Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 97
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
6 Хвостовик устанавливается с целью разобщения водоносных горизонтов и их поинтервального опробования.
Поисковая скважина №4 Ангарской площади
Рисунок 2 График совмещенных давлений
3 Технико-технологические решения скважины
Проектируемая технология углубления ствола скважины для спуска обсадных колонн основана на технико-технологических решениях, прошедших промысловую апробацию и регламентированных в виде нормативных документов. Применяемая технология направлена на обеспечение качества ствола, повышение противофонтанной безопасности и охрану окружающей среды.
Состав буровых растворов, схему химической обработки и контроль технологических параметров промывочной жидкости, в т.ч. при вскрытии продуктивных пластов, применять в соответствии с СТП 39-2.1-006-2002 «Рекомендации по использованию новых реагентов в составах буровых растворов», Тюмень 2002 г., НД 00158758-267-2003 «Рекомендации по использованию высокомолекулярных реагентов и материалов для приготовления и обработки буровых растворов», Тюмень 2003 г., Р Газпром 2004 г «Рекомендации по применению полимеров и материалов для приготовления и обработки буровых растворов», Р Газпром 2006 г. «Рекомендации по применению высокомолекулярных и смазывающих реагентов для обработки буровых растворов».
Для забуривания скважины в интервале 0-100 м используется полимерглинистый соленасыщенный раствор, обладающий высокими структурно-механическими свойствами, позволяющими в некоторой степени предупредить поглощение промывочной жидкости при бурении трещиновато-кавернозных и терригенных пород ангарской и булайской свит и предотвратить кавернообразование в соленосной толще за счет предельного насыщения раствора хлористым натрием.
В качестве структурообразователя раствора используется высококачественный модифицированный бентонитовый порошок. Для управления реологией раствора применяется полианионная целлюлоза высокой вязкости ПАЦ-В и другие полимеры.
С целью предупреждения от размыва устья скважины при бурении под направление предусматривается: - обустройство шахты устья размерами 2,5 x 2,5 х 1,0 м (обшивка шахты стальными листами), установка (подвешивание) в шахте устья вертикального шламового насоса ВШН-150; - система циркуляции с подачей бурового раствора от устья (из шахты устья) с помощью ВШН-150 через устьевой желоб на блок очистки бурового раствора; - применение роторного способа бурения.
В интервале бурения 100-500 м используются раствор, подобный предыдущему, полимерглинистый соленасыщенный, с добавками инертных наполнителей для повышения его кольматирующих свойств.
В интервале бурения 500-1830 м – в основе полимерглинистый соленасыщенный раствор, утяжеленный до расчетной плотности (1320 кг/м3 ) баритом и микромрамором с регуляторами реологических свойств - реагентами на основе полимеров.
Для бурения подсолевого комплекса разреза в интервале 1830-2580 м проектируется биополимерный хлоркалиевый раствор для обеспечения качественного вскрытия продуктивной части разреза и сохранения устойчивости стенок скважины сложенных алевролитами, аргиллитами с прослоями мергелей и мелкозернистых песчаников чорской подсвиты за счет ингибирующих свойств раствора.
Качество применяемых компонентов буровых растворов должно соответствовать техническим требованиям, регламентированным стандартами ПАО «Газпром» РД 2.1-144-2005 – РД 2.1-149-2005 [101].
В процессе бурения постоянно следить за характером выноса шлама из скважины. В случаях снижения интенсивности выноса или полного прекращения выноса шлама бурение остановить не прекращая циркуляции, выяснить причину (снижение производительности, промыв инструмента, ГГР-Р169/16(6П)-ИОС 49 зависание инструмента, образование сальника и др.), устранить недостатки, промыть скважину в течение одного цикла с расхаживанием инструмента и только затем продолжить бурение.
Для исключения зависания бурильной колонны необходимо периодически производить вращение инструмента ротором. При необходимости проведения ремонтных и других работ (более 30 мин) инструмент должен быть поднят в обсаженную часть ствола скважины.
При бурении производить профилактические отрывы бурильного инструмента от забоя в соответствии с требованиями СТО Газпром 7.4-007-2011. Новое долото обкатывать по технологии сервисной компании.
При отсутствии указаний производителя приработку осуществлять с нагрузкой 2-3 тонны в течение 10-15 мин с последующим плавным увеличением нагрузки до проектных значений. Спуск нового долота осуществлять с проработкой до свободного прохождения в местах посадок и затяжек бурильной колонны и в призабойной зоне.
При смене долота на бурголовку произвести очистку забоя с включением в состав КНБК фрезера-ловителя магнитного и шламометаллоуловителя. Перед началом каждого долбления производить промывку скважины при поднятом над забоем долоте до приведения параметров бурового раствора в соответствие с ГТН, но не менее объёма затрубного пространства, после окончания каждого долбления - в течение 1 цикла.
Перед наращиванием производить трёхкратную проработку ствола скважины на длину ВБТ и промывку в течение 5 мин. При подъёме бурильной колонны постоянно производить долив с контролем объёма доливаемого раствора.
При смене КНБК ограничивать скорость спуска до 0,3-0,4 м/с, не допуская посадок более 5 т. При спуске бурильной колонны за 500 м до продуктивного пласта снизить скорость до 0,2 м/с. Подготовка ствола к спуску обсадных колонн: проработке подвергаются интервалы, в которых получена посадка более 3 т; при каждом спуске в скважину или подъеме из скважины калибрующие элементы компоновки обмеряются с записью результатов в суточный рапорт; калибрование ствола заканчивается пропуском до забоя компоновки без вращения; ствол скважины необходимо проработать при получении затяжек или посадок геофизических приборов. Убедиться, что имеющийся комплект ловильного оборудования предусматривает захват всех спускаемых в скважину инструментов как изнутри, так и снаружи, независимо от диаметра и размера, а также их извлечение
4 Технология процеса бурения скважины
Ocнoвныe трeбoвaния к выбoру cпocoбa бурeния – нeoбxoдимocть oбecпeчeния уcпeшнoй прoвoдки cтвoлa cквaжины при вoзмoжныx ocлoжнeнияx c выcoкими тexникo-экoнoмичecкими пoкaзaтeлями. Пoэтoму cпocoб бурeния выбирaeтcя нa ocнoвe aнaлизa cтaтиcтичecкoгo мaтeриaлa пo ужe прoбурeнным cквaжинaм.
Пo уcлoвиям трeбoвaния зaкaзчикa, бурeниe рaзвeдoчнoй cквaжины ocущecтвляeтcя нaклoннo нaпрaвлeнным cтвoлoм.
Для бурeния рaзвeдoчнoй cквaжины принимaeтcя кoмбинирoвaнный cпocoб бурeния, рoтoрный c примeнeниeм винтoвыx зaбoйныx двигaтeлeй.
Бурeниe пoд нaпрaвлeниe и кoндуктoр ocущecтaляeтcя рoтoрoм, пoд тexничecкую и экcплуaтaциoнную кoлoнны – ВЗД.
В кaчecтвe винтoвыx зaбoйныx двигaтeлeй иcпoльзуют двигaтeли Д1-240 и Д1-195.
4.1 Технология и техника бурения
Технология и техника бурения зависит от глубины скважины, слагающей породы, геологических и климатичсеких условий. так как от качественно проведенного вскрытия продуктивного горизонта зависит в дальнейшем эксплуатационная характеристика скважины, именно дебит и производительность
4.2 Технология цементирования обсадных колонн
1. Направление диаметром 530,0 мм цементируется тампонажным раствором плотностью 1400 кг/м3 прямым способом до устья с помощью устройства для цементирования колонн большого диаметра, состоящего из башмака (БКП-530) с обратным дроссельным клапаном и посадочным узлом БКП (ТУ 3663-053-00136596-2017). Закачка и продавливание цементного раствора производится через бурильные трубы со стингером, соединенные с башмаком оснащенным посадочным узлом под стингер. (схема представлена За счет применения указанного устройства сокращается объем продавочной жидкости, цементный раствор не «размазывается» во внутреннем пространстве труб направления, достигается высокое качество цементирования за счет обеспечения расчетного режима потока цементного раствора в кольцевом пространстве. За счет подачи цементного раствора и продавочной жидкости через бурильные трубы значительно уменьшается теплообмен в системе «скважина-обсадная колонна». Порядок работы при креплении направления с использованием устройства: - установить башмак с обратным дроссельным клапаном и посадочным узлом БКП согласно плану крепления скважины; - выполнить спуск обсадной колонны; - выполнить спуск бурильного инструмента со стингером, оснащенного центратором и произвести соединение его с посадочным узлом БКП. Свинчивание с башмаком производится до упора без докрепления ключами; - закачивание цементного раствора и продавочной жидкости производится через бурильную колонну - после окончания цементирования производится подъем бурильного инструмента, скважина оставляется на ОЗЦ.
2. Кондуктор Ø 426,0 мм цементируется прямым способом до устья двумя порциями тампонажного раствора. В интервале 500-400 м тампонажным раствором плотностью 1830 кг/м3 , в интервале 400-0 м облегченным тампонажным раствором плотностью 1400 кг/м3 . При указанном расположении цементного раствора за колонной давление на слабый пласт в конце продавки составит 7,29 МПа, при допустимом давлении на этот пласт 8,94 МПа (0,95 Ргрп), что удовлетворяет условию подъема тампонажных смесей до устья скважины в один прием. Цементирование кондуктора в интервале от 500 до 400 м осуществляется тампонажным раствором плотностью 1830 кг/м3 , в интервале 400 - 0 м - цементным раствором (облегченным) плотностью 1400 кг/м3 . 3. Промежуточная колонна Ø 323,9 мм цементируется в одну ступень: в интервале 1000- 400 м тампонажным раствором плотностью 1800 кг/м3 , в интервале 400-0 м облегченным тампонажным раствором плотностью 1400 кг/м3 . При указанном расположении цементного раствора за колонной давление на слабый пласт в конце продавки составит 16,1 МПа, при допустимом давлении на этот пласт 19,00 МПа (0,95 Ргрп), что удовлетворяет условию подъема тампонажной смеси до устья скважины в один прием. Цементирование промежуточной колонны в интервале от 1000 до 400 м производится цементным раствором на основе коррозионностойкого цемента типа ЦТКС плотностью 1800 кг/м3 ; в интервале от 400 м до 0 - цементным раствором на основе ЦТРОС-4-50 плотностью 1400 кг/м35. Эксплуатационная колонна Ø 244,5 мм цементируется двумя ступенями. Первая ступень цементируется одной порцией тампонажного раствора в интервале 1830-900 м тампонажным раствором плотностью 1800 кг/м3 . Вторая ступень цементируется от 900 м до устья тампонажным раствором плотностью 1850 кг/м3 . При указанном расположении цементных растворов за колонной давление на слабый пласт в конце продавки при цементировании первой ступени составит 28,04 МПа, при допустимом давлении на этот пласт 33,58 МПа (0,95 Ргрп), что удовлетворяет условию подъема тампонажных смесей до муфты ступенчатого цементирования, которая находится в интервале, перекрытом обсадной колонной 244,5 мм, на глубине 900 м. Подробное описание двухступенчатого цементирования и принцип действия муфт ступенчатого цементирования (МСЦ) приведен в приложении Р. 6. Хвостовик Ø 168,3 мм цементируется в интервале 2580-1680 м тампонажным раствором плотностью 1900 кг/м3 на основе цемента ЦТРС-У-100 АРМ. При указанном расположении цементного раствора за колонной давление на слабый пласт в конце продавки составит 37,56 МПа, при допустимом давлении на этот пласт 47,82 МПа (0,95 Ргрп), что удовлетворяет условию подъема тампонажных смесей в один прием. Количество цемента и химических реагентов, необходимое для приготовления 1 м3 тампонажного раствора, физико-механические свойства тампонажных растворов. При подъеме цементного раствора до устья скважины специальных работ по натяжению колонн не требуется (п. 10.11 «Сборника регламентирующих документов и инструкций по креплению скважин на месторождениях и ПХГ ОАО «Газпром», ОАО «Газпром»). При обвязке устья для фиксации клинового захвата в колонной головке при его установке производится натяжка колонн усилием 50 кН. Обвязку устья скважины при перемонтаже вести в соответствии с «Инструкцией по монтажу, эксплуатации и испытаниям противовыбросового оборудования, колонных головок и фонтанных арматур», ИЭ-11-02.28-14.
4.3 Способ бурения
Роторный способ обеспечивает независимость регулирования параметров режима бурения, возможность срабатывания больших перепадов давления на долоте, значительное увеличение проходки долота, по сравнению с турбинным способом бурения, возможность использования долот со стойкими герметизированными опорами.
Таблица 3 Способ бурения
4.4 Породоразрушающий инструмент
Эффективность применения инструмента обуславливается свойствами конкретной породы, поэтому перед тем, как определиться с инструментом, важно определить, какие пласты предстоит преодолеть в ходе бурения ствола. Правильно подобранные устройства сделают работу максимально быстрой и малозатратной. [2; стр. 221] В качестве породоразрушающего инструмента применяются долота представленные в таблице 2.
Таблица 4 - Типы долота по интервалам бурения
| Интервал | Тип и размер долота | Производитель |
| 0-40 | 490 С-ЦВ | Halliburton |
| 40-160 | III 393,7 ЕМS51НРС | Halliburton |
| 160-1200 | 11 5/8 «РDC» | Halliburton |
| 1200-2580 | 8 ½ «РDC» | Halliburton |
4.5 Буровые растворы
Выбор параметров промывочной жидкости произведен исходя из геологической характеристики разреза, геологических осложнений и ожидаемых пластовых давлений. Согласно п. 210 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» Приказ Ростехнадзора № 101 от 12.03.2013 и Приказ Ростехнадзора № 1 от 12.01.2015 о внесении изменений в «Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности» (далее по тексту ПБ НГП 2013), произведен расчет допустимой плотности бурового раствора, итоги расчета приведены в приложении К.