Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Otchyot_po_praktike_YuR_EV_5BS80(1).doc
Скачиваний:
9
Добавлен:
07.09.2019
Размер:
817.66 Кб
Скачать

2.3 Комплект кнбк по интервалам бурения

Особое место на территории Тюменской области занимает кустовое строительство скважин, позволившее в труднодоступном заболоченном и за­селенном регионе успешно осуществлять на насыпных островах строитель­ство необходимого числа скважин для обеспечения быстрого наращивания темпов добычи нефти и газа.

Кустовое разбуривание месторождений позволяет значительно сокра­тить размеры площадей, занимаемых бурящимися, а затем эксплуатацион­ными скважинами, а также дорогами и проложенными к ним трубопровода­ми. Учитывая, что с куста бурят наклонно-направленные скважины, в качест­ве основного способа бурения выбираем бурение с использованием забойно­го двигателя - турбобура, и только для бурения под направление используют роторное бурение.

Компоновка низа бурильной колонны:

Вертикальный участок 0-70

1) Долото 295,3 СГНУ К-58

2) ТСШ-240, Т12РТ-240

3) Обратный клапан

4) УБТ-178x90-12м

5) ТБПК127х 9 - ост

Участок набора зенитного угла 70-18,9

1) Долото 295,3 СГНУ К-58

2) ТСШ-240

3) Кривой переводник КП 2-2,5 град.

4) Обратный клапан БОКС 178

5) УБТ-178x90-12м

6) ЛБТ-147х11-48м

7) ТБПК127х9-ост

Участок добуривания под кондуктор 218,9- 410

1) Долото 295,3 СГНУ Я-58

2) Калибратор 13КИ 295,3 МСТ

3) ТСШ-240

4) Обратный клапан БОКС 178

5) УБТ- 178x90 -12м

6) Центратор

7) ЛБТ-147х11-48м

8) ТБПК127х9-400м

9) ЛБТ-147х11 - остальные

Участок стабилизации зенитного угла 410-2209

1) Долото 215,9МЗГВК-155

2) Калибратор 9К-215,9МС

3) Центратор 210-214 мм

4) ЗТСШ-195

5) Обратный клапан БОКС 178

6) УБТ-178x90-24м

7) ЛБТ-147х11-48м

8) ТБПК 127x9-400м

9) ЛБТ-147х11 -остальные

Участок падения зенитного угла 2209-3038

1) Долото 215,9 МЗГВЯ-155

2) ЗТСШ-195

3) УБТ-178x90-24м

4) ЛБТ-147х11-48м

5) ТБПК127х 9 400 м

6) ЛБТ-147x11 –остальные

2.4 Виды и параметры бурового раствора

Тип бурового раствора (его компонентный состав) зависит от физикомеханических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений и забойной температуры. На Родниковом месторождении для бурения скважин под кондуктор применяют глинистые буровые растворы, представляющие собой коллоидную смесь воды и глины. Качество этих растворов характеризуется следующими показателями свойств: плотность 1050-1170 кг/м3; условная вязкость 18-60 сек; показатель фильтрации до 15 см за 30 мин; статическое напряжение сдвига 20-45 мгс/см3 . В глинистых растворах в качестве дисперсной фазы используют глину или глинопорошок, высокоокисленный битум, различные виды утяжелителей.

Буровой раствор - важнейший элемент в технологии бурения, который определяет стоимость, технико-экономические показатели и качество строительства скважин. Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции: выносить шлам на поверхность, предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины, обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов, создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом, быть экологическим чистым, устойчивым к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давления, иметь стабильные во времени свойства, передавать гидравлическую мощность забойным двигателям и др. Бурение из под кондуктора начинается с промывкой скважины технической водой с параметрами 1060 - 1100 кг/м3. При дальнейшем бурении скважины раствор получается самозамесом с увеличением плотности и вязкости. Дальнейшее бурение ведется с последующей наработкой раствора. Продуктивный пласт вскрывается на глинистом растворе с низким показателем водоотдачи В = 6-4 см3/ЗОмин. с целью сохранения максимального дебита скважин.

Таблица 15 - Типы и параметры бурового раствора

Тип раствора

Интервал м

Параметры бурового раствора

От (верх)

До (низ)

Плотность,

г/см3

Вязкость, сек

Водоотдача,

см3/30мин

СНС, мгс/см2

через

Толщина корки, мм

Содержание песка, %

pH

1 минуту

10 минут

Глинистый

0

410

1,16

-

1,18

50-

60

8-6

15

25

1,5

1,5

-2

7-

8

Тех. вода,

Естественный глинистый

410

1000

1,0-

1,08

15-

20

15-

10

0-5

0-10

1,5-1

1

6-

7

Естественный

глинистый

1000

2250

1,10

-

1,14

23-

25

8-6

5-10

10-

15

1,5-

0,5

1 ,

7-

8

Естественный

глинистый

2250

3038

1.14

-

1.16

25-

27

6-4

5-10

10-

15

0,5

0,5

7-

8