2. Технологический раздел

2.1. Конструкция скважины

При разработке конструкции скважин приняты во внимание следующие горно­геологические особенности строения разреза.

Многолетнемерзлые породы залегают в интервале 0-350 м. Верхний слой ММП зале­гает в интервале 0-10, местами до 50м. Температура - до минус 1,2 ^оС. Льдистость до -0,40.

Второй слой ММП залегает в интервале 100-350м.

Температура - до минус 0,5^оС, льдистость - до 0,25.

• нефтенасыщенный горизонт БС9² залегает в интервале: 2825 - 2850 м;

• газоносных горизонтов нет;

• люлинворская свита залегает в интервале 365-590 м;

• коэффициент аномальности пластовых давлений Ка=1,00-1,01;

• скважина наклонно-направленная;

• глубина скважины - 2900 м (по вертикали);

• забойная температура - 90^оС.

Удлиненное направление диаметром 324 мм спускается на глубину 360 м - по верти­кали и по стволу и цементируется до устья.

Удлиненный кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 1200 м - по верти­кали (1336 м - по стволу), цементируется до устья. Цель спуска - предотвращение осы­пания неустойчивых пород в процессе дальнейшего углубления скважины, уменьшение длины открытого ствола скважины под эксплуатационную колонну при бурении сква­жины с большим отходом (1400 м), сокращение времени нахождения ствола скважины в открытом состоянии и тем самым снижение вероятности возникновения возможных ос­ложнений в процессе бурения. Башмак удлиненного кондуктора устанавливается в про-пластке плотных глин.

Эксплуатационная колонна диаметром 168мм спускается на глубину 2900м - по вертикали (3303 м - по стволу), цементируется до уровня 1050 м - по вертикали (1155м -по стволу).

2. Выбор и обоснование вида промывочного раствора по интервалам скважины в зависимости от геологических условий

Все промывочные жидкости укрупненно можно разделить на 3 группы :

1) на водной основе

2) на нефтяной основе

3) аэрированные

Аэрированные БР представляют собой растворы, в которые под давлением закачивается газ. Такие растворы применяются только для вскрытия пластов с аномально низкими пластовыми давлениями, так называемое вскрытие на депрессии.

Такие растворы позволяют избежать проявления скин–эффекта, то есть уменьшениня проницаемости коллектора вследствие задавливания раствора в пласт. Так как в разрезе описываемой скважины не присутствуют пласты с аномально низким давлением, то данный вид БР не подходит для ее бурения.

В свою очередь растворы на нефтяной основе положительно влияют на коллекторские свойства пластов при их вскрытии. Позволяют избежать таких осложнений как затяжки, посадки, прилипание, так как обладают хорошими смазывающими свойствами. Однако такие растворы очень дороги и требуют большего расхода химических реагентов в сравнении с растворами на водной основе, так как содержание нефти в растворе снижает удельную плотность, а значит требуется дополнительный расход химических реагентов для создания и поддержания удельного веса раствора. Кроме этого нефть отрицательно влияет на резиновые изделия, что очень важно при турбинном способе бурении.

Самым простым раствором на водной основе является техническая вода. Однако практика бурения на технической воде в верхних интервалах (где много песка и неустойчивых глинистых пород) показала нецелесообразность его использования ввиду набухания глин при длительном контакте с водой; размывании стенок скважины, образовании каверн, поглощении раствора и осложнений, связанных с сужением ствола, появлением сальников и затяжек.

Поэтому наиболее подходящим для бурения данной скважины является бентонитовый, то есть глинистый раствор на водной основе. Достоинствами данного вида бурового раствора является большая распространенность, возможность оперативного измерения параметров в широком диапазоне, хорошая механическая скорость бурения, возможность создания требуемых противопластовых давлений. При правильном выборе параметров раствора значительно снижается вероятность осложнений при бурении. Причем, так как разрез скважины сложен значительным количеством глинистых пластов, то возможно самонарабатывание раствора и его поддержание за счет выбуренных коллоидных глинистых частиц, содержащихся в шламе. Таким образом, достаточно приготовить изначально некоторый объем глинистого раствора, а далее, за счет естественного нарабатывания и химической обработки, поддерживать требуемые параметры в процессе бурения всей скважины. Затем раствор может быть обработан и использован на других скважинах. Все это положительно влияет на себестоимость как бурового раствора, так и самой скважины, сокращается время для приготовления БР, а значит увеличиваются коммерческие скорости бурения и производительность буровых работ.

Но глинистые растворы обладают и недостатками, самым существенным из которых является снижение проницаемости коллекторов за счет глубокого проникновения глинистых частиц из раствора в поры пласта. Это в свою очередь создает сложности при освоении скважины и низкий получаемый дебет нефти. Именно по этой причине в настоящее время успешно применяется технология вскрытия продуктивных пластов на специальных растворах. В условиях Западной Сибири широко практикуется использование так называемого раствора «Порофлок» на меловой основе. Перевод скважины на этот раствор осуществляют за 50 м до пласта. В отличие от бентонитового раствора , где в качестве твердой фазы используется мелкодисперсная глина, здесь эту функцию выполняет специальным образом перемолотые пластинчатые чешуйки мела. Данный раствор отлично перекрывает пласт и позволяет сохранить его пористость до освоения.

Таким образом, подводя итого вышеизложенному принимаем следующую технологию промывки скважины по интервалам:

1) от 0 до 360 м – глинистый раствор для бурения направления ;

2) от 360 до 1200 м - глинистый раствор для бурения кондуктора;

3) от 1200 до 2900 м – специальный раствор «пкр» для вскрытия продуктивного пласта.