0
0
0 | 2100
4600
4600
ГТІ (круглодобове чергування) | 1:200 | З глибини 3220м
ІННК перед випробуванням і після отримання припливу флюїда | 1:500 | в перспективній частині розріза з повторним записом в інтервалах об’єктів випробування
ГК і локатор муфт з метою прив’язки і контролю інтервалів перфорації | 1:500 | 4200
3920
3760
3700 | 4680
4120
3990
3920
При випробуванні пластів на бурильних трубах для прив’язки до розрізу і визначення місць встановлення пакера провести додатково:
а) ст. каротаж
б) профілеметрія
Техзаміри ДСІ і ПТС |
1:500
1:500 |
3200
3600
3700
3750
3900
3920
4350
2100
2100
3850
3850
3850
3850
3850
0
Другий замір після
40-50 довбань |
3420
3820
3920
3970
4100
4130
4580
3420
3820
4100
3970
3820
4130
4580
3850
Дані про випробування пластів в процесі буріння приведені в таблиці 1.13.
Таблиця 1.13.
індекс стратиграфічного підрозділу | Випробування пластовипробувачем на трубах | Випробування пластовипробувачем на кабелі
інтервал, м | кількість циклів промивки | інтервал, м | кількість проб, шт
від (верх) | до (низ) | від кількість проб, шт (верх) | до (низ)
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7
C1V2 B-16
C1V2 B-21
C1V2 B-22-23
C1V1
C1V1
C1t
Д3tm | 3360
3760
3860
3910
4040
4070
4500 | 3390
3790
3890
3940
4070
4100
4550 | 2
2
2
2
2
2
2 | -
-
-
-
-
-
- | -
-
-
-
-
-
- | -
-
-
-
-
-
-
C1V1
B-17-18
C1V2
B-22-23
C1V2
C1t
Д3tm
Д3tm | -
-
-
-
-
-
-
- | -
-
-
-
-
-
-
- | -
-
-
-
-
-
-
- | 3500
3850
4030
4080
4350
4500 | 3530
3890
4070
4120
440
4550 | 6+1
6+1
6+1
6+1
6+1
6+1
Всього 42 проби з врахуванням контрольних
1.8. Метод розкриття та випробування продуктивних горизонтів
В процесі буріння запроектованої свердловини передбачається розкриття трьох продуктивних горизонтів в нижньовізейському, турнейському та фаменських ярусах, які знаходяться в інтервалі L1=3910-3960м, L2=4070-4090м, L3=4350-4400м.
Якісні розкриття пластів з збереженням їх властивостей і проникливості здійснюється шляхом створення мінімального перепаду тиску на пласт. Збільшення тиску стовпа бурового розчину над пластовим тиском на 4-7% залишається достатнім для небезпечного ведення робіт по розкриттю пластів. Продуктивні паласти проектуємо розкривати на лігкосульфатно-кальцієвом з КМЦ розчині, оброблений КМЦ-600, ФХЛС, CaCl, КССБ, NaOH, нафтою, графітом та неонолон.
Для створення надійного зв’язку ствола свердловини з продуктивними пластами утворенням сітки отворів в експлуатаційній колоні і затрубному цементному кільці, по яким флюїд буде поступати з пластів в свердловину, необхідно провести перфорацію. При виборі виду і типу перфорації необхідно врахувати всі геолого-технічні дані по свердловині. Враховуючи досвід проводки свердловин на Глинсько-Розбишівському родовищі, найбільшефективним являється кумулятивний вид перфорації, тип перфоратора ПКО-89. До початку перфорації експлуатаційної колони, свердловина повинна бути промита в два цикла і заповнена до устя свердловини буровим розчином.
Схема привибійної зони свердловини показана на рисунку 1.1.
Експлуатаційна колона
Цементний камінь
Перфораційні отвори
Продуктивний пласт
Рис. 1.1. – Схема привибійної зони свердловини
Роботи по перфорації експлуатаційної колони при освоєнні представлені в таблиці 1.14.
Таблиця 1.4. – Характеристика перфоратора
інтервал залягання, м | Перфораційне середовище | Вид перфорації | Потужність перфорації, м | Типорозмір перфоратора | Кількість отворів на 1 м шт | Кількість одночасно спускаючих зарядів шт | Кількість спусків перфоратора
від (верх) | до (низ) | вид | густина, кг/м3
4350 | 440 | Буферна
рідина
Промивна рідина | 1600
1640 | кумулятивна | 50 | ПКО-89 | 18 | 30 | 30
4070 | 4090 | Буферна рідина
Промивна рідина | 1600
1640 | кумулятивна | 20 | ПКО-89 | 18 | 30 | 12
3910 | 3960 | Буферна рідина
Промивна рідина | 1200
1240 | кумулятивна | 50 | ПКО-89 | 18 | 30 | 30
ТЕХНІКА І ТЕХНОЛОГІЯ БУРІННЯ ПРОЕКТНОЇ СВЕРДЛОВИНИ
Конструкція свердловини
Під конструкцією свердловини розуміють схему її побудови, що включає в себе сукупність даних про кількість та інтервали спуску обсадних колон, діаметри обсадних колон і ствола свердловини під кожну з колон та інтервали тампонування.
Конструкція свердловини вибирається і обгрунтовується виходячи із наступних даних: цільового призначення і глибини, фізикомеханічних властивостей гірських порід, кінцевого діаметра, способу буріння і параметрів бурового обладнання.
Вихадні дані:
- мета буріння – розкриття і вивчення випробуванням газоносності колекторів нижнього карбону нижньовізейського і турейського свит та верхнього девона.
Профіль ствола свердловини – вертикальний;
Проектна глибина – 4600м.
Проектування конструкції починаємо з виділення зон з несувмісними умовами буріння. Умови буріння в двох суміжних зонах вважаються несумісними в тому випадку, якщо при переході з верхньої зони до буріння в нижній зоні необхідно змінити густину або склад промивальної рідини так, щоб не виникли ускладнення (поглинання, флюїдопроявлення, осипи чи обвали) у верхній зоні. Для того, щоб ускладнення не виникали, до початку буріння нижньої зони верхню необхідно надійно ізолювати.
Як правило, ізодюють зону спуском колони обсадних труб і заповненням кільцевого простору між цією колоною і стінками свердловини тампонажним розчином. Тому границя розділу двох зон є та мінімальна глибина, до якої необхідно спустити обсадну колону, перш ніж стане можливим змінити густину (або склад промивальної рідини) до величини, визначеної умовами буріння в новій зоні, без небезпеки виникненння ускладнення у попередній.
Зони з несумісними умовами буріння виділяють з допомогою суміщеного графіка зміни коефіцієнта аномальності та індексу тиску поглинання (гідророзриву).
Під коефіцієнтом аномальності розуміють відношення пластового тиску до гідростатичного тиску стовпа рідини (прісної води)
(2.1)
де Ка – коефіцієнт аномальності;
Рпл – пластовий тиск, Па;
св – густина прісної води, кг/м3;
g – прискорення вільного падіння, м/с2 ;
Н – глибина залягання пласта, м.
Під індексом тиску поглинання (гідророзриву) розуміють відношення тиску поглинання до гідростатичного тиску стовпа прісної води
де Кл(гр) – індекс тиску поглинання (гідророзриву);
Рп(гр) – тиск поглинання (гідророзриву), Па.
Приведемо приклад розрахунку Ка і Кп(гр) для інтервалу 1900-1980м, для якого Рпл=19,8мПа; Рп(гр)=35,64Мпа:
Аналогічно провівши розрахунок для решта інтервалів результати занесемо в таблицю 2.1.
На основі зміни коефіцієнта аномальності пластового тиску та індексу тиску гідророзриву порід з глибиною побудуємо суміщений графік зміни тисків.
Відносту густину бурового розчину визначаємо за формулою:
(2.3)
де Ка – коефіцієнт аномальності пластового тиску;
Кр – коефіцієнт резерву,