2018-03-09
243
| Номер колонны в порядке спуска | Раздельно спускаемые части | ||||||||||||
| номер в порядке спуска | количество диаметров, шт. | номер одноразмерной части в порядке спуска | наружный диаметр, мм | интервал установки одноразмерной части (по стволу), м | ограничение на толщину стенки не более, мм | соединения обсадных труб в каждой одноразмерной части | |||||||
| от (верх) | до (низ) | количество типов соединения, шт. | номер в порядке спуска | условный код типа соединения | максимальный наружный диаметр соединения, мм | интервал установки труб с заданным типом соединения (по стволу), м | |||||||
| от(верх) | до (низ) | ||||||||||||
| 1 | 1 | 1 | 1 | 324 | 0 | 30 | - | 1 | 1 | ОТТМ | 351 | 0 | 30 |
| 2 | 1 | 1 | 1 | 245 | 0 | 763 | - | 1 | 1 | Батресс | 271 | 0 | 763 |
| 3 | 1 | 1 | 1 | 146 | 0 | 1335 | - | 1 | 1 | Батресс | 166 | 0 | 1370 |
Технико-технологические мероприятия, предусмо
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
Таблица 2.4
Технико-технологические мероприятия, предусмотренные при строительстве скважин по проектной конструкции
| № п/п | Наименование мероприятия или краткое описание | Причина проведения мероприятия |
| 1 | Цементирование направления 0 324 мм и колонны кондуктор 0 245 м произвести на всю длину. При цементировании направления применить цемент ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 плотностью 1,82 г/см3. При цементировании кондуктора применить цемент ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 плотностью 1,82 г/см3 в интервале 763-613 м по стволу скважины и цемент ПЦТ 111-Об4-50 ГОСТ 1581-96 плотностью 1,52 г/см3 в интервале 613-0 м по стволу скважины. Цементирование выполнить в одну ступень. | Для крепления верхних неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор и изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения. |
| 2 | Предусмотреть высоту подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной 0146 мм до устья. | Предотвращение гидроразрыва горных пород при креплении скважины. |
| 3 | Эксплуатационная колонна цементируется до устья 1390-0 м в одну ступень, при цементировании применить тампонажный цемент ПЦТ I-GГОСТ 1581-96, с плотностью цементного раствора 1,82 г/см3 в интервале 1390-1136 м по стволу; ПЦТ 111-Об4-50 ГОСТ 1581-96 плотностью 1,52 г/см3 в интервале 1136-0 м по стволу. | Для перекрытия пластов коллекторов, их качественного и раздельного испытания. |
| 4 | При бурении под эксплуатационную колонну применить комплекс профилактических мероприятий направленный на недопущение поглощения бурового раствора | Наличие зон поглощения бурового раствора в отложениях. |
| 5 | Контролировать соблюдение параметров бурового раствора и рецептуры его приготовления, соответствие способов и режимов бурения. | Предупреждение осложнений и аварийных ситуаций в процессе бурения. |
| 6 | Провести опрессовку и дефектоскопию бурильного инструмента и бурового грузоподъемного оборудования. | Предупреждение аварийных ситуаций с бурильным инструментом иоборудованием. |
| 7 | В процессе бурения следить за выносом шлама. При прекращении или уменьшении выноса шлама остановить бурение и промыть скважину в течение одного цикла с одновременным расхаживанием бурильной колонны. | Обеспечение безаварийного бурения ствола скважины. |
| 8 | Скорость спуска бурильной колонны ограничить по интервалам глубин: 0-1000 м - 2 м/с;1000-1500 м- 1,5 м/с; 1500-2000 м- 1 м/с. | Снижение гидродинамических давлений в скважине. |
| 9 | После наращивания спуск бурильной колонны до забоя ограничить до 0,1 м/с, чтобы не допустить чрезмерного увеличения расхода бурового раствора в кольцевом пространстве. | Снижение гидродинамических давлений на коллектора нефти и поглощающие пласты. |
| 10 | Циркуляцию, при вскрытых поглощающих пластах, восстанавливать одним насосом при постепенном перемещении бурильной колонны вверх и вращении ротором. | Предотвращение гидроразрыва слабосцементированных горных пород. |
| 11 | Перед подъемом инструмента после окончания долбления осуществлять промывку в течение 0,5 цикла при производительности, с которой осуществлялось бурение. | Предупреждение прихвата бурильного инструмента шламом. Предотвращение проработок после спуска. |
| 12 | В процессе подъема колонны бурильных труб выполнять требования п. 275, 276, 281,285 ПБ НиГ | Предупреждение нефтегазопроявлений. |
| 13 | Изменение и отклонение от проекта, дополнения к нему допускается только в соответствии с требованиями п. 115 ПБ ГиГП | Соблюдение технологии бурения скважин в соответствии с проектом |
Профиль скважины
Профиль наклонно-направленной скважины.
Таблица профиля скважины
Рис.2.2 Проекция в ХОУ
Рис. 2.3 Профиль ствола скважины
Буровые растворы
Общие положения
Основным условием выбора типа буровых растворов является их способность оснащать строительство высококачественных и рентабельных скважин с минимальным негативным воздействием на окружающую природную среду и фильтрационные свойства продуктивных пластов.
При выборе типа буровых растворов, их свойств и параметров необходимо руководствоваться следующими требованиями:
• для приготовления буровых растворов применять экологически безопасные, разрешенные к применению реагенты, внесенные в отраслевой реестр "Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли". ГЦСС "Нефтепромхим". Казань. 2007;
• снижением негативного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства продуктивных пластов;
• обеспечением качественной промывки ствола скважины, устойчивой работы забойных двигателей, качественной очистки забоя от выбуренной породы;
• Уменьшением объемов отработанного бурового раствора, возможности повторного их использования;
• возможности
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
• возможности поддержания и регулирования их агрегативной и кинетической устойчивости, которые определяют технические показатели растворов, такие как: (плотность, реологические, фильтрационные, смазочные, антикоррозионные свойства).
2.3.2Обоснование плотности применяемых буровых растворов
Плотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитывается исходя из условий сохранения устойчивости горных пород, которые слагают стенки скважины, а в интервалах содержащих напорные пласты - создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважины.
где, ∆Р - максимально допустимая величина противодавления на продуктивный пласт, МПа;
к - коэффициент запаса противодавления на напорные пласты
