| Интервал, м | Градиенты давлений, МПа/м | Температура в конце интервала, 0С | ||||
| от | до | пласто-вого | порового | гидрораз-рыва | горного | |
| 060230340500540700840 | 60230340500540700840860 | 0,01 | 0,01 | 0,02 | 0,22 | 36810111620205052747891929494 |
| 8601750181023502430 | 17501810235024302750 | 0,0101 | 0,0101 | 0,018 | 0,023 | |
| 0,017 | ||||||
| 275027702820 | 277028202830 | 0,0102 | 0,0102 | |||
| 0,024 | ||||||
Ожидаемые осложнения приведены в табл.1.5
Таблица 1.5 Ожидаемые осложнения и их характеристика
| Интервал, м | Вид осложнения. | Характеристика. | |
| от | до | ||
| 02350 | 2302430 | Поглощение бурового раствора. | Интенсивность поглощения:до 1м3/ час. |
| 01810 | 8402350 | Осыпи и обвалы стенок скважины. | Проработка до 200 м. |
| 0 | 2430 | Прихваты бурильной колонны. | |
| 8602800 | 27702830 | Водопроявление. | q=1,01 г/см3 |
| 2760 | 2830 | Нефтепроявление. | q=0,76 г/см3 |
Продуктивный пласт J3 залегает на глубине 2760….2770 метров, имея следующие характеристики:
коллектор неустойчивый, однородный;
тип коллектора - поровый;
плотность флюида: в пластовых условиях 0,76 г/см3
после дегазации 0,86 г/см3
содержание по весу: серы 0,3%
парафина 2,76%
ожидаемый дебит 120 м3/сутки
параметры растворенного газа: газовый фактор 47 м3/м3
давление насыщения в пластовых условия 8,4 М Па
содержание по объему: сероводорода 0%
углекислого газа 1,75%
Характеристика водоносности приведена в табл.1.6
Данные о геофизических исследованиях скважины приведены в приложении А.
Таблица 1.6 Водоносность
| Тип вод | гидрокарбонаткальциевый | хлоркальциевый | |||
| Степень минерализации мг. экв | - | 15142026 | |||
| Химический состав воды в мг. эквивалентной форме | катионы | Ca | - | 111199 | |
| Mg | - | 1123 | |||
| Nа | - | 48383388 | |||
| анионы | HCO3 | - | 1012 | ||
| SO4 | - | 0000 | |||
| Cl | - | 50504998 | |||
| Фазовая проницаемость, мкм2 | 0,0250 | 0,150,0030,0030,001 | |||
| Свободный дебит, м3/сут | 300102898 | ||||
| Плотность,г/см3 | 1,0 | 1,011,011,011,01 | |||
| Интервал, м | до | 230 | 1750181024302830 | ||
| от | 60 | 860179023502780 | |||
| Индекс стратиграфического подразделения | P3 | K1 - K2K1K1J1 - J2 | |||
Одним из ответственных этапов при проектировании технологии проводки скважины - выбор способа бурения, так как он определяет многие технические решения - режимы бурения, бурильный инструмент, гидравлическую программу, тип буровой установки и, как следствие, технологию крепления скважины.
Выбор способа бурения во многом обусловлен региональными условиями (парк буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и т.д.)
В Российской Федерации распространены следующие способы вращательного бурения:
роторный;
бурение гидравлическими забойными двигателями;
бурение электробурами.
Каждый способ бурения в определенных горно-геологических, технико-экономических и материально-технических условиях имеет свои преимущества.
Бурение роторным способом имеет преимущества:
При бурении глубоких интервалов (более 3500 метров).
Когда оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35 - 150 об/мин.
Разбуривание мощных толщ горных пород, для которых целесообразно применять энергоемкие долота.
Бурение скважин в осложненных условиях, требующих применение буровых растворов плотностью более 1,7 гр/см3, большой вязкости и большого СНС.
Бурение скважин с продувкой забоя воздухом и промывкой аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации.
Бурение скважин в условиях высоких забойных температур, более 1500 С.
Бурение вертикальных скважин.
Бурение скважин с помощью гидравлических забойных двигателей имеет преимущества:
При бурении наклонно-направленных и вертикальных скважин глубиной до 3500 метров.
Использование буровых растворов плотностью менее 1,7 гр/см3.
Бурение скважин в условиях низких забойных температур, менее 1400 С.
Из опыта работ по строительству скважин в районах Поволжья, Приуралья и Западной Сибири показывает, что породы средней и малой твердости успешно разбуриваются шарошечными долотами при высоких частотах вращения 400 - 600 об/мин.
Бурение роторным способом в этих условиях при повышенных частотах вращения (150 - 200 об/мин) приводит к быстрому износу бурильных труб, бурильных замков, а также к авариям. Для роторного бурения требуются бурильные трубы повышенной прочности и сбалансированный тяжелый низ бурильной колонны [1].
Учитывая тот факт, что в Западной Сибири бурение электробурами не применяется, а также исходя из геолого-технологических условий бурения, выбирается бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Это позволит добиться простоты конструкции скважины за счет того, что колонна бурильных труб не вращается, тем самым исключается возможность нежелательных осыпей, обвалов стенок скважины, так как бурение в данных геологических условиях идёт по неустойчивым горным породам.
Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа обсадной эксплуатационной колонны в районе продуктивного пласта. Конструкция должна отвечать определенным требованиям:
1. Устройство ствола в процессе всего периода эксплуатации.
2. Проведение технологических операций по повышению нефтеотдачи.
3. Возможность проведения ремонтно-изоляционных работ.
4. Максимальная производительность скважины.
Из всех имеющихся способов устройства эксплуатационного забоя для конкретных условий данной скважины: коллектор неустойчивый, водоносный горизонт лежит ниже подошвы продуктивного пласта на 10 метров, выбираем следующий метод: ствол скважины выше продуктивного горизонта при первичном вскрытии остается открытым, не закрепленный обсадными трубами, вскрытие продуктивного горизонта осуществляется на промывочной жидкости, обеспечивающей сохранность открытого ствола скважины. В этом случае бурится до глубины, на 50 м ниже подошвы продуктивного горизонта. Затем в скважину спускается до забоя обсадная колонна и цементируется по всей длине, в последствии обсадная колонна и цементный камень в районе эксплуатационного объекта перфорируется [2].
Этот метод имеет следующие достоинства: прост в реализации; позволяет селективно сообщать скважину с любым пропластком продуктивной залежи; стоимость собственно буровых работ может быть меньше, чем при других методах.
Под несовместимыми условиями бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной. С этой целью строится график совмещенных давлений рис.2.1 на основании данных, представленных в табл.1.5 По графику определяется число и глубина спуска обсадных промежуточных колонн.
Давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 - 1200 метров на 10 - 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 - 2500 м на 7 - 10%, но не более 2,5 МПа, на глубине 2500 - 2830 м на 7 - 4%, но не более 3,5 МПа [3].
Из графика следует, что интервалы, несовместимые по условиям бурения в разрезе отсутствуют. Необходимое условие Рпл <Рбр <Ргр выполняется.