
- •Геологический раздел
- •1.1 Орогидрография района
- •1.2 Стратиграфия и литология пород
- •1.3 Зоны возможных осложнений
- •1.4 Нефтегазоводоносность
- •1.5 Исследовательские работы в скважине
- •2. Технико-технологический раздел
- •2.1 Профиль скважины
- •2.2 Конструкция скважины
- •2.3 Комплект кнбк по интервалам бурения
- •2.4 Виды и параметры бурового раствора
- •2.5 Химическая обработка бурового раствора
- •2.6 Параметры режима бурения
- •2.7 Характеристика применяемых долот
- •2.8 Крепление скважин. Характеристика обсадных труб
- •2.9 Цементирование скважины
- •2.10 Вскрытие и освоение продуктивных пластов
- •2.11 Характерные осложнение при бурении скважин
- •2.12 Характерные аварии при бурении скважины
- •3. Охрана труда и противопожарная защита
- •4. Охрана недр и окружающей среды
- •Организационная структура убр
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 |