|
Читайте также: |
Индивидуальная программа промывки
НА БУРЕНИЕ СКВАЖИНЫ
| ЗАКАЗЧИК | ОАО «ВЕРХНЕЧОНСКНЕФТЕГАЗ |
| МЕСТОРОЖДЕНИЕ | ВЕРХНЕЧОНСКОЕ |
| МЕСТОРАСПОЛОЖЕНИЕ | ИРКУТСКАЯ ОБЛ. РФ |
| ТИП СКВАЖИНЫ | ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ |
| КУСТ | |
| СКВАЖИНА | |
| ПРОДУКТИВНЫЙ ГОРИЗОНТ | ВЧ-1, ВЧ-2 |
| Подготовлено: | Координатор проектов M-I SWACO | Cкипин В. |
| Утверждено: | Руководитель проектов M-I SWACO | Дунаев Э. |
| Утверждено: | Менеджер по бурению ОАО «ВЧНГ» | Вислогузов В.Н. |
I. ВВОДНЫЕ ДАННЫЕ ПО СКВАЖИНЕ № 1674
1. Конструкция скважины
| Интервал | Диаметр скважины, мм | Диаметр обсадных колон, мм | Глубина спуска по стволу, м | Длина интервала, м | Тип бурового раствора |
| Направление | Глинистый | ||||
| Направление | Глинистый | ||||
| Кондуктор | 311,1 | NaCL-соленасыщенный | |||
| Экс.колонна | 215,9 | NaCL-соленасыщенный | |||
| Экс.колонна | 215,9 | Фло-Про НТ |
2. Стратиграфия, литология и профиль скважины (ПЛАН)
| Комментарии | Глубина по стволу (м) | Угол наклона (град) | Азимут Грид (град) | Вертикаль (м) |
| Точка привязки | 0,00 | 0,00 | 130,00 | 0,00 |
| Обс. Колонна 530мм | 23,00 | 0,00 | 130,00 | 23,00 |
| KOP | 60,00 | 0,00 | 130,00 | 60,00 |
| EOC | 140,07 | 4,00 | 130,00 | 140,00 |
| Траппы верх | 175,15 | 4,00 | 130,00 | 175,00 |
| Обс. Колонна 340мм | 250,33 | 4,00 | 130,00 | 250,00 |
| Траппы низ | 360,60 | 4,00 | 130,00 | 360,00 |
| KOP | 370,63 | 4,00 | 130,00 | 370,00 |
| EOC | 451,26 | 10,00 | 130,00 | 450,00 |
| Булайская свита | 547,73 | 10,00 | 130,00 | 545,00 |
| Обс. Колонна 245мм | 568,04 | 10,00 | 130,00 | 565,00 |
| KOP | 654,35 | 10,00 | 130,00 | 650,00 |
| EOC | 810,67 | 22,00 | 135,00 | 800,00 |
| Усольская свита, верх | 1120,21 | 22,00 | 135,00 | 1087,00 |
| KOP | 1177,38 | 22,00 | 135,00 | 1140,00 |
| Осинский горизонт, верх | 1426,02 | 43,44 | 139,34 | 1348,00 |
| Осинский горизонт, низ | 1491,12 | 49,07 | 139,91 | 1393,00 |
| EOC | 1501,91 | 50,00 | 140,00 | 1400,00 |
| Мотская свита верхняя | 1538,46 | 52,01 | 140,65 | 1423,00 |
| Мотская свита средняя | 1786,38 | 65,68 | 144,34 | 1551,00 |
| Преображенский горизонт | 1976,60 | 76,22 | 146,64 | 1613,00 |
| Аргиллиты кровля | 2098,67 | 83,00 | 148,00 | 1635,00 |
| ГНК | 2188,93 | 83,00 | 148,00 | 1646,00 |
| Аргиллиты подошва | 2188,94 | 83,00 | 148,00 | 1646,00 |
| KOP | 2189,75 | 83,00 | 148,00 | 1646,10 |
| ВЧ 1 | 2220,01 | 86,00 | 148,00 | 1649,00 |
| T1 | 2220,04 | 86,00 | 148,00 | 1649,00 |
| KOP | 2235,01 | 86,00 | 148,00 | 1650,05 |
| EOC | 2264,25 | 88,30 | 148,00 | 1651,50 |
| KOP | 2483,35 | 88,30 | 148,00 | 1658,00 |
| Т2=Аргиллиты | 2520,89 | 85,59 | 148,00 | 1660,00 |
| EOC | 2542,94 | 84,00 | 148,00 | 1662,00 |
| ВЧ 2 | 2552,50 | 84,00 | 148,00 | 1663,00 |
| KOP | 2605,12 | 84,00 | 148,00 | 1668,50 |
| EOC | 2649,89 | 87,80 | 148,00 | 1671,70 |
| T3 | 2657,70 | 87,80 | 148,00 | 1672,00 |
| KOP | 2787,95 | 87,80 | 148,00 | 1677,00 |
| T4 | 2808,42 | 86,60 | 148,00 | 1678,00 |
| Кора выветривания | 2808,44 | 86,60 | 148,00 | 1678,00 |
| Обс. Колонна 178мм | 2835,73 | 85,00 | 148,00 | 1680,00 |
| TD | 2835,75 | 85,00 | 148,00 | 1680,00 |
II. ИНТЕРВАЛ №1: НАПРАВЛЕНИЕ 530 ММ
1. Расчет объемов бурового раствора и химреагентов на интервал
III. НАПРАВЛЕНИЕ 340 ММ
Комментарии: на интервал под бурение секции направления рекомендуется к использованию глинистый структуризиванныйбуровой раствор. Данный тип бурового раствора является недорогим, обладает высокой тиксотропной способностью и структурой для предотвращения обвала стенок скважин в верхних неустойчивых отложениях, высокой выносящей способностью, позволяющей эффективно очищать ствол скважины с большим диаметром.
2. Рекомендуемые параметры раствора
| Параметры, АНИ | Ед.изм. | Рекомендуемый диапазон | ||
| мин. | - | макс. | ||
| Плотность | кг/м3 | |||
| Условная вязкость (по Марша) | с/л | |||
| Водоотдача | мл/30 мин | не регламент. | ||
| рН | - |
3. Возможные осложнения при бурении интервала
| Осложнения | Рекомендации по контролю и предотвращению | |
| Стабильность ствола, кавернообразование, обрушение стенок скважины | -поддерживать условную вязкость выше 60-70 сек -при необходимости увеличение удельного веса - увеличение структурных свойств бурового раствора | |
| Неудовлетворительная очистка ствола скважины | -повышение реологических и структурных свойств бурового раствора -повышение подачи бурового насоса -при необходимости, прокачка вязких пачек | |
| Поглощение бурового раствора | - снижение производительности буровых растворов - обработка раствора кальматантами наполнителями -приготовление и заказчка кальматационных пачек в зону поглощения (см.рекомендации по дереву решений стратегии борьбы с поглощениями) |
IV. ИНТЕРВАЛ № 2: КОНДУКТОР 245 ММ
1. Расчет объемов бурового раствора и химреагентов на интервал
Комментарии: на интервал под бурение секции кондуктора рекомендуется к использованию полимер-глинистый структуризиванныйбуровой раствор, дообработанный после использования при бурении интервала направления понизителями водоотдачи и реагентами для контроля реологических свойств. Данный тип бурового раствора является недорогим, обладает высокой тиксотропной способностью и структурой для предотвращения обвала стенок скважин в верхних неустойчивых отложениях, высокой выносящей способностью, позволяющей эффективно очищать ствол скважины с большим диаметром.
2. Рекомендуемые параметры раствора
| Параметры, АНИ | Ед.изм. | Рекомендуемый диапазон | ||
| мин. | - | макс. | ||
| Плотность | кг/м3 | |||
| Условная вязкость (по Марша) | с/л | |||
| Пластическая вязкость | сР | |||
| ДНС | фнт/100фт2 | |||
| СНС (10сек/10мин) | фнт/100фт2 | 5-6 / 7-8 | 7-10 / 9-12 | |
| Водоотдача | мл/30 мин | |||
| Содержание песка | % | < | ||
| Содержание тв.фазы | % | < | ||
| МБТ | кг/м3 | < | ||
| рН | - | 8,5 | ||
| Жесткость общая | мг/л | < |
3. Возможные осложнения при бурении интервала
| Осложнения | Рекомендации по контролю и предотвращению | |
| Стабильность ствола, кавернообразование, обрушение стенок скважины | -поддерживать условную вязкость выше 60-70 сек -при необходимости увеличение удельного веса - увеличение структурных свойств бурового раствора | |
| Неудовлетворительная очистка ствола скважины | -повышение реологических и структурных свойств бурового раствора -повышение подачи бурового насоса -при необходимости, прокачка вязких пачек | |
| Поглощение бурового раствора | - снижение производительности буровых растворов - обработка раствора кальматантами наполнителями -приготовление и заказчка кальматационных пачек в зону поглощения (см.рекомендации по дереву решений стратегии борьбы с поглощениями) |
V. ИНТЕРВАЛ №3: ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА 178 ММ
1. Расчет объемов бурового раствора и химреагентов на интервал
Комментарии: на интервал под бурение секции эксплуатационной колонны рекомендуется к использованию NaCL – соленасыщенный полимерный раствор для предотвращения растворения солевых отложений Усольской свиты и кавернообразования, как следствия растворения и размыва солевых пропластков.
2. Рекомендуемые параметры раствора
| Параметры, АНИ | Ед.изм. | Рекомендуемый диапазон | ||
| мин. | - | макс. | ||
| Плотность | кг/м3 | |||
| Условная вязкость (по Марша) | с/л | |||
| Пластическая вязкость | сР | |||
| ДНС | фнт/100фт2 | |||
| СНС (10сек/10мин) | фнт/100фт2 | 7-8 / 9-10 | 9-10 / 11-14 | |
| Водоотдача | мл/30 мин | |||
| Содержание песка | % | < | ||
| Содержание тв.фазы | % | < | ||
| МБТ | кг/м3 | < | ||
| рН | - | 8,5 | 10,5 | |
| Содержание хлоридов Cl- | мг/л | 175 000 | 215 000 | |
| Жесткость общая | мг/л | < | ||
| Содержание смазка | % | |||
| R6 | - |
3. Возможные осложнения при бурении интервала
| Осложнения | Рекомендации по контролю и предотвращению | |
| Неудовлетворительная очистка ствола скважины | -повышение реологических и структурных свойств бурового раствора -повышение подачи бурового насоса -повышение оборотов бур.колонны до 80-100 об-мин пр промывке -при высоких скоростях проходки необходимо ограгичивать ее, либо промываться перед наращиванием согласно рекомендованному времени | |
| Кавернообразование в солевых пластах | - поддержание уровня хлоридов не менее 150 000 мг/л | |
| Газопроявления (Осинский горизонт) | -иметь запас утяжелителя на скважине не менее 20 тонн (Барита) | |
| Поглощение бурового раствора | - снижение производительности буровых растворов - обработка раствора кальматантами наполнителями -приготовление и заказчка кальматационных пачек в зону поглощения (см.рекомендации по дереву решений стратегии борьбы с поглощениями) | |
| Неустойчивость стенок скважины, обвалы, прихваты при вскрытии аргиллитов | -следовать технологическим регламентам промывки и проработки ствола в зоне аргиллитов, выработанных ДБР ВЧНГ -снижение водоотдачи бурового раствора ниже 3 мл/30мин - обработка раствора мраморной крошкой и хлоридом калия перед вскрытием зоны аргиллитов |
При бурении интервала поддерживать максимальную концентрацию Хлоридов (производить максимально возможное насыщение раствора по соль натрия).
Производить ежедневно при бурении под ЭК обработку раствора по циркуляции NaCl в концентрации 10 кг/м3 в виде премикса.
Поддерживать водоотдачу при бурении Аргиллитов на уровне 3 мл/30 мин
При установке кальматационных пачек в аргиллитах перед подъемом инструмента (перед ГИС или спуском колонны 178мм) ограничить концентрацию кальматантов до 50-60 кг/м3, если поглощения остутствуют или ликвидированы. Причина, увеличение концентрации инертной фазы в кольцевом пространстве затруба и возможные проблемы с затяжками при подъеме.
VI. ИНТЕРВАЛ №4: ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА 178 ММ
Расчет объемов бурового раствора и химреагентов на интервал
Комментарии: на интервал под бурение секции продуктивного горизонта ВЧ-1, ВЧ-2 рекомендуется к использованию биополимерный раствор ФЛО-ПРО НТ, специально спроектированный дял вскрытия продуктивных горизонтов. Специально подобранный гранулометрический состав из разнофракционной мраморной крошки совместно с понизителем водоотдачи позволяет формировать малопроницаемую и тнкую фильтрационную корку, снижая зону проникновение тв.частиц и фильтрата бурового раствора в призабойную зону пласта. Уникальный реологический профиль биополимера DUOVIS NS на основе ксантановой смолы, позволяет эффективно очищать шлам с горизонтальных и суб-горизонтальных участков ствола скважины, а «хрупкий» гель возволяет быстро образовывать структуру бурового раствора в статике и удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции, а при восстановлении циркуляции быстро разрушать стркутуру раствора, снижая пусковые давления буровых насосов.
1. Рекомендуемые параметры раствора
| Параметры, АНИ | Ед.изм. | Рекомендуемый диапазон | ||
| мин. | - | макс. | ||
| Плотность | кг/м3 | |||
| Условная вязкость (по Марша) | с/л | |||
| Пластическая вязкость | сР | |||
| ДНС | фнт/100фт2 | |||
| СНС (10сек/10мин) | фнт/100фт2 | 7-8 / 9-10 | 9-10 / 11-14 | |
| Водоотдача | мл/30 мин | |||
| Содержание песка | % | < | ||
| Содержание тв.фазы | % | < | ||
| МБТ | кг/м3 | < | ||
| рН | - | 8,5 | 10,5 | |
| Содержание хлоридов Cl- | мг/л | 175 000 | 215 000 | |
| Жесткость общая | мг/л | < | ||
| Содержание смазка | % | |||
| R6 | - |
2. Возможные осложнения при бурении интервала
Дата добавления: 2015-09-03; просмотров: 162 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Задания для тестового контроля. | | | Регламент промывок перед наращиванием и подъемом |