- •Введение
- •1 Исходные данные для проектирования
- •2 Общие сведения о районе буровых работ
- •2.1 Общие сведения о районе буровых работ
- •3 Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайше будущее
- •4 Основные сведения о геологическом строении
- •4.1 Тектоника
- •4.2 Литология и стратиграфия пород
- •4.3 Крепость горных пород разреза
- •4.6 Состав нефти
- •4.7 Водоносность
- •4.8 Классификация горных пород по твердости и абразивности
- •4.9 Осложнения при бурении
- •4.6- Геофизические исследования
- •5 Унирс
- •5 Унирс
- •5.1 Бурение наклонно-направленных скважин скважин с применением регулируемого забойного двигателя др-176
- •5.2 Бурение вертикального участка с применение др-176
- •5.3 Бурение ориентируемыми компоновками с др-176
- •5.4 Бурение неориентируемыми компоновками с др-176
- •5.5 Порядок измерений инклинометром траектории ствола скважины
- •5.6 Опыт бурения продуктивного пласта с использованием винтовых забойных двигателей.
- •5.7 Вывод
- •6 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины
- •7 Обоснование выбора типа промывочной
- •7.1 Расчленение по литологическому составу пород
- •7.2 Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения.
- •7.3 Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород
- •7.4 Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин
- •7.5 Уточнение расчленения разреза с учетом необходимости охраны недр и окружающей среды
- •7.6 Расчленение геологического разреза на интервалы с несовместимыми или существенно различными требованиями к промывочной жидкости
- •8 Обоснование выбора способов бурения по
- •8.1 Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости
- •8.2 Выбор оптимального режима бурения
- •9 Выбор и расчёт компоновок бурильной колонны для бурения различных интервалов
- •9.1 Турбинный способ бурения.
- •9.1.1. Расчет компоновки убт
- •9.1.2. Расчет колоны бурильных труб на статическую прочность
- •10 Обоснование выбора реагентов для химической
- •10.1 Расчет потребного количества глинистого раствора и глинопорошка
- •Химические реагенты, применяемые для обработки глинистого раствора
- •11 Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам глубин
- •12 Обоснования выбора оборудования для бурения
- •13 Обоснования выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения осискважины, свойств
- •14 Безопасность и экологичность проекта
- •14.1. Безопасность труда при вскрытия кыновского горизонта буровыми промывочными жидкостями с применением взд
- •14.2 Экологическая безопасность работы с циркуляционной системой при бурении в ламинарном режиме.
- •15 Экономическая оценка работы
- •15.1 Отечественный и зарубежный опыт внедрений новой техники и технологии
- •15.2 Методика оценки экономической эффективности мероприятия за условный год
- •15.3. Расчет экономического эффекта от внедрения ламинарного режима бурения
- •Заключение
7 Обоснование выбора типа промывочной
ЖИДКОСТИ И СВОЙСТВ ЕЁ ДЛЯ БУРЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ
ИНТЕРВАЛОВ ПРОЕКТНОЙ СКВАЖИНЫ
Чтобы выбрать промывочную жидкость для бурения скважины необходимо, прежде всего, выделить в разрезе границы между интервалами, в которых требования к промывочной жидкости несовместимы или существенно различны, то есть провести расчленение геологического разреза.
При расчленение должны быть учтены следующие факторы:
- литологический состав пород;
- пластовые давления и давления поглощения;
- температура горных пород;
- осложнения, происходящие при бурении;
- необходимость защиты водоносных пластов с пресной водой от загрязнения;
- необходимость предотвращения загрязнения продуктивных пластов буровым раствором;
7.1 Расчленение по литологическому составу пород
Главным признакам, который должен быть положен в основу расчленения разреза, служит литологический состав горных пород.
Все многообразие осадочных пород, слагающих месторождения нефти и газа, целесообразно подразделить на несколько категорий, каждая из которых должна иметь характерную особенность, отличающую породы данной категории.
Можно выделить три основных признака, несовпадение которых дает основание выделять различные группы пород:
а) растворимость в воде, способность вызывать коагуляцию глинистых суспензий;
б) способность сохранять прочность и устойчивость стенок скважины при контакте с водной промывочной жидкостью;
в) способность образовывать с водой устойчивые тиксотропные дисперсные системы.
С учетом этих признаков представляется целесообразным разделить осадочные породы на следующие интервалы:
Интервал 0-465 м Переслаивание песчано–глинистых пород.
Интервал 465-1205м Известняки, доломиты.
Интервал 1205-1900 м Переслаивание песчано–глинистых пород
Интервал 1900-1960 м Известники, доломиты
Интервал 1960-2055 м Переслаивание известников, доломитов, глин, песчаники
7.2 Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения.
При бурении нефтяных и газовых скважин применяют несколько принципиально различных типов циркуляционных агентов. Плотность большинства из них можно регулировать в широких пределах: от 900–1050 до 2200–2500 кг/м3. Таким образом, величина пластового давления и давления поглощения не ограничивает возможность применения таких промывочных жидкостей. Лишь газообразные циркуляционные агенты, вода, безглинистые полимерные, торфогуматные и некоторые другие буровые промывочные жидкости, для которых характерна невысокая плотность, имеют весьма ограниченную способность создавать противодавление на вскрытые скважиной пласты. Следовательно, пластовое давление может оказаться тем фактором, который ограничивает область применения таких циркуляционных агентов.
Вода, безглинистые полимерные растворы, торфогуматные растворы могут создавать достаточное противодавление на пласты, в которых давление характеризуется коэффициентом анамальности ка=1,00. Поэтому в интервалах, которые по предварительной оценке можно бурить с промывкой водой, безглинистыми и другими растворами, имеющими ограниченную плотность, целесообразно выделить участки с коэффициентом анамальности пластового давления ка < 1,00, и ка ≥ 1,00.
При бурении скважины коэффициент анамальности пластового давления ка ≥ 1,00 на интервалах: 0-465м, 1960-23055 м, на остальных интервалах ка < 1,00.
Плотность шламовых суспензий, промывочных жидкостей с конденсированной твердой фазой за счет высокой концентрации твердой фазы в первых и растворения больших количеств солей во-вторых, обычно превышает 1250 кг/м3. Если в разрезе скважины встречаются пласты, характеризуемые низкими значениями индекса давления поглощения (кп<1,25), то это обстоятельство может сделать невозможным применение в таких интервалах промывочных жидкостей, которым присуща относительно высокая плотность. Поэтому в интервалах, имеющих однородный литологический состав пород, нужно выделить участки, для которых индекс давления поглощения имеет значения кп ≤ 1,20.
При бурении скважин на Матвеевском участке таких интервалов не выявлено.
Уточнять расчленение разреза удобно по совмещенному графику изменения с глубиной коэффициента анамальности пластового давления и индекса давления поглощения.
Возможны случаи, когда коэффициент анамальности пластового давления увеличивается с глубиной до такой степени, что становится больше индекса давления поглощения для пород вышележащих интервалов.
Применение бурового раствора, создающего достаточное противодавление на пласты с АВПД, привело бы в этих условиях к поглощению в вышележащих интервалах. Несовместимость требований к плотности промывочной жидкости при таких обстоятельствах обуславливает необходимость выделения пород с резко различающимися давлениями в самостоятельные интервалы.
Таким образом, уточняя расчленение разреза по совмещенному графику изменения с глубиной коэффициента анамальности пластового давления и индекса давления поглощения, выделяем следующие интервалы бурения:
Интервал 0-465 м;
Интервал 465-1960м;
Интервал 1960-2055м.