Файл: Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород.doc

4.4 Технология бурение наклонных и горизонтальных скважин

При проектировании данной скважины отбор керна планируется проводить в следующих интервалах см. таблицу 4.8.

Талица 4.8 - Интервалы отбора керна

№ п/п	Интервал отбора керна, м	Проход ка с керном, м	Вынос керна, % (не менее)	Возраст отложений	Категория пород по трудности отбора керна
1	2	3	4	5	6
1	1626-1732	116	100	Є 1 us (в т.ч. осинский горизонт)	2
				V- Є 1 tt (в т.ч. устькутский горизонт)	2
				V sb	2
2	1852-1862	81		V ktq (в т.ч. преображенский горизонт)	2
				V tr (ербогаченский горизонт)	2
				V np (верхнечонский горизонт)	2
				AR-PR (фундамент)	2
Всего:		232
в % от общей проходки		11,31%

Отбор керна осуществляется бурголовкой БИТ 215,9/100 В 613 УС.21 и колонковым снарядом СК 178/100 (две - три секции) ОАО «Буринтех».

Колонковый снаряд СК 178/100 «Long» состоит из двух, трех секций или более. В его состав входит корпус, верхний и нижний переводники и грунтоноска, собранная, как и корпус, из нескольких секций, соединенных муфтой-центратором. В последней смонтирован кернодержатель, а в нижней части грунтоноски – комплект кернорвателей. Верхняя часть грунтоноски включает узел подвески с винтом, гайкой и фиксатором и обратный клапан, состоящий из сменного гнезда-седла и шара.

Снаряд СК 178/100 «Long» благодаря теоретически неограниченному количеству секций позволяет отобрать керн большой длины

---

, зависящий от стойкости бурильных головок.

4.5 Технология и технические средства бурения с отбором керна

Бурение с отбором керна ведется на пониженных параметрах режима бурения, чтобы обеспечить лучшую сохранность керна. Механическая скорость бурения также снижена по сравнению с бурением сплошным забоем. Длина рейса определяется длиной керноприемной трубы.

В процессе бурения, по мере поступления геолого-геофизической информации, интервалы отбора керна будут корректироваться в соответствии с вскрытым разрезом.

Частота отбора шлама через 5 метров проходки. При наличии повышенных газопоказаний шлам отбирается через 2 метра. В интервалах отбора керна шлам не отбирается.

4.6 Рациональная отработка долот

Чтобы рационально отработать долото, необходимо выполнить нормы по проходке. По мере углубления забоя породоразрушающий инструмент изнашивается, и для того, чтобы износ не произошёл раньше времени, необходимо соблюдать режим бурения.

Режим бурения включает в себя обороты забойного двигателя, нагрузку на долото и давление в насосах (на стояке). Так, для правильной отработки долота нагрузка на него должна составлять на более 75 % веса колонны УБТ.

Перегрузка долота может обернуться его преждевременным износом, а недогрузка – падением проходки. Обороты ГЗД и давление на стояке задаются по геолого-техническому наряду настоящего проекта.

Для рациональной отработки долота необходимо подавать его на забой без вращения и только после контакта с забоем включать обороты. При бурении гидравлическим забойным двигателем долото подаётся на забой уже во вращении. В этом случае можно либо остановить промывку и спустить долото до забоя, либо без остановки промывки постепенно нагружать долото до требуемой величины.

Ориентируясь на рациональную отработку долот, нужно добиваться равномерной подачи бурильной колонны без колебаний. Это можно достичь, применяя регуляторы подачи долота. С технической точки зрения долото на забое следует держать до тех пор, пока механическая скорость проходки, уменьшаясь, не станет равной рейсовой скорости проходки. Это и будет рациональное время эффективной работы долота на забое.

4.7 Контроль параметров режима бурения

Контроль параметров режима бурения осуществляется непрерывно системой датчиков

---

, показывающих и регистрирующих приборов. Контроль за Рд и постоянством подачи бурового инструмента производится с помощью гидравлического индикатора веса (ГИВ-6, ДЭВ). Сигнал поступает на самопищущие и показывающие приборы. Для измерения частоты вращения предназначен преобразователь частоты вращения ротора в электрический сигнал ПНР и измеритель частоты вращения ротора ИСР-1, входящий в комплекс Б-1. Расход бурового раствора контролируется расходомерами, вмонтированными на горизонтальном участке манифольда. Изменение количества циркулирующего бурового раствора регулируется уровнемерами в приемных емкостях. Все параметры выводятся на пульт управления бурильщика и главный пульт управления процессом бурения, где непрерывно ведется запись на диаграммных лентах. Контроль за проводкой скважин осуществляют ГТИ станцией.

5. 
   Выбор типа и параметров буровых растворов
   

5.1 Технология приготовления и регулирования свойств буровых растворов

Буровые растворы, применяемые в процессе строительства скважины, должны удовлетворять следующим требованиям:

• 
  обеспечивать максимальное сохранение естественной проницаемости продуктивных горизонтов при первичном вскрытии;
  
• 
  поддерживать высокие механические скорости бурения;
  
• 
  обеспечивать безаварийную проводку скважины по всему стволу скважины, т.е. предупреждать геологические осложнения, связанные со вскрытием зон поглощения, обвалообразования, кавернообразования;
  
• 
  удовлетворять требованиям экологической и противофонтанной безопасности.
  

Параметры раствора для бурения проектной скважины выбирались исходя из горно-геологических условий вскрываемого проектного разреза, ожидаемых осложнений и пластовых давлений.

Исходя из сложных геолого-технических условий бурения, а также для качественного вскрытия продуктивных горизонтов особые требования предъявляются к контролю параметров промывочных жидкости. Используется 2-х уровневый контроль параметров: постоянный - на буровой и периодический - с взятием проб раствора на буровой и анализом их в лабораторных условиях через каждые 100 м проходки.

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются слабоустойчивые, трещиноватые породы, поэтому буровой раствор должен

---

обладать повышенной вязкостью и СНС, высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов

Таблица 5.1 Буровые растворы для бурения скважины

Рекомендуемые параметры бурового раствора	Интервал бурения, м
	Направлен ие (0 – 150 м)	Кондуктор (150 - 560 м)	Промежуто чная колонна (560 – 1676 м)	Эксплуатац ионная колона (1676 – 1880 м)
тип бурового раствора	полимерглинистый	полимерглинистый	NaCl - соленасыщ енный	KClполимерный
плотность, кг/м3	1,08	1,10	1,46	1,20
условная вязкость, с	60-80	50-70	40-50	45-55

Продолжение таблицы 5.1

1	2	3	4	5
водоотдача, см3/30 мин.	до 7	7-8	4-5	3,0-3,5
пластическая вязкость, сПз	12-20	15-20	14-18	12-16
ДНС, дПа	18-25	20-25	12-18	12-16
pH	8,0-8,5	8,0-9,0	9,0-10,5	9,0-10,5
содержание песка, %	<2	<2	<1	<1
общая жесткость, мг/л	<200	<200	2000-2200
СНС, дПа	40/60	40/80	5-8/15-20	6-10/18-20
Тест МВТ, кг/м3		<100	<35	<35
Глинистая корка, мм	<1,5	<2,0	<1,0	<1,0

---

Расчет потребного количества бурового раствора для бурения скважины

Объем бурового раствора для глубокого бурения скважин на нефть и газ определяется по формуле:

35>35>100>200>200>1>1>2>2>

---