Новая папка (2) / Югомаш,раствор,новый регламент

I. Исходные данные:

1. Проектная глубина – 1058 / 1177м.

2. Проектный горизонт – Башкирский ярус.

3. Конструкция скважины:

3.1 Направление Ø 324 мм – 50 м, цементирование до устья;

2. Кондуктор Ø 245мм – 305/319 м, цементирование до устья;

3. Эксплуатационная колонна Ø 146 мм – 1048/1153 м, цементирование на 150м выше башмака предыдущей колонны.

4. Открытый ствол Ø 124 мм – 1048/1153 – 1058/1177м.

1. Соли - нет

2. Глубина установки ГНО - 850/913-950/1018м. Тип погружного насоса ШГН

6. Пластовое давление и температура на глубине:

C2ks 980/1051м –8,1 МПа ,t_пл -21,2 ⁰С;

C2vr 1000/1075м –8,5 МПа ,t_пл -21,8 ⁰С;

C2b 1048/1153м –8,0 МПа ,t_пл -22,1 ⁰С.

7. Давление опрессовки на герметичность 125 атм и снижением уровня до глубины 750/807м.

8. Испытание в открытом стволе – 1 объект – С2b 1048/1153-1058/1177м, макс. снижение уровня при освоении – 700/754м

9.Прихватоопасные зоны: Q +P2u 0-265/273м, С2vr – 995/1069-1047/1151м.

10. Осыпи и обвалы: Q +P2u 0-265/273м, С2vr – 995/1069-1047/1151м.

11.Зоны поглощения: Q +P2u 0-265/273м до 15м3/ч, P1ar-s – C3 428/458-760/818м до 15м3/ч.

12. Зоны водопроявления: P1ar 428/458-470/504м, P1a -s 470/504-607/654м, С3 607/654-760/818м.

13. Зоны нефтегазопроявлений: С2ks– 980/1051- 995/1069м; С2vr– 1000/1075- 1035/1127м;

С2b – 1048/1153- 1058/1177м.

14. Сероводород - не обнаружен.

15. Отбор керна: С2b (пласт Бш) 1049,5/1157-1051/1160м (в 1скважине куста).

16. Испытание пластов последовательно в процессе бурения не предусматривается.

17. Бурение на воде: по регламенту 305/319 - 915/981м.

18. Вертикальный участок – 80 м.

19. Набор зенитного угла – 80/80– 270/279м – (угол 0 – 29,8^о) (отход – 50,4м).

20. Снижение зенитного угла – 270/279-800/860м – (угол 29,8– 18,2) (отход – 286м).

21.Добор зенитного угла – 950/1018– 1048/1153м (угол – 18,2 – 65,5^о).

(Отходы на гл. 1048/1153 - 423 м – 65,5^о, 1058/1177м – 445м.

22. Стабилизация –1048/1153-1058/1177м– (угол 65,5^о) (отход 335м).

II. Обоснование регламента по буровым растворам

а) При бурении под направление в интервале 0-50м и кондуктор в интервале 50-319м (по стволу) применяется глинистый раствор, приготовленный из куганакского глинопорошка и обработанный кальцинированной содой в массовых долях 0,3% (3кг на 1м³ раствора) и КМЦ-700 (или его аналог-заменитель) в массовых долях 0,5% (5кг на 1м³ раствора).

Параметры раствора: плотность 1,12±0,02г/см³; условная вязкость 35-40с; показатель фильтрации не более 15см³ за 30 мин.

В соответствии с требованиями п.2.7.3.3 ПБ 08-624-03 превышение гидростатического давления столба раствора над пластовым для скважин глубиной до 1200м должно быть не менее 10%.

Рекомендации по осложнениям: в интервале 0-265/273м рекомендуется бурение на глинистом растворе с наполнителями, средний размер которых 1-6мм. В качестве наполнителей рекомендуется применять опилы древесные концентрацией 25-30кг/м³ и/или МРК концентрацией 20-25кг/м³. С глубины 90-100м рекомендуется применение гидродинамического кольмататора для гидродинамической обработки ствола скважины.

б) Бурение под эксплуатационную колонну в интервале 319-981м (по стволу) производится с промывкой технической водой, обработанной полимерным флокулянтом-полиакриламидом марки Праестол (или его аналог-заменитель) в массовых долях 0,05% (0,5кг на 1м³ воды) с целью ее химической очистки от тонкодисперсных частиц выбуренной породы.

Применение технической воды в качестве промывочного агента разрешено «Протоколом заседания технического Совета ПО Башнефть» от 22.01.1986 г.

Рекомендации по осложнениям: в интервале 428/458-760/818 рекомендуется добавление в буровой раствор комплекса волокнистых, гранулированных упругих и чешуйчато-пластинчатых наполнителей с концентрацией 5-10%, или закачивание в поглощающий пласт глинистых тампонов в объеме 15-20 м³ с добавлением древесных опилок или МРК в количестве до 40 кг на 1 м³ раствора. Применение гидродинамического кольмататора для гидродинамической обработки ствола скважины.

В случае неудовлетворительных результатов применения всех вышеназванных способов рекомендуется повышение концентрации использующихся наполнителей, в случае полного ухода – применение профильных перекрывателей.

в) Бурение под эксплуатационную колонну в интервале 981-1153м (по стволу) бурение продолжается с промывкой безглинистым полимер-солевым раствором, который готовится на основе пластовой минерализованной воды с плотностью 1,15 г/см³. В пластовой воде растворяют крахмал ФИТО-РК в массовых долях 2% (20 кг на 1м³ воды) и биополимер Гаммаксан (или аналог-заменитель) в массовых долях 0,3% (3 кг на 1м³ воды). После интенсивного перемешивания и полного растворения указанных полисахаридных полимеров с целью усиления ингибирующих свойств раствора вводят хлористый калий (КСl) в массовых долях 3% (30 кг на 1м³ раствора), так как в разрезе имеются склонные к обвалам аргиллиты верейского горизонта. Для придания фильтрату раствора поверхностно-активной и гидрофобизирующей способности в раствор вводят ПАВ комплексного действия ПКД-515 в массовых долях 2% (20 кг на 1м³ раствора).

Параметры раствора: плотность 1,17±0,02г/см³; условная вязкость 28-30с; показатель фильтрации 4-5 см³ за 30 мин; статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин соответственно 8-10 и 14-16 дПа; пластическая вязкость 13-15 мПа·с; динамическое напряжение сдвига 18-20дПа, рН=7-8, липкость фильтрационной корки 3-4 градуса.

В соответствии с требованиями п.2.7.3.3 ПБ 08-624-03 превышение гидростатического давления столба раствора над пластовым для скважин глубиной до 1200м должно быть не менее 10%.

г) Бурение под открытый ствол в интервале 1153-1177м (по стволу) производится с промывкой афронсодержащей промывочной системой, которая готовится и обрабатывается в соответствии с действующей «Инструкцией по технологии приготовления и применения микропузырьковой афронсодержащей промывочной системы», срок введения в АНК «Башнефть» установлен от 01.01.2009 г.

Раствор готовится на пресной технической воде, в которой растворяют кальцинированную соду в массовых долях 0,5% (5 кг на 1 м³ воды) до рН=9-10 и КСl в массовых долях 0,5% (5 кг на 1 м³ воды). Для предотвращения биологической деструкции полисахаридных полимеров (крахмала и биополимера) производят обработку раствора бактерицидом Сонцид-8104 в массовых долях 0,1 % (1 кг на 1 м³ воды). В раствор последовательно добавляют крахмал ФИТО-РК в массовых долях 1 % (10 кг на 1 м³ раствора) и биополимер Xanthan Gum (или его аналог-заменитель) в массовых долях 0,7% (7 кг на 1 м³ раствора). Для формирования афронов в раствор вводят ПАВ - лаурилсульфат натрия в массовых долях 0,03 % (0,3 кг на 1 м³ раствора).

Параметры раствора: плотность 0,85-0,95 г/см³, показатель фильтрации 4-5 см³ за

30 мин, условная вязкость 90-150 с, статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин соответственно 6-9 и 10-15 Па, пластическая вязкость 10-18 мПа·с, динамическое напряжение сдвига 85-150 дПа, рН = 8,0-10,5.

В соответствии с требованиями п.2.7.3.3 ПБ 08-624-03 превышение гидростатического давления столба раствора над пластовым для скважин глубиной до 1200м должно быть не менее 10%.