Бурение газовых и нефтянных скважин

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 28 Апреля 2014 в 18:17, курсовая работа

Краткое описание

До утверждения запасов ГКЗ в 1976 году составлена «Комплексная
технологическая схема разработки Баклановского месторождения» на основе
оперативных извлекаемых запасов по категории С1+С2 Яснополянской залежи-
34,441 млн.т., по категории С1 башкирской залежи-8,297 млн.т., по категории С1
верейской залежи –8,723 млн.т.
В 1978 году составлено «Уточненная технологическая схема разработки
Баклановского месторождения», в которой на основе оперативных запасов (по
яснополянской залежи по категории С1 -26,7 млн.т., по категории С2 –2,9 млн.т.,
всего по С1+С2 -29,66 млн.т., по башкирской по С1 –8,449 млн.т., по верейской
С1 –8,23 млн.т.), в соответствии с требованием регламента.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ .............................................................................................................. 2
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ................................................................................. 3
2.1 Тектоническая характеристика площади ......................................................... 3
2.2 Характеристика литолого – стратиграфического разреза .............................. 3
2.3 Нефтегазоносность ............................................................................................. 5
2.4 Возможные осложнения при бурении: ............................................................ 6
2.5 Отбор керна и шлама: ........................................................................................ 8
2.6 Геофизические работы: ...................................................................................... 8
3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ .............................................................................. 9
3.1 Проектирование конструкции скважины ........................................................ 9
3.2 Выбор способа бурения ................................................................................... 10
3.3. Буровые растворы ........................................................................................... 13
3.4 Выбор бурильного инструмента ..................................................................... 17
3.5 Выбор типов долот, режимов бурения ........................................................... 17
3.6 Крепление скважины ....................................................................................... 22
4.Техническая часть .................................................................................................. 25
4.1Выбор бурового оборудования ........................................................................ 25

Скачать полностью (707.36 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Прикрепленные файлы: 1 файл

Курсовой проект бурение.pdf

— 774.01 Кб (Скачать документ)
Page 1
1
 Содержание
1. ВВЕДЕНИЕ.............................................................................................................. 2
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ................................................................................. 3
2.1 Тектоническая характеристика площади......................................................... 3
2.2 Характеристика литолого – стратиграфического разреза.............................. 3
2.3 Нефтегазоносность............................................................................................. 5
2.4 Возможные осложнения при бурении: ............................................................ 6
2.5 Отбор керна и шлама: ........................................................................................ 8
2.6 Геофизические работы:...................................................................................... 8
3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.............................................................................. 9
3.1 Проектирование конструкции скважины ........................................................ 9
3.2 Выбор способа бурения................................................................................... 10
3.3. Буровые растворы ........................................................................................... 13
3.4 Выбор бурильного инструмента..................................................................... 17
3.5 Выбор типов долот, режимов бурения........................................................... 17
3.6 Крепление скважины ....................................................................................... 22
4.Техническая часть.................................................................................................. 25
4.1Выбор бурового оборудования........................................................................ 25
Page 2

2
 1. ВВЕДЕНИЕ
Баклановское месторождение в административном отношении находится
в 65 км южнее г. Перми. Месторождение вытянуто узкой полосой с северо-
востока на юго-запад на 43 км и пересекает территории 3-х районов –
Пермского, Кунгурского и Осинского.
В пределах территории месторождения населенных пунктов не имеется,
ближайший населенный пункт – п. Юг, примыкающий к северной границе
горного отвода месторождения. В 0,5 км от южной границы месторождения
расположен п. Красный Маяк. Дорожная сеть развита достаточно.
Месторождение
находится в районе деятельности ЦИТС г.Оса,
относящегося к ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».
В промышленной эксплуатации месторождение находится с 1975года,
вводом в эксплуатацию яснополянской залежи, согласно утвержденному
«Миннефтепромом» уточненному проекту эксплуатации Благодатного и
Кулешевского поднятий Баклановского месторождения», Утвержденному
Объединением Пермнефть.
Запасы нефти и газа, подсчитанные в ПермНИПИнефть по состоянию на
1.01.76, были утверждены ГКЗ (протокол №7657 от 30.06.76.). Извлекаемые
запасы, утвержденные ГКЗ, по категории С
 1
для тульской, башкирской и
верейской залежи соответственно составили 17,057 млн.т., 6,8 млн.т. и 6,8
млн.т.
До утверждения запасов ГКЗ в 1976 году составлена «Комплексная
технологическая схема разработки Баклановского месторождения» на основе
оперативных извлекаемых запасов по категории С
 1
 +С
 2
 Яснополянской залежи-
34,441 млн.т., по категории С
 1
 башкирской залежи-8,297 млн.т., по категории С
 1
 верейской залежи –8,723 млн.т.
В 1978 году составлено «Уточненная технологическая схема разработки
Баклановского месторождения», в которой на основе оперативных запасов (по
яснополянской залежи по категории С
 1
 -26,7 млн.т., по категории С
 2
–2,9 млн.т.,
всего по С
 1
 +С
 2
 -29,66 млн.т., по башкирской по С
 1
 –8,449 млн.т., по верейской
С
 1
 –8,23 млн.т.), в соответствии с требованием регламента.
Page 3

3
 2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Тектоническая характеристика площади
В региональном плане Баклановское месторождение находится на склоне
Пермского свода, где по отложениям девона наблюдается максимальное
падение в юго-восточном направлении.
Тектоническую основу строения Пермской области составляют три
крупных структурных элемента: восточная часть Русской платформы,
Предуральский краевой
Баклановское месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке,
ось которой совпадает с осью Лобановского вала.
В составе площади месторождения выделяются четыре осложняющих еѐ
поднятия: Баклановское, Сухобизярское, Кулешовское, Благодатное.
Поднятие хорошо сохраняет свою форму по всем структурным планам,
выполаживаясь от более древних отложений к молодым.
По генетическому типу, по всей видимости, все поднятия относятся к при-
бортовым структурам облегания, в основании которых залегают крупные
рифогенные тела верхнефранско-фаменского возраста.
Сводовые части рассматриваемых структур испытывают погружение на
юго-запад под углом 040.
Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях
среднего карбона - пласты ВЗ, В4, БШ и терригенных отложениях тульского и
бобриковского горизонтов - пластыТл2а, Тл2б и Бб.
2.2 Характеристика литолого – стратиграфического разреза
Геологический разрез Баклановского месторождения изучен на глубину
2485 м по
разрезам структурных, поисковых, разведочных
и
эксплуатационных
скважин
и
представлен
отложениями вендского
комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, а также
четвертичными отложениями.
Отложения вендского комплекса, представленные бородулинской
свитой, вскрыты рядом скважин и по данным кернового материала
представлены переслаиванием аргиллитов и алевролитов с прослоями
песчаников.
Девонская система D.
Девонские отложения со стратиграфическим несогласием залегают на
породах вендского комплекса, они представлены средним и верхним
отделами.
Средний отдел D2.
Средний девон содержит эйфельский и живетский ярусы.
Эйфельский ярус D2l.
Page 4

4
 Эйфельский ярус сложен песчаниками и алевролитами, в верхней
части яруса - известняками доломитизированными, переходящие в
доломиты.
Живетский ярус D2qV.
Живетский ярус сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами.
Верхний отдел D3qV.
Верхний отдел представлен франским и фаменским ярусами. Нижняя
часть франского яруса в составе пашийского и нижней части кыновского
горизонтов представлена преимущественно терригенными породами.
Фаменский ярус D3fm.
Разрез терригенного девона представлен карбонатно-терригенным
породам. На отложениях терригенного девона залегает мощная толща
карбонатных отложений, включающая франский ярус от верхней части
кыновского горизонта и полностью фаменский ярус.
На территории месторождения развит рифовый тип разреза. Породы
представлены известняками с подчиненными прослоями доломитов.
Каменноугольная система С.
На карбонатных отложениях девонской системы залегает толща
отложений каменноугольной системы, представленной нижним, средним и
верхним отделами.
Нижний отдел С1.
Нижний отдел включает турнейский, визейский и серпуховский ярусы.
Турнейский ярус С1t.
Турнейский ярус сложен карбонатными и терригенными породами.
Малевский и упинский горизонты сложены известняками, в нижней части
слабо глинистыми.
Визейский ярус С1v.
Терригенные отложения визейского яруса нижнего карбона в составе
малиновского и яснополянского надгоризонтов представлены песчаниками,
алевролитами и аргиллитами.
В яснополянском надгоризонте выделено два горизонта: бобриковский
и тульский.
К
песчаникам и алевролитам
тульского горизонта
приурочены промышленные запасы нефти.
Верхняя часть тульского горизонта, оксо-серпуховского надгоризонта
визейского яруса, намюрский ярус нижнего карбона представлены толщей
карбонатных осадков.
Средний отдел С2.
В среднем отделе выделяются башкирский и московский ярусы.
Башкирский ярус С2 b.
Page 5

5
 Башкирский
ярус
сложен
известняками средней
крепости,
нефтенасыщенными, К трещиноватым и пористым разностям приурочены
промышленные скопления нефти.
Московский ярус С2m.
Московский ярус - карбонатные отложения. Это известняки и доломиты.
Верейские отложения представлены
чередованием
известняков и
аргиллитов с редкими просветами доломитов. К пористым разностям
известняков
нижней
части
верейского
горизонта
приурочены
промышленные запасы нефти.
Верхний отдел С3+нижний отдел Р
Мощная карбонатная толща верхнего карбона и нижнего отдела
пермской системы представлены доломитами, известняками с включениями
гипса и ангидрита. В отложениях кунгурского яруса ангидриды играют
значительную роль.
Верхний отдел Р2.
Разрез верхнекамских отложений состоит из терригенных пород:
аргиллитов, алевролитов, песчаников, конгломератов с подглинистыми
прослоями карбонатных пород: доломитов, известняков.
Четвертичная система Q.
Четвертичные отложения представлены аллювиальными и элювиально-
делювиальными образованиями
2.3 Нефтегазоносность
В разрезе месторождения выявлена промышленная нефтеносность
терригенных отложений нижнего карбона и карбонатных отложений среднего
карбона.
Турнейский ярус.
Турнейские карбонатные породы не является продуктивными на нефть,
можно сделать вывод об отсутствии залежи и на данном месторождении в
породах турнейского возраста.
Каменноугольная система.
Бобриковский горизонт.
Пласт водонасыщенный.
Отложения каширского горизонта в процессе бурения испытывались
совместно с верейскими пластами В3, В4. Поскольку на ближайших
месторождениях промышленной нефтеносности в каширских пластах не
обнаружено, можно предположить отсутствие нефтяной залежи в данных
отложениях и на Баклановском месторождении.
Строение и коллекторские свойства продуктивных пластов.
Толщины пластов.
(башкирский ярус пласт Бш)
Page 6

6
 Для пласта Бш характерно более значительное колебание общих толщин
12,6 м – 20 м. Эффективная толщина колеблется в пределах от 0,4 м до 11,4 м,
в среднем равна 4,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от
0,4 м до 11,4 м , в среднем – 4,8 м.
Коэффициент пористости.
Величина пористости изменяется от 7,3 до 23,9 %. Среднее значение 14 %.
Коэффициент нефтенасыщенности.
По результатам лабораторным исследованиям 14 скважин (93
определения), коэффициент нефтенасыщенности изменялся от 41,7 до 89%,
среднее значение 72%.
Коэффициент проницаемости.
Среднее значение коэффициента проницаемости по пласту Бш
Сухобизярского поднятия 0,022 мкм
 2
 .
Характеристика неоднородности коллекторов.
Продуктивная часть разреза составлена известняками биоморфными
органогенно-детритовыми, сгустковыми и комковатыми. Все эти породы
хорошо сцементированы. Цемент поровый, базальный.
Для пласта Бш характерно значительное колебание общей толщины
12,6-20,0 м. Расчлененность 3,2-5,7 , коэффициент песчанистости 0,24-0,28.
2.4 Возможные осложнения при бурении:
Табл. 2.1
Поглощение бурового раствора
Page 7

7
 Табл. 2.2
Осыпи и обвалы стенок скважины
Табл. 2.3
Нефтегазопроявления
Page 8

8
 2.5 Отбор керна и шлама:
Табл. 2.4
Отбор керна и шлама
2.6 Геофизические работы:
Табл. 2.5
Геофизические исследования
Page 9

9
 3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Проектирование конструкции скважины
Исходя из ожидаемых дебитов, геолого-технических условий и
встречающихся во время бурения осложнений, определена следующая
конструкция скважин:
Направление – диаметром 324мм спускают на глубину 79м с целью
перекрытия неустойчивой верхней части разреза (четвертичных и шешминских
отложений). Цементируют до устья тампонажным портландцементом для
низких и нормальных температур (ГОСТ 1581-96) с добавкой в качестве
ускорителя сроков схватывания хлористого кальция до 1% от веса цемента.
Качество цементирования направления контролируется геофизическими
методами.
Кондуктор – диаметром 245мм спускают для перекрытия надсолевого
водоносного комплекса с установкой башмака в первом пропластке каменной
соли (для первой в кусте скважины) и цементируют до устья тампонажным
портландцементом (ГОСТ 1581-96), с добавкой до 5% хлористого натрия.
Подъем тампонажного раствора осуществляют до устья.
Эксплуатационную колонну – диаметром 146мм для облегчения
последующего забуривания дополнительных стволов.
Низ эксплуатационной колонны в интервале от забоя до 300м выше
кровли продуктивного пласта цементируют тампонажным портландцементом
для низких и нормальных температур (ГОСТ 1581-96). Для снижения
вероятности заколонных перетоков интервал продуктивных пластов +100м
цементируется тампонажным составом с низкой водоотдачей, приготовленный
на основе ПЦТ П-50 с добавками ОЭЦ и регулятором сроков твердения
цементного раствора и проницаемости цементного камня. Для подготовки
ствола скважины к цементированию используют комбинацию буферных
жидкостей для упрочнения фильтрационной корки бурового раствора и
повышения ее химического сродства с цементом.
Остальной интервал цементируют облегченным тампонажным раствором
с низкой фильтратоотдачей. На эксплуатационной колонне в интервале
продуктивного пласта и на 50м выше и ниже его через 10м устанавливают
центрирующие фонари. В остальной части колонны их устанавливают через
50м.
Page 10

10
 Табл. 3.1
Глубина спуска и характеристика обсадных колонн
3.2 Выбор способа бурения
Технология бурения, методы вскрытия продуктивных пластов и освоения
скважин.
Основные требования к выбору способа бурения - необходимость
обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных
осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. По этому
способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по
уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов. При
отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом
геолого-технических условий бурения проектируемых скважин, глубины,
профиля и конструкции скважины.
Выбранный способ бурения должен допускать использование таких видов
буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее
полно обеспечивали бы следующее: качественное вскрытие продуктивного
пласта; достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и
наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможность
применения долот различных типов в соответствии с механическими и
абразивными свойствами пород.
Роторный способ может быть использован в подавляющем большинстве
случаев, а для бурения скважин глубиной до 2500 - 3000 м с промывкой
водой и не утяжеленными буровыми растворами рекомендуется выбирать
турбинный способ, как обеспечивающий более высокие показатели бурения по
сравнению с роторным.
Турбобуры с высокой частотой вращения (500 мин
 -1
 и более)
целесообразно применять на сравнительно малых глубинах и при
использовании без опорных долот. Турбобуры с умеренной частотой
вращения (200-400 мин
 -1
 ) целесообразно использовать на средних и больших
глубинах. Винтовой забойный двигатель целесообразно применять для
Page 11

11
 бурения на средних и больших глубинах, когда на эксплуатационные
затраты на 1 м проходки определяющее влияние оказывает проходка за рейс, а
также для бурения долотами с герметизированными маслонаполненными
опорами.
Комбинированный
турбинно-роторный
способ
рекомендуется
использовать при бурении скважин:
- долотами с D ≥ 349 мм в геологических условиях, способствующих
искривлению скважин (выше средних глубин и с использованием
специальной компоновки)
 -
 различными буровыми растворами (в том числе с применением растворов
повышенной плотности или высокой вязкости).
На основании вышеуказанных сведений и анализируя данные по соседним
скважинам, выбираем наиболее эффективный способ бурения для конкретных
геологических условий.
Технология бурения разработана в соответствии с требованиями,
предъявляемыми к бурению скважин на территории ВКМКС.
Для бурения кустовых площадок наклонно-направленных скважин
используется буровая установка БУ-2500 ЭУК.
Бурение под направление диаметром 324мм производят долотами
диаметром 393,7мм роторным способом. Промывку осуществляют пресным
глинистым раствором с показателями свойств: ρ = 1060-1080кг/м
 3
 , УВ = 22-25с,
остальные показатели не регулируют. Расход бурового раствора – 50л/с,
нагрузка на долото – вес инструмента.
Бурение под кондуктор диаметром 245мм производят долотами диаметром
295,3мм в сочетании с турбобуром 2ТСШ-240. Промывку осуществляют
глинистым раствором плотностью ρ = 1080кг/м
 3
 , УВ = 20-25с. За 50м выше
башмака кондуктора осуществляют переход на промывку глинистым
соленасыщенным раствором плотностью ρ = 1210-1230кг/м
 3
 , условной
вязкостью 23-25с и плотностью фильтрата не менее 1180кг/м
 3
 , остальные
показатели не регулируют. Расход бурового раствора – 50л/с, нагрузка на
долото – вес инструмента.
Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 146мм производят
долотом диаметром 215,9мм в сочетании с турбобуром 2ТСШ-195 до глубины
1200м, далее винтовым забойным двигателем Д2-195. Расход бурового раствора
в интервале бурения с промывкой технической водой 40-42л/с, а в интервале
бурения – с промывкой буровым раствором 36-40л/с. Нагрузка на долото при
бурении турбобурами 12-16т, при бурении винтовыми забойными двигателями
– 14-18т, при отборе керна – 10-12т.
Для улучшения показателей работы долот и качества вскрытия
продуктивного горизонта в блоке очистки необходимо иметь вибристо, песко- и
Page 12

12
 илоотделитель, позволяющие производить требуемую очистку бурового
раствора и регулировать содержание твердой фазы.
Пространственное положение стволов глубоких скважин при бурении в
надсолевых, солевых и подсолевых отложениях должно обеспечить
минимальные потери калийных солей в предохранительных целиках около
одиночных или куста скважин при организации разработки калийных руд,
формирование герметичной крепи по всему стволу скважины и недопустимость
пересечения стволов скважин в кустах. С этой целью устанавливаются
следующие нормативы по зенитному углу ствола скважины:
- от устья до башмака кондуктора не более 3º;
- от башмака кондуктора до глубины на 120м ниже кровли подстилающей
каменной соли не более 7º;
- от глубины на 120м ниже кровли подстилающей каменной соли до
башмака технической колонны не более 15º;
- добор зенитного угла при бурении под эксплуатационную колонну в
интервале 1190-1500м;
- естественное снижение зенитного угла – при бурении под
эксплуатационную колонну в интервале от сакмаро-ассельских отложений до
проектной глубины.
Бурение наклонно-направленных скважин осуществляют согласно. В
интервале набора зенитного угла интенсивность изменения не должна
превышать 1,5º на 10м проходки, в интервале снижения зенитного угла – до 5º
на 100м проходки.
В интервале погружного насоса должна быть обеспечена прямолинейность
ствола за счет использования стабилизирующих устройств. Работа с
отклонителем в этом интервале не допускается, интенсивность изменения
зенитного угла не должна быть более 3º на 100м.
При бурении под эксплуатационную колонну промывку ведут пресной
технической водой с добавкой флокулянта – полиакриламида до кровли
верхнего карбона, ниже минерализованной пластовой водой или водным
раствором соли плотностью 1140кг/м
 3
 до полного вскрытия аргиллитов
верейского горизонта. В артинском ярусе (терригенная часть) и верейском
горизонте по истечении не менее 48 часов после вскрытия устанавливают
цементные мосты и после 16 часов ОЗЦ производят разбуривание с
тщательным сбросом цемента. После разбуривания цементного моста в
верейском производят чистку мерников. Переход на бурение с промывкой
безглинистым буровым раствором осуществляют за 50м до вскрытия
продуктивных горизонтов.
Учитывая литологический состав пород продуктивных горизонтов и
характер минерализации пластовых вод, для вскрытия продуктивного пласта
рекомендуется безглинистый буровой раствор на основе полисахаридов.
Page 13

13
 Раствор обладает высокими ингибирующими свойствами, что обеспечивает
минимальное набухание глинистого цемента коллекторов. Кроме того,
применение данного раствора обеспечивает декольматацию призабойной зоны
и восстановление проницаемости пласта.
Плотность бурового раствора определяется величиной текущего
пластового давления и требованиями «Правил безопасности в нефтяной и
газовой промышленности», 1998г.
Первичное вскрытие продуктивных пластов можно осуществлять с
включением в компоновку инструмента (между долотом и валом турбобура)
кольмататора ГИ-178, который позволяет создавать на стенке скважины
непроницаемый тонкий (толщиной не более 5мм) кольматационный слой,
предупреждающий поступление в пласт фильтрата и твердой фазы бурового
раствора.
Вскрытие продуктивных пластов бобриковского объекта разработки
рекомендуется осуществлять с применением промывочной жидкости на
нефтяной основе. Так как объект разбуривается в условиях значительно
пониженного пластового давления, следует применять технологию вскрытия
продуктивного пласта на депрессии, внедряемую в ООО «ЛУКОЙЛ-
ПЕРМНЕФТЬ».
Перед вторичным вскрытием продуктивных пластов скважина должна
быть тщательно промыта технической водой до «чистой» воды и заполнена
перфорационной средой следующего состава: 3%-ный водный раствор солей
натрия и калия с добавкой ПАВ и специальных химреагентов, обеспечивающих
декольматацию призабойной зоны продуктивного пласта и предотвращающих
образование водонефтяных эмульсий при взаимодействии пластовых флюидов
с перфорационной средой.
Вторичное вскрытие продуктивных пластов осуществляют одним из
следующих способов: гидравлическим перфоратором или корпусным
перфоратором ПК-105 с применением кумулятивных зарядов большой
пробивной способности типа ЗПК-105 и ЗПК-105М. Допускается
использование бес корпусных перфораторов только с
применением
компенсаторов гашения давления. Вскрытие производится зарядами ЗПКС-80-2
и ЗПКС-100. Также могут применяться перфораторы ПМИ-48.
Очистку и обработку ПЗП в карбонатных и терригенных коллекторах
осуществляют согласно РД 39.0148-369-240-88Р.
Вызов притока осуществляют свабированием до полной замены флюидом
продуктивного пласта не менее 2-х объемов скважины.
3.3. Буровые растворы
Практика бурения показала, что успех проводки скважин в значительной
мере зависит от качества бурового раствора. Поэтому перед началом бурения
Page 14

14
 определяются состав и свойства буровых растворов, которые будут
использованы для промывки скважины в каждом конкретном интервале.
Буровые растворы представляют собой дисперсные системы, которые
состоят из дисперсной или твердой фазы и дисперсионной среды,
представленной жидкой или газообразной фазами. Буровые растворы
классифицируются по следующим признакам:
- по виду дисперсионной среды;
- по виду дисперсной фазы;
- по составу дисперсной фазы или солей;
- по зависимости от обработки;
- по условиям применения;
- по способу приготовления;
- по степени минерализации NaCl.
Бурение скважин ведется в разных геолого-технических условиях и
для успешной их проводки применяются разнообразные по составу и
качеству промывочные жидкости. Для контроля качества промывочных
жидкостей применяется целый ряд технологических параметров:
 плотность ρ, г/см ;
показатель фильтрации за 30 мин Ф30, см3;
толщина фильтрационной корки t, мм;
пластическая вязкость μп, Пас;
динамическое напряжение сдвига τ0, Па;
эффективная вязкость μэ, Пас;
статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин соответственно СНС1 и
СНС10, Па;
 условная вязкость Т, с;
водородный показатель рН;
содержание песка П, %.
При выборе бурового раствора необходимо учитывать:
давление столба промывочной жидкости на стенки скважины
должно быть меньше давления гидроразрыва наиболее слабых
пород в каждом интервале, но больше пластового давления в
любом горизонте данного интервала;
вязкость и статическое напряжение сдвига бурового раствора
должны быть возможно меньшими, но достаточными для
удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и
шлама.
На основе анализа литологического состава горных пород, пластовых
давлений, давления
гидроразрыва пород и давления поглощения
(совмещенный график давлений), зон возможных осложнений, а также
Page 15

15
 требований Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности,
выберем тип и параметры
бурового раствора для бурения отдельных
интервалов скважины.
Направление (0-79м)

Глинистый буровой раствор плотностью (ρ)1,08г/см
 3
 , условной
вязкостью (T) 22-25с, pH=6,5.
Кондуктор (0-497м)

0-230м - глинистый буровой раствор: ρ=1,08г/см
 3
 , T=22-25с,
pH=6,5.

230 -497м – глинистый соленасыщенный буровой раствор: ρ=1,23-
1,24г/см
 3
 , T=22-25с, pH=6,5.
Эксплуатационная колонна (497-2094м)
Интервал 497-1400м, представлен твердыми неглинистыми породами
карбонатно-песчанистого состава, а также сульфонатными горными породами
(гипс, ангидрит). При бурении данного интервала, в качестве бурового
раствора используется техническая вода.
Вода, как промывочная жидкость, обладает рядом благоприятных для
повышения эффективности процесса бурения свойств: по сравнению с
применением глинистого раствора проходка на долото увеличивается на 15-
20 %, механическая скорость бурения возрастает на 25-40 %.
В интервале 1400-2043м, присутствуют глинистые породы верейского
горизонта. В целях уменьшения числа возможных осложнений, связанных с
нарушением целостности ствола скважины при бурении в глиносодержащих
породах, используется ингибирующий хлор-натриевый буровой раствор (ХНР).
В интервале 2043-2094м, применяется безглинистый буровой раствор
(ББР-СКП), приготовляемый по рецептуре ООО «ПермНИПИнефть».
Выбор оптимальной рецептуры
бурового раствора для вскрытия
продуктивного пласта рассматривается как ключевой момент сохранения
коллекторских свойств пласта. Методически выбор компонентного состава
бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта обосновывается по
результатам оценки его влияния на изменение проницаемости пористой среды
и по коэффициенту восстановления проницаемости образцов керна после
фильтрации бурового раствора при реальных перепадах давлений,
возникающих при первичном вскрытии.
Для предотвращения глубокого проникновения дисперсной фазы и
дисперсионной среды бурового раствора в пласт предусматривается ввод
кислоторастворимого кольматанта, фракционный состав которого выбирается
по
результатам
исследования
кернового
материала
конкретного
месторождения. Применение полимерных реагентов из класса полисахаридов и
правильный подбор фракционного состава кольматанта обеспечивает быстрое
Page 16

16
 формирование в призабойной зоне пласта незначительной по глубине и
низкопроницаемой зоны кольматации, которая предупреждает глубокое
проникновение бурового раствора и его фильтрата в пласт в период первичного
вскрытия, но легко разрушается в период освоения.
Безглинистый буровой раствор на основе полисахаридов (крахмал, ПАЦ,
при необходимости - биополимер), ПАВ и ингибирующих добавок имеет
низкие значения показателя фильтрации (при Р= 0,7 МПа Ф=2,0-6,0см
 3
 ),
технологически необходимые для проводки скважин с большим углом наклона
структурно-реологические характеристики (=11,5-23,0 мПас;
0
 =57,0-150,0
дПа, Gel
 10c/10мин
 ,=3,5-12,0/5,0-24,0 lb/100ft
 2
 ; СНС
 1/10
 = 0,4-1,2/ 0,5-2,4 Па);
оптимальные псевдопластичные свойства (коэффициент «n» =0,4-0,48) и низкие
гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции «К»=0,31-1,15);
при этом буровые растворы имеют низкие значения коэффициента трения (К
 тр
 = 0,05 - 0,15), фильтрат бурового раствора имеет низкое поверхностное
натяжение на границе с углеводородной жидкостью (0,75-0,95 мН/м).
Присутствие ингибиторов набухания и диспергирования глин (КСl, и др.)
предупреждает набухание глины в коллекторе пласта. ББР-СКП стабилен при
высокой минерализации, в т.ч. в присутствии солей кальция.
Выбранные типы буровых растворов, их параметры и компонентный
состав приведены в таблицах 3.2
Типы и параметры буровых растворов
Таблица 3.2
 Тип
раствора
 Интервал, м
Плот-
ность,
г/см3
УВ,
с
Водоотдача
(Ф),
см3/30мин
Корка
(к),
мм
рН
Плотность
до
утяжеления,
г/см3
 От
(верх)
До
(низ)
 Глинистый
раствор
0-230
1.08
22-
25
ХМФБР
230-330
1.30-
1.32
20-
25
8
Пл.
5:6
1.29
ПСБР
330-710
1.25-
1.30
18-
35
8-12
Пл:1.5 6.5
≥1.235
Техническая
вода
710-1376
1
ХНР
(пластовая
вода)
1376-2035
1.13
ББР-СК
2035-2094
1.13
22-
30
10-12
7:8
Page 17

17
 3.4 Выбор бурильного инструмента
Бурильная колонна представляет собой спущенную в скважину сборку
труб из бурильных труб, предназначенную для подачи гидравлической и
механической энергии к долоту, для создания осевой нагрузки на долото, а
также для управления траекторией бурящейся скважины.
Бурильная колонная состоит из следующих элементов: утяжеленных
бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легкосплавных бурильных труб
(ЛБТ), ведущей бурильной трубы, резьбовых переводников, центраторов и
калибраторов.
Бурильные колонны бывают следующими: одноразмерными
(или
одноступенчатыми), составленными из бурильных труб одного и того же
наружного диаметра; многоразмерными (многоступенчатыми), составленными
из
труб различных
наружных
диаметров
(двух-,
трех-
или
четырехразмерными); многосекционными, составленными из нескольких
участков труб одной и той же группы прочности, одного и того же
наружного диаметра с одинаковой толщиной стенки и одинаковой
конструкцией резьбовых соединений.
Нижний
участок
бурильной
колонны
составляют
из УБТ,
устанавливаемых непосредственно над долотом или забойным двигателем.
Колонна бурильных труб при бурении скважины подвергается
воздействию различных статических и динамических нагрузок.
При роторном бурении на колонну бурильных труб кроме осевых сил
растяжения и сжатия действуют еще и дополнительные нагрузки: за счет
изгибающего момента от действия центробежных сил при вращении колонн;
за счет крутящего момента, необходимого для непрерывного вращения
колонны и др. Изгибающие напряжения в колонне носят переменный характер
и зависят от осевой нагрузки, частоты вращения, диаметра труб и
скважины, кривизны ее ствола и др.
При бурении с помощью забойных двигателей (турбо-, электробуров,
объемных двигателей) на колонну бурильных труб действуют следующие
нагрузки: осевая сила растяжения от собственного веса колонны и
перепада давления в забойном двигателе; осевая сила сжатия, создаваемая
весом части колонны; момент, прикладываемый к колонне для ее
периодического проворачивания и др. Выбирая размер бурильных труб,
стремятся к сокращению потерь давления в циркуляционной системе для
увеличения подводимой к двигателю мощности.
Так как основной способ бурения турбинный, то используются бурильные
трубы с приваренными замками ТБПК-127х9,2м.
3.5 Выбор типов долот, режимов бурения
Page 18

18
 Выбор типов долот
По характеру разрушения горной породы породоразрушающий
инструмент
подразделен
на
следующие
классы:
режущего
и
режущескалывающего, скалывающего и дробяще-скалывающего, а также
истирающего действий.
По назначению породоразрушающий инструмент делят на три группы:
для бурения без отбора керна (долота), бурения с отбором керна
(бурильные головки) и для специальных видов бурения (специальные
долота).
Для выбора рациональных типов долот необходимо провести
классификацию горных пород геологического разреза и выделить
характерные пачки. Классификация горных пород осуществляется на основе
их
классификационных
характеристик. К
классификационным
характеристикам горных пород, от которых наиболее явно зависят
показатели работы долот в каждых заданных геологических условиях,
относятся твердость, абразивность и сплошность. Выбор типов долот
осуществляется по Обобщенной классификационной таблице соответствия
типов шарошечных долот свойствам горных пород (ОКТ) [7]. Структура
ОКТ разработана таким образом, что гистограммам содержания (в %) в пачках
разных по твердости и абразивности горных пород
классификационно
поставлены в соответствие определенные типы
шарошечных
долот
наилучшим образом (по минимуму эксплуатационных затрат на проходку
1 м скважины) обеспечивающие это соответствие.
Единым комплексным критерием оценки эффективности работы долот
является величина эксплуатационных затрат на 1 м проходки, определяемая по
формуле:
где С1м - стоимость 1 м проходки, руб.; Сд - стоимость долота, руб.; tсп -
нормативные затраты на спускоподъемные операции, отнесенные к рейсу,
ч; tв - нормативное время затрат на подготовительно-заключительные
операции, отнесенные к рейсу, ч; Св - стоимость работы буровой установки,
руб/ч; h- проходка на долото, м;
vм . механическая скорость
проходки, м/ч.
Выбор режимов бурения
Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов,
Page 19

19
 которые определяют эффективность работы породоразрушающего
инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется
режимным параметром.
В качестве
основных
режимных
параметров можно
выделить
следующие: нагрузка на долото р
 д
 , кН; частота вращения инструмента n, мин.1;
расход промывочной жидкости Q, л/с; тип и качество циркуляционного агента.
Сочетание режимных параметров бурения, которое обеспечивает
наилучшие показатели
углубления скважины, наиболее высокую
эффективность работы породоразрушающего инструмента и необходимое
качество буровых работ с использованием имеющегося оборудования,
называется оптимальным режимом бурения.
Установление режимов бурения для проходки тех или иных пачек пород
на основе данных о работе применяемых долот в этих пачках является наиболее
точным, если при этом учтен опыт бурения на соседних площадях, а также
результаты
соответствующих
теоретических
и
экспериментальных
исследований.
Типы долот и режимы их отработки, выбранные на основе
вышеизложенного материала и данных по соседним скважинам приведены в
таблице 3.5.1, гидравлические показатели промывки, в таблице 3.5.2.
Значения оборотов долота, для турбинного бурения, даны по паспортным
характеристикам забойных двигателей при работе в тормозном режиме.
Page 20

20
 Таблица 3.3
Типы долот и режимы их отработки
 Тип
долота
Способ
бурения
(тип
забойного
двигателя)
Интервал
бурения по стволу
Режимы бурения
Проходка
(м)
Потребное
количество
от
(верх)
до
(низ)
осевая
нагрузка
(т)
скорость
вращения
(об/мин)
расход
промывочной
жидкости
(л/с)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Шнековое
Ротор
0
10
ВИ
80
-
10
1
490 С-ЦВ
Ротор
10
35
ВИ
80
45
25
0,6
III-393,7 С-ЦВ
2ТСШ-240
35
280
ВИ
420
45
245
4,2
К-212,7/80 СЗ
Ротор (отбор
керна)
280
330
8-10
80
22
50
2,5
III-295,3 МС-
ГВ
ТО-240
330
400
6-7
500
50
70
3,1
III-295,3 МС-
ГВ
2ТСШ-240
400
445
6-7
420
45
45
III-295,3 МС-
ГВ
ТО-240
445
525
7-9
500
50
80
III-295,3 МС-
ГВ
2ТСШ-240
525
596
5-6
420
45
71
III-295,3 С-ГВ
2ТСШ-240
596
700
7-9
420
45
104
3
III-295,3 СЗ-
ГВ
2ТСШ-195
700
921
10-12
450
35
221
5,3
215,9 ТЗ-ГНУ
R05
Д2-195+ШО-
195
921
1095
12-15
80
35
174
13,7
215,9 ТЗ-ГНУ
R05
Д2-195
1095
1719
12-18
80
35
624
215,9 МСЗ-
Д2-195
1719
1784
10
80
35
65
2
Page 21

21
ГНУ R01
215,9 ТЗ-ГНУ
R05
Д2-195
1784
2094
12-18
80
35
324,5
7,4
 Таблица 3.4
Гидравлические показатели промывки
Интервал, м
Вид
технологической
операции
Удельный
расход,
л/с.см
 2
 Схема
промывки
долота
Гидромониторные насадки
от
(верх)
до
(низ)
к-во,
шт.
диаметр,
мм
10
280
бурение
0,033
центральная
-
-
280
330
отбор керна
0,057
периферийная
-
-
330
400
бурение
0,066
периферийная
3
16
400
463
бурение
0,06
периферийная
3
16
463
543
бурение
0,066
периферийная
3
16
543
700
бурение
0,06
периферийная
3
16
700
1400
бурение
0,087
периферийная
3
16
1400
2043
бурение
0,087
периферийная
3
16
2043
2094
бурение
0,087
периферийная
3
16
Page 22

22
 3.6 Крепление скважины
Крепление скважины включает в себя комплекс работ по спуску и
цементированию обсадных колонн.
Основные цели крепления скважин:
а) создание долговечного, прочного и герметичного канала для
транспортирования жидкости от эксплуатационных горизонтов к дневной
поверхности или в противоположном направлении;
б) герметичное разобщение всех проницаемых горизонтов друг от друга;
в) укрепление стенок скважины, сложенных недостаточно устойчивыми
породами;
г) защита эксплуатационного канала от коррозии пластовыми
жидкостями.
Наиболее распространенным способом крепления скважин и разобщения
проницаемых горизонтов является спуск колонн, составленных из
специальных труб, называемых обсадными, и цементирование пространства
между колонной труб и стенками скважины. Для разобщения горизонтов с
разными коэффициентами аномальности пластовых давлений, а также для
предотвращения газонефтепроявлений из горизонтов с повышенными
коэффициентами аномальности используют также пакеры.
Как известно из теоретического курса, обсадная колонна подвергается в
скважине воздействию различных по величине и характеру нагрузок. Так
как при проектировании обсадной колонны невозможно учесть все их
многообразие, выделяются наиболее значительные из них и наиболее
опасные, которые принимаются за расчетные. В качестве расчетных приняты
нагрузки трех видов:
 наружное избыточное давление смятия;
осевая нагрузка растяжения от собственного веса спущенной в
скважину обсадной колонны;
внутреннее избыточное давление в колонне.
С учетом регламентированных коэффициентов запаса прочности и
справочных данных о показателях прочности обсадных труб при расчете
обсадной
колонны
по
расчетным нагрузкам подбираются трубы
соответствующей группы прочности стали и толщины стенки для
комплектования секций обсадной колонны.
Спускаемые в скважину обсадные трубы оборудуются специальной
технологической оснасткой. Элементы
оснастки
обсадных
колонн
представляют собой комплекс устройств, применяемый для успешного
спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин,
надежного разобщения пластов и последующей нормальной эксплуатации
Page 23

23
 скважин
 .
 Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования
нижней части обсадной колонны в целях повышения ее проходимости по
стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при
посадках.
Башмачный патрубок с отверстиями применяют в тех случаях, когда
существует опасность забивания промывочных отверстий направляющей
насадки.
Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока
бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в
обсадную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в
башмаке обсадной колонны или на 10-20 м выше него.
Упорное кольцо (кольцо "стоп") предназначено для получения четкого
сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора
при цементировании скважины. Его изготовляют из серого чугуна и
устанавливают в муфте обсадной колонны на расстояния 10-30 м от башмака.
Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в
стволе скважины в целях равномерного заполнения кольцевого
пространства тампонажным раствором и качественного разобщения
пластов.
Муфты ступенчатого цементирования применяют для крепления
скважин в тех случаях, когда возникает необходимость подъема
тампонажного раствора на большую высоту (до 3000 м и более). При
оснащении
обсадных
колонн
указанными муфтами
становится
возможным цементирование скважин в две ступени, как с разрывом во
времени между ступенями, так и без него. В стволе скважин их
рекомендуется устанавливать в интервалах устойчивых непроницаемых
пород и на участках, где отсутствуют уширения, каверны или
желобообразования, а в наклонно направленных скважинах - также в
вертикальной
части ствола.
Разделительные
цементировочные
пробки
используют
для
разобщения тампонажного и бурового растворов, а также продавочной
жидкости при цементировании обсадных колонн. Кроме того, их
применяют для получения сигнала об окончании процесса продавливания
тампонажного раствора.
Цементированием называют процесс заполнения заданного интервала
скважины суспензией вяжущих материалов, способной в покое загустевать и
превращаться в твердое, практически непроницаемое тело.
Page 24

24
 В нефтегазодобывающей промышленности цементирование широко
применяют для решения следующих задач:
а) изоляции проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они
вскрыты скважиной, и предотвращения перетоков пластовых жидкостей по
заколонному пространству;
б) удержания в подвешенном состоянии обсадной колонны;
в) защиты обсадной колонны от воздействия агрессивных пластовых
жидкостей, способных корродировать ее наружную поверхность;
г) устранения дефектов в крепи скважины;
д) создания разобщающих экранов, препятствующих обводнению
продуктивных горизонтов;
е) создания высокопрочных мостов в скважине, способных
воспринимать достаточно большие осевые нагрузки (например, при
забуривании боковых стволов, при опробовании перспективных горизонтов
пластоиспытателями и т. п.);
ж) изоляции поглощающих горизонтов;
з) упрочнения стенок скважины в осыпающихся породах;
и) уменьшения передачи тепла от потока, движущегося по
колонне труб в скважине, к окружающим породам (прежде всего —
в многолетнемрзлотных породах);
к) герметизации устья в случае ликвидации скважины.
Существует несколько способов цементирования:
одноступенчатое цементирование
ступенчатое цементирование
обратное цементирование
манжетное цементирование
 .
Page 25

25
 4.Техническая часть
4.1Выбор бурового оборудования
Исходными данными при выборе буровой установки (БУ) являются
проектная глубина и конструкция скважины.
Буровую установку выбирают по ее максимальной грузоподъемности
[Gкр], обусловливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных
или обсадных труб
 .
 Gб.к (или Gо.к) ≤ [Gкр]
Параметр максимальная грузоподъемность характеризует предельно
допустимое значение нагрузки на крюке, которое не может быть
превышено при выполнении любых технологических операций в процессе
всего цикла строительства скважины (вертикальные нагрузки от веса
бурильной
колонны, находящейся
в скважине, обсадных
труб,
спускаемых в скважину, а также нагрузки, возникающие при ликвидации
аварий и осложнений в скважине).
Выберем буровую установку для бурения скважины проектной
глубиной Н = 2094 м Для бурения скважины до проектной глубины
применяются бурильные трубы диаметром 127 мм, УБТ длиной 25 м
диаметром 178 мм (dв.у = 80 мм, qу = = 1,53 кН/м). Район буровых работ
электроэнергией обеспечен.
Р е ш е н и е:
Вес кондуктора
Gк = l
к
х q
 к
 = 19,6т=196кН
Вес эксплуатационной колонны
G
 эк
 = 64,4т = 644кН
Вес бурильной колонны с УБТ
Gб.т + Gу +Gз.д.= l
 б
х q
 б
 + l
 у
х q
 у
 + l
 з
х q
 д
 =
2094м х 0.315кН+25м х 0,1532кН+6,5м х 2кН=696,6кН
Из приведенного расчета следует, что наибольшую нагрузку БУ будет
испытывать при бурении под эксплуатационную колонну.
Максимальные нагрузки с учетом расхаживания:
от веса бурильной колонны
Gб.к = 696,6 х 2 = 1393,2кН=139,3т
от веса наиболее тяжелой обсадной колонны
Gб.к = 644 х 2 = 1288кН=128,8т
Для бурения данной скважины рационально использовать установку БУ
2500/160 ЭП. Максимальная грузоподъемность БУ 2500/160 ЭП равна 160т, а
рассчитанная нагрузка на крюке для наиболее тяжелой бурильной колонны
Page 26

26
 (в воздухе) составляет 139,3т, что удовлетворяет требованиям выбора
буровой установки (
 2
61
 ,
 Gб.к.
Gкр
 ) по Р.А. Ганджумяну
Технология бурения разработана в соответствии с требованиями,
предъявляемыми к бурению скважин на территории ВКМКС.
Для бурения с кустовых площадок наклонно-направленных скважин
используется буровая установка БУ-2500 ЭУК.
Для улучшения показателей работы долот и качества вскрытия
продуктивного горизонта в блоке очистки необходимо иметь вибросито,
песко- и илоотделитель, позволяющие производить требуемую очистку
бурового раствора и регулировать содержание твердой фазы.
Пространственное положение стволов глубоких скважин при бурении в
надсолевых, солевых и подсолевых отложениях должно обеспечить
минимальные потери калийных солей в предохранительных целиках около
одиночных или куста скважин, при организации разработки калийных руд,
формирование герметичной крепи по всему стволу скважины и
недопустимость пересечения стволов скважин в кустах. С этой целью
устанавливаются следующие нормативы по зенитному углу ствола скважины:
 от устья до башмака кондуктора не более 3;
 от башмака кондуктора до глубины на 120м ниже кровли
подстилающей каменной соли не более 7;
 от глубины на 120м ниже кровли подстилающей каменной соли до
башмака технической колонны не более15;
 добор зенитного угла при бурении под эксплуатационную колонну в
интервале 1190-1500м;
 естественное снижение зенитного угла - при бурении под
эксплуатационную колонну в интервале от сакмаро-ассельских
отложений до проектной глубины.
Бурение наклонно-направленных скважин осуществляют согласно.
В интервале набора зенитного угла интенсивность изменения не должна
превышать 1,5на 10м проходки, в интервале снижения зенитного угла - до
5на 100м проходки.
В интервале установки погружного насоса должна быть обеспечена
прямолинейность ствола за счет использования стабилизирующих устройств.
Работа с отклонителем в этом интервале не допускается, интенсивность
изменения зенитного угла не должна быть более 3на 100 м.
При бурении под эксплуатационную колонну промывку ведут пресной
технической водой с добавкой флокулянта - полиакриламида до кровли
верхнего карбона, ниже - минерализованной пластовой водой или водным
раствором соли плотностью 1140 кг/м
 3
 до полного вскрытия аргиллитов
Page 27

27
 верейского горизонта. В артинском ярусе (терригенная часть) и верейском
горизонте по истечении не менее 48 часов после вскрытия устанавливают
цементные мосты и после 16 часов ОЗЦ производят разбуривание с
тщательным сбросом цемента. После разбуривания цементного моста в
верейском горизонте производят чистку мерников. Переход на бурение с
промывкой безглинистым буровым раствором осуществляют за 50м до
вскрытия продуктивных горизонтов.
Учитывая литологический состав пород продуктивных горизонтов и
характер минерализации пластовых вод, для вскрытия продуктивного пласта
рекомендуется безглинистый буровой раствор на основе полисахаридов.
Раствор обладает высокими ингибирующими свойствами, что обеспечивает
минимальное набухание глинистого цемента коллекторов. Кроме того,
применение данного раствора обеспечивает декольматацию призабойной
зоны и восстановление проницаемости пласта.
Плотность бурового раствора определяется величиной текущего
пластового давления и требованиями ―Правил безопасности в нефтяной и
газовой промышленности‖, 1998г.
Первичное вскрытие продуктивных пластов можно осуществлять с
включением в компоновку инструмента (между долотом и валом турбобура)
кольмататора ГИ-178, который позволяет создавать на стенке скважины
непроницаемый тонкий (толщиной не более 5 мм) кольматационный слой,
предупреждающий поступление в пласт фильтрата и твердой фазы бурового
раствора.
Вскрытие продуктивных пластов бобриковского объекта разработки
рекомендуется осуществлять с применением промывочной жидкости на
нефтяной основе. Так как объект разбуривается в условиях значительно
пониженного пластового давления, следует применять технологию вскрытия
продуктивного пласта на депрессии, внедряемую в ООО «ЛУКОЙЛ-
ПЕРМЬ».
Перед вторичным вскрытием продуктивных пластов скважина должна
быть тщательно промыта технической водой до ―чистой‖ воды и заполнена
перфорационной средой следующего состава: 3%-ный водный раствор солей
натрия и калия с добавкой ПАВ и специальных химреагентов,
обеспечивающих декольматацию при забойной зоны продуктивного пласта и
предотвращающих образование водонефтяных эмульсий при взаимодействии
пластовых флюидов с перфорационной средой.
Вторичное вскрытие продуктивных пластов осуществляют одним из
следующих способов: гидравлическим перфоратором или корпусным
перфоратором ПК-105 с применением кумулятивных зарядов большой
пробивной способности типа ЗПК-105 и ЗПК-105М. Допускается
Page 28

28
 использование бес корпусных перфораторов только с применением
компенсаторов гашения давления. Вскрытие производится зарядами ЗПКС-
80-2 и ЗПКС-100. Также могут применяться перфораторы ПМИ-48.
Очистку и обработку ПЗП в карбонатных и терригенных коллекторах
осуществляют согласно РД 39.0148-369-240-88Р.
Вызов притока осуществляют свабированием до полной замены
флюидом продуктивного пласта не менее 2-х объемов скважины.
Далее скважина испытывается на 3-х режимах.

Информация о работе Бурение газовых и нефтянных скважин