7.3, 1.7.4. | |||||||||||
| дата | Для контроля показателей бурового раствора также используются импортные | ||||||||||
| приборы при условии корреляции их показателей с показаниями соответствующих | |||||||||||
| . и | отечественных приборов. | ||||||||||
| Подп | |||||||||||
| подл. | |||||||||||
| . № | Лист | ||||||||||
| 8409-ИОС7.5.ТЧ | |||||||||||
| Инв | |||||||||||
| Изм. | Кол.уч. | Лист | № док. | Подп. | Дата | ||||||
| Инв. № подл. Подп. и дата Взам. инв. № |
1.7.2 Расчет плотности бурового раствора
Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления на забой скважины, превышающего пластовое давление не менее чем на 10 % для интервалов до 1200 м, но не более 1,5 МПа (п.2.7.3.3 ПБ 08-624-03).
По данным условиям плотность бурового раствора при бурении под кондуктор (0-750 м по вертикали) должна быть не менее 1099 кг/м3 , но не должна превышать:
ρ = 7,35 ×106 +1,50 ×106 = 1203 кг/м3. 9,81× 750
Исходя из опыта бурения по условиям обеспечения устойчивости стенок сква-жины при бурении под кондуктор принимаем r = 1200 кг/м3.
Плотность бурового раствора при бурении до глубины 1200 м (по вертикали) должна быть не менее 1099 кг/м3, но не должна превышать:
ρ = 11,76 ×106 +1,50 ×106 =1126 кг/м3. 9,81×1200
Исходя из опыта бурения по условиям обеспечения устойчивости стенок сква-жины при бурении до глубины 1200 м принимаем ρ= 1100 г/см3.
Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления на забой скважины, превышающего пластовое давление не менее чем на 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины, но не более 2,5 - 3,0 МПа
(п.2.7.3.3 ПБ 08-624-03).
По данным условиям плотность бурового раствора при бурении под эксплуа-тационную колонну на пласт АС1101-02 (кровля 2520 м по вертикали) должна быть не менее 1024 кг/м3, но не должна превышать:
ρ = 24,10 ×106 + 3,00 ×106 = 1096 кг/м3. 9,81× 2520
По данным условиям плотность бурового раствора при бурении под эксплуа-тационную колонну на пласт АС1103 (кровля 2615 м по вертикали) должна быть не менее 1015 кг/м3, но не должна превышать:
ρ = 24,80 ×106 + 3,00 ×106 = 1084 кг/м3. 9,81× 2615
По данным условиям плотность бурового раствора при бурении под эксплуа-тационную колонну на пласт АС1104 (кровля 2687 м по вертикали) должна быть не менее 1020 кг/м3, но не должна превышать:
ρ = 25,60 ×106 + 3,00 ×106 = 1085 кг/м3. 9,81× 2687
Исходя из опыта бурения по условиям обеспечения устойчивости стенок сква-жины и предупреждения нефтепроявлений, при бурении под эксплуатационную ко-лонну (750-2780 м по вертикали) принимаем r = 1100 кг/м3.
| Лист | ||||||||
| 8409-ИОС7.5.ТЧ | ||||||||
| Изм. | Кол.уч. | Лист | № док. | Подп. | Дата | |||
| Инв.№ подл. | Подп. и дата | Взам.инв.№ | |
| Изм Кол.уч. Лист |
1.7.3 Тип и параметры буровых растворов
Таблица 1.7.1
| № док. Подпись Дата |
| 8409-ИОС7.5.ТЧ |
| Тип раствора | Интервал по | ||||||
| вертикали (по | |||||||
| стволу), м | |||||||
| от | до | ||||||
| (верх) | (низ) | ||||||
| Глинистый раствор | |||||||
| (775) | |||||||
| Глинистый полимерный | |||||||
| раствор (рецептура 2) | (775) | (1262) | |||||
| Глинистый полимерный | |||||||
| раствор (рецептура 2) | (1262) | (2934) | |||||
| , с | 30 мин | ||
| Плотность, кг/м3 | Условнаявязкость | / | |
| 3 | |||
| Водоотдача , см(стандартАНИ) | |||
| 45-150 | 16-12 | ||
| 20-23 | 18-15 | ||
| 35-40 | 8-6 |
Параметры бурового раствора
| Статическое | Водородный показатель | Динамическое напряже-ниесдвига,дПа | Содержание | ||||
| напряжение | Пластическая вязкость,мПа*с | коллоидной | |||||
| сдвига СНС, | фазы | ||||||
| дПа за | |||||||
| 10 с | 10 мин | об, % | кг/м | ||||
| 50-70 | 75-105 8,5-9,5 | - | - | - | - | ||
| 10-14 | 15-24 | 8-8,5 | - | - | - | - | |
| 15-40 | 22 - 60 | 7-8 | 8-25 | 60-90 | 1,5-2,0 | 39-52 |
| 49 | Лист |
Примечания 1 На буровой необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины.
2 Плотность бурового раствора конкретизируется согласно уточненным пластовым давлениям, выдаваемым НГДУ для каждой конкретной скважины и способностью сохранять ствол.
3 Согласно п.2.7.3.7 ПБ 08-624-03 не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 20 кг/м3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидции газоне-фтеводопроявлений)
| 57 |
 Инв.№ подл. | Подп. и дата | Взам.инв.№ | |
| Изм Кол.уч. Лист № док. Подпись Дата |
| 8409-ИОС7.5.ТЧ |
| 50 | Лист |
1.7.4 Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
Таблица 1.7.2