Нефтегазоводопроявления
| Индекс стратигра-фического подразделения | Интервал, м | Вид флюида | Плотность смеси для расчета избыточных давлений, кг/м3 | Условия возник-новения | Характер проявления | ||
| от | до | внутреннего | наружного | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| С1srp | 920 | 1115 | вода | 1120 | 1120 | Рзаб<Рпл | перелив воды |
| D3 kn+pch | 1730 | 1761 | нефть | 1000 | 1000 | Рзаб<Рпл | пленки нефти |
Таблица 3.8
Осыпи и обвалы стенок скважины
| Индекс стратигра-фического подразделения | Интервал, м | Время до начала осложнения, сут. | Мероприятия по ликвидации осложнений | Коэффициент кавернозности | |
| от | до | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Q+P2 | 0 | 56 | 0,5-1,0 | перекрытие направлением и кондуктором | 1,5 – под направление 1,3 – под кондуктор 1,15 – под эксплуатации-онную ко-лонну |
| C2 vr | 784 | 848 | -«- | цементные заливки, промывка, проработка | |
| C1 bb | 1115 | 1155 | -«- | ||
| D3 srg+kn | 1684 | 1730 | -«- | регулирование, улучшение свойства бурового раствора, спуск эксплуатационной колонны | |
Таблица 3.9
Прихватоопасные зоны
| Индекс стратигра-фического подразделения | Интервал, м | Причина прихвата | Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет) | Условия возникновения | |
| от | от | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Q+P2+P1 | 0 | 246* | осыпи, обвалы, поглощения | да | Технические причины нарушение правил ведения буровых работ в зонах осыпей, обвалов, поглощений |
| C2 vr | 784 | 848 | осыпи, обвалы | да | |
| C1 spr | 848 | 920 | поглощения | да | |
| C1 bb | 1115 | 1155 | осыпи, обвалы | да | |
| D3 fm+fr2 | 1155 | 1306 | поглощения | да | |
| D3 srg+kn | 1684 | 1730 | осыпи, обвалы | да | |
Примечание: * указана средняя глубина возможных зон прихватов в интервале бурения под кондуктор.
Обоснование и расчет профиля проектной скважины
Бурение искусственно искривленных скважин позволяет решить две большие задачи: эффективно использовать капитальные вложения на строительство скважин и в большей степени сохранить среду на дневной поверхности.
В настоящее время наиболее распространена методика проектирования профиля, искривленного в одной плоскости, основанная на аналитическом методе расчета с последующим построением его элементов.
При проектировании профиля наклонно направленной скважины исходными данными являются: глубина скважины по вертикали Н и отклонение забоя от вертикали А.
По исходным данным Н = 1676 м., А = 620 м. Поскольку А > 300 м., то применяется четырехинтервальный профиль.
- интенсивность набора кривизны 1,4 на 10 м.
- интенсивность снижения кривизны 0,4 на 10 м.
- длина первого вертикального участка 100 м.
Определим радиус искривления второго участка:
R1 = 573/∆α10 = 573/1,4 = 409 м.
Находим радиус снижения угла наклона на третьем участке:
R2 = 573/0.4 = 1432 м.
Определим величину необходимого угла наклона:
cos α =1-A/(R1+R2)
тогда
cosα = 1-620/(409+1432) = 0,66 α = 42
Рассчитаем длину участков профиля и их горизонтальные и вертикальные проекции.
Участок набора угла наклона ствола скважины:
длина
l2 = 0.01745*R1*α = 0.01745*409*49 = 349 м.
вертикальная проекция
h = R1*sinα = 409*sin49 = 308м.
горизонтальная проекция
a1 = R1*(1-cosα) = 409*(1-cos49) = 141 м.
Участок снижения угла наклона ствола:
длина
l3 = 0.01745*R2*α = 0.01745*1432*49 = 1170 м.
вертикальная проекция
H1 = R2*sinα = 1432*sin49 = 1081 м.
горизонтальная проекция
a2 = R2*(1-cosα) = 1432*(1-cos49) = 478 м.
Вертикальный участок(четвертый):
длина
lн = H – Hв – h – H1 =1676 – 100 – 308 – 1081 = 187м.
вертикальная проекция hв = lн = 187 м.
Длина ствола по профилю:
L = l1 + l2 + l3 + lн = 100 + 349 + 1170 + 187 = 1806 м.
Проекция ствола:
горизонтальная
A = a + a = 141 + 478 = 620 м.
вертикальная
H = Hв + h + H1 + hв = 100 + 308 + 1081 + 187 = 1676 м.
Для построения профиля скважины по вертикальной линии откладываем отрезки:
АВ = Н = 1676 м; АС = Нв = 100 м; СД = h =308 м; ДЕ = Н1 = 1081 м;
ЕВ = hв = 187 м.
Через точки С,Д,Е,В проводим горизонтальные линии и откладываем от точки С отрезок: СО1 = R1 = 409 м, от точки Д – отрезок: ДF = a1 =141 м, от точки Е – отрезок: ЕК = А = 478 м, от точки К по направлению линии КЕ отрезок: КЕО2 = R = 1432 м, от точки В – отрезок: ВL = A = 478 м. Из точки О1 описываем дугу радиусом R1, а из точки О2 – дугу радиусом R2.
Ломанная линия ACFKL представляет собой профиль ствола наклонной скважины.
ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТИПА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ И СВОЙСТВ ЕЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПРОЕКТНОЙ СКВАЖИНЫ
Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин.
На выбор промывочной жидкости влияют следующие осложнения:
1. поглощение промывочной жидкости.
2. газоводонефтепроявления.
3. нарушение устойчивости стенок скважины.
4. затяжки, прихваты бурильной колонны.
5. искривление скважины.
Основной причиной поглощений и газоводонефтепроявлений является нарушение условия:
Кa<ρ0<Kn
При циркуляции раствора в скважине имеют место гидравлические сопротивления, обуславливающие потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и колонной труб. Благодаря этому давление на стенки скважины повышается на величину потерь на участке на данной точке ствола до уровня начала наземной циркуляционной системы.
В глинисто-трещиноватых захарстованных породах, на кавернозных известняках при нарушении равновесия между пластовыми и гидростатическими давлениями вплоть до полной потери циркуляции происходит поглощение бурового раствора в интервалах: 100-200 м.,
380-390 м., 867-877 м., 940-950 м., 1200-1356 м., При значительном увеличении пластового давления над забойным наблюдается нефтегазоводопроявления. В мягковских отложениях(480-500 м) проявляется газ, а в серпуховских(860-910 м) вода.
С учетом этих осложнений целесообразно в качестве промывочной жидкости использовать техническую воду в интервале 0-1730 м. Во-первых, этот раствор недорогой, во-вторых, удовлетворяет требованиям по предотвращению или уменьшению осложнений. Продуктивные пласты с высокой и средней проницаемостью подвергаются необратимой кальматацией твердыми частицами бурового раствора, а содержание в пласте глинистой фракции приводит к уменьшению проницаемости пласта. Для качественного вскрытия таких пластов необходимо использовать систему трехступенчатой очистки бурового раствора и раствора с минимальным содержанием твердой фазы или без нее. Этим требованиям отвечает полимер – глинистый раствор на основе пресной воды.
Расчленение по литологическому составу пород
Все многообразие осадочных пород, слагающих месторождение нефти и газа, целесообразно подразделить на несколько категорий, каждая из которых должна иметь характерную особенность, отличающую породу данной категории.