вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

Буровая установка выбирается, в первую очередь, из условия достаточной грузоподъёмности для обеспечения строительства скважин по данному проекту. Согласно «Федеральным нормам и правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» 2013 г. [5],

допускаемая нагрузка на крюке не должна превышать 0,6 и 0,9 от максимальной расчётной массы бурильной и обсадной колонн. При этом должна учитываться сумма статических и динамических нагрузок при СПО. Расчет и обоснование выбора буровых установок производится в рабочих проектах.

На данном месторождении, целесообразно использовать буровые установки типа БУ 3200/200 ДГУ-1М, Уралмаш - 3000 ЭУК1М (2М),

доработанных с точки зрения экологии, а также отечественные или зарубежные аналоги. Станки должны быть оборудованы системой верхнего привода, которая позволяет производить одновременно спуск и промывку обсадных колонн, снизить риски возникновения прихвата, повысить эффективность СПО и обеспечить безопасную работу бригады.

Комплект бурового оборудования должен включать два буровых насоса типа УНБТ-950А (Уралмаш) или ВНБТ-950, а также аналоги фирм (IRI, NATIONAL OILWELL, WIRTH)

Очистку буровых растворов рекомендуется производить с использованием 4-х ступенчатой системы очистки. Состав очистной системы:

-три линейных вибросита типа VSM-100 (VARCO), Shaker VS-1Б;

-один линейный илоотделитель (Petro-Quip), Desilter IG-45M;

-одну центрифугу грубой очистки бурового раствора (Swaco2200-414), Centrifuge OGS;

-три пескоотделителя типа Desander-50,

-один дегазатор;

-емкости для хранения, приготовления бурового раствора;

-система долива скважины;

-смесительная система;

-замкнутая циркуляционная система.

Консорциум « Н е д р а »

Приготовление и обработка бурового раствора химическими реагентами должны производиться в специальном блоке, исключающем попадание компонентов бурового раствора в почву и водные объекты.

Строительство БС либо БГС из эксплуатационной колонны может осуществляться, в зависимости от конструкции и глубины скважины с помощью стационарной БУ, а также с передвижных установок грузоподъемностью не менее 60 тонн, например, А 60/80, АРБ-100, БР-125,

КОРО-80, МБУ-60/80ВС (Россия), а также зарубежных самоходных установок фирм «IRI», «IDECO» (DIR-3000, DIR-5000, DIR-7000).

При бурении интервала начального искривления скважины следует стремиться к тому, чтобы геометрические и жесткостные параметры отклоняющей КНБК не изменялись. Для проводки протяженных тангенциальных интервалов профиля скважины целесообразно применять соответствующие стабилизирующие КНБК с оптимальными размерами.

Вырезание «окна» в обсадной колонне для ЗБС проводится фрезами ФС, ФО, ФА диаметром 124-125 мм.

Выбор типоразмера гидравлического забойного двигателя осуществляется исходя из физико-механических свойств разбуриваемых пород и требуемого момента на валу для их разрушения. Бурильные трубы применяются диаметром 73 и 89 мм, а УБТ (гладкостенные или спиральные) 89 и 108 мм.

Максимальная производительность насосов в процессе вскрытия продуктивного интервала и проработки не более 32 л/с, а при промывке - 24 л/сек.

Типы применяемых гидравлических и винтовых забойных двигателей по интервалам бурения:

-обсадная колонна диаметром 324 мм: Д1-240, SperryDrill-245 (95/8) либо его аналоги (уточняется заказчиком);

-обсадная колонна диаметром 245 мм: SperryDrill-245 (95/8) либо его аналоги (уточняется заказчиком);

-под эксплуатационную колонну 178 мм: SperryDrill-171,5 (63/4) либо его аналоги (уточняется заказчиком);

-под эксплуатационную колонну 168 мм: SperryDrill-171,5 (63/4) либо его аналоги (уточняется заказчиком);

-под хвостовик диаметром 114мм: бурение верхним приводом (30-180 об/мин).

Породоразрушающий инструмент по интервалам бурения: - под кондуктор диаметром 324мм: PDC-393,7, БИТ-393,7

Консорциум « Н е д р а »

-под промежуточную диаметром 245мм: PDC-295,3, БИТ-295,3;

-под эксплуатационную колонну 168 мм: PDC-215,9 либо аналоги;

-под эксплуатационную колонну диаметром 178 мм: PDC-220,7 либо аналоги;

-под хвостовик диаметром 114 мм: PDC-152,4 либо аналоги.

При проводке протяженных тангенциальных интервалов с использованием винтового забойного двигателя целесообразно применение долот режущего типа с поликристаллическими алмазными вставками типа PDC (БИТ-214,3С; БИТ 214,3МС).

Осевая нагрузка на долото должна обеспечивать получение максимальной механической скорости и не превышать максимально допустимую величину для данных типоразмеров долот.

Перечень и основные технические характеристики телеметрических систем, которые предназначены для навигационного обеспечения проводки скважин, приведены в таблице Таблица Ошибка! Текст указанного стиля в документе отсутствует..5. Особенность в технологии применения телесистемы обуславливается типом канала передачи забойной информации к наземной аппаратуре.

Таблица Ошибка! Текст указанного стиля в документе отсутствует..5 Забойные телеметрические системы (телесистемы)

Консорциум « Н е д р а »

Требования к первичному вскрытию (буровым растворам)

Консорциум « Н е д р а »

Основными условиями успешного заканчивания скважин является создание предпосылок для получения максимального дебита скважины при запланированной отдаче пласта. При этом определяющими факторами являются:

-способ первичного вскрытия пласта;

-охранение естественных коллекторских свойств продуктивного пласта;

-конструкция забоя скважины;

-технология вторичного вскрытия пласта;

-методика вызова притока;

-интенсификация притока.

Плотность бурового раствора с момента вскрытия продуктивных пластов и до окончания цементирования эксплуатационной колонны должна быть минимальной в соответствии с текущим пластовым давлением и в то же время обеспечивающей безаварийную проводку ствола скважин согласно «Федеральных норм и правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [5].

При первичном вскрытии продуктивных пластов следует придерживаться «щадящего» режима бурения, т.е. ограничивать механическую скорость бурения, снижать производительность промывки скважины до допустимых пределов, ограничивать скорости выполнения технологических операций в стволе скважины, поддерживать параметры промывочной жидкости в интервалах проектных значений.

При бурении под направление и кондуктор проходят сквозь слой рыхлых, неустойчивых песчаников и глинистых пород люлинворской свиты. Решение этих проблем достигается применением бурового раствора повышенной плотности и вязкости, обработанного высокоэффективными полимерами-структурообразователями, с образованием прочной фильтрационной корки на стенках скважины и ингибированием глинистых пород. Для бурения под кондуктор предусматривается использовать раствор, оставшийся от бурения предыдущего интервала скважины, обработанный химическими реагентами.

Параметры бурового раствора:

- плотность 1120 кг/м3;

Консорциум « Н е д р а »

vk.com/id446425943

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

-условная вязкость 30 - 40 с;

-РН 8,5 - 9.

Бурение ниже кондуктора начинать соленасыщенным стабилизированным буровым раствором. В процессе бурения буровой раствор обрабатывается такими реагентами, как крахмал (dextrid), Pac-L, ФК-2000.

Параметры бурового раствора:

-плотность 1260 кг/м3;

-условная вязкость 35-40 с;

-водоотдача, не более 6-8 см3/30мин;

-статическое напряжение сдвига (25÷30)/(40÷60) дПа;

-толщина корки 1,5 мм;

-РН 8-8,5.

При бурении под эксплуатационную колонну использовать полимерглинистый буровой раствор, обработанный реагентами КМЦ-600,

НТФ, ГКЖ-10, сайпан, ФК-2000+ (смазочная добавка), либо ингибирующий стабилизированный карбонатно-глинистый буровой раствор.

Основные параметры бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну:

-плотность 1040 – 1170 кг/м3;

-условная вязкость 40 с;

-водоотдача, не более 6-8 см3/30мин;

-статическое напряжение сдвига – (25÷35)/(45÷55) дПа;

-толщина корки 1 – 1,2 мм;

-РН 8 - 9.

При бурении горизонтальных скважин либо горизонтальных участков в БГС в целях качественной очистки ствола скважины, снижения импульсного давления в кольцевом пространстве скважины при СПО, минимизации гидроэррозии стенки скважины, а также сохранения

Консорциум « Н е д р а »

естественной проницаемости продуктивного пласта при первичном вскрытии, целесообразно применение систем бурового раствора на основе биополимеров. Это безглинистые системы на водной основе с минимальным содержанием твердой фазы и c псевдопластичными свойствами;

их достоинством является высокое качество вскрытия продуктивного пласта, устойчивость ствола скважины, особенно горизонтального участка, гибкость при выборе плотности, солености и ингибирующей способности для конкретных условий бурения. Например, бурового раствора FLO PRO фирмы M-I Drilling Fluids или ему аналогичного. Рецептура биополимерных систем бурового раствора приведена в таблице

(Таблица Ошибка! Текст указанного стиля в документе отсутствует..6).

Для снижения коэффициента трения в стволе скважины с большим смещением забоя возможно применение смазочных добавок в буровой раствор отечественного производства: ДСБ-4ТМП, ДСБ-4ТТП, СОНБУР 1101, эмультал, а также импортные смазочные добавки,

поставляемые зарубежными фирмами в регионы бурения Западной Сибири Drill-Free, K-Lube, Lub-167.

Таблица Ошибка! Текст указанного стиля в документе отсутствует..6 Параметры биополимерных систем бурового раствора

Консорциум « Н е д р а »

При проводке скважин с большим смещением забоя возможно применение бурового инвертно-эмульсионного раствора на углеводородной основе.

Возможно при проводке горизонтальных стволов использование буровых растворов на гликолевой основе производства Мilpark Drilling Fluids, где гликоль заменяет нефть на внешней фазе дисперсной системы.

Очистку бурового раствора рекомендуется осуществлять комплексом оборудования по замкнутому циклу. Комплекс оборудования включает в себя:

-три вибросита, предназначенных для предварительной очистки бурового раствора от выбуренной породы;

-блок гидроциклонов ило-пескоотделителей, выполняющих тонкую очистку бурового раствора;

-центрифугу, входящую в комплекс по осветлению отработанных буровых растворов и очистки буровых сточных вод;

-ФСУ – блок флокулянтной очистки (осветления) отработанных буровых растворов и буровых сточных вод,

-осушитель шлама для снижения потерь раствора.

Для контроля технологических показателей бурового раствора, согласно РД 39-2-645-81 «Методика контроля параметров буровых растворов», рекомендуется использовать комплект лаборанта буровых растворов КЛР-1, включающий плотномер, прибор СНС-2, вискозиметр ВСН-3, цилиндр стабильности ЦС-2, установку для термообработки буровых растворов УТ-1, рычажные весы ВРП-1, вискозиметр ВРБ-1,

фильтр-пресс ФЛР-3, термометр ТБР-1, прибор для определения газосодержания ПГР-1, секундомер, набор индикаторной бумаги, отстойник ОМ-2, набор реактивов и посуды для химических анализов. Для контроля и регулирования свойств бурового раствора допускается использовать приборы ведущих зарубежных фирм (Baroid, Brookfield), при этом должны быть составлены соотношения соответствующих параметров оценки свойств раствора на российских и зарубежных приборах.

Консорциум « Н е д р а »