СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
С2 = 1-2%), возможно, связаны с перетоками УВ из чокракских отложений соседних скважин №1 и №2.
Исследования шлама песчаников и глин куяльника, киммерия и понта по методике ЛБА показали отсутствие признаков битуминозности. Породы меотиса, сармата, конки и карагана отмечены фоновыми значениями ЛБА 1 –
2балла ЛБ (БГ) (<0,05%).
Вотложениях нижнего сармата и конка-караганского яруса фоновые газопоказания составили 0,01 – 0,07 в газовоздушной смеси. При промывках наблюдалось увеличение значений газопоказаний до 0,9 – 1,5%, газ по составу к чокракскому. Возможно, это связано с перетоками газа из чокракских отложений, расположенных рядом скважин Песчаная №1 и №2.
Вчокракских отложениях выделяются перспективные участки разреза, представленные песчаниками и алевролитами. Песчаники в интервалах 3017 – 3022 м, 3026 – 3030 м и 3036,5 – 3046 м, характеризуются по результатам геохимических исследований (диаграмм Пикслера, величине остаточного газосодержания FГ, остаточного газонефтесодержания FHГ и люминесцентно-
битуминологической характеристике) как вероятно газонасыщенные, а в интервалах 3060 – 3065 и 3081 – 3090 м как возможно газоконденсатные или нефтенасыщенные.
В интервалах отбора керна результаты газового каротажа искажены за счет значительного разбавления (коэффициент разбавления Е = 1500 – 9000).
Помимо количественной интерпретации газового каротажа и ЛБА шлама для определения характера насыщения вскрываемых пород геологической службы ГТИ произведены экспресс-исследования керна.
При отборе керна в интервале 3036,4 – 3040,2 м поднят песчаник, где геохимическая характеристика по результатам ЛБА до 3 – 4 баллов МБ (ГЖ), что позволяет предположить его нефтегазонасыщенность. Также заслуживает внимание пласт песчаника в интервале 3088,7 – 3089,6 м с битуминозностью до 4 баллов МБ (ГЖ).
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2. Выбор и обоснование способа бурения
Выбор наиболее эффективного способа бурения обусловлен задачами,
которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях.
При бурении нефтяных и газовых скважин получили распространение способы бурения: роторный, гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. Бурение проектной скважины будет производиться роторным способом.
Участок набора кривизны и стабилизации угла искривления предусмотрено бурить с применением ВЗД.
2.1 Конструкция скважины
Конструкция скважины определяется числом спускаемых обсадных колонн, глубиной их установки, диаметром применяемых труб, диаметром долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, высотой подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве и конструкцией забоя.
Конструкция скважины зависит от глубины залегания продуктивных пластов, их продуктивности и коллекторских свойств, пластовых и поровых давлений, а также давления гидроразрыва проходимых пород, физико-
механических свойств и состояния пород.
При проектировании конструкции скважины в первую очередь выбирают число обсадных колонн и глубины их спуска, исходя из недопущения несовместимости условий бурения отдельных интервалов ствола. В данном проекте предусматриваются три обсадные колонны: под направление, под кондуктор и эксплуатационная колонна. Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется местоположением продуктивных пластов, способами закачивания и эксплуатации скважины, а также
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
конструкцией забоя. В нашем случае она составляет 3160 м. Глубина кондуктора – 850 м, направления – 30 м.
Диаметры обсадных колонн и долот выбираем снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.
Исходя из предлагаемого дебита и габаритов средств откачки, а также учитывая установившуюся практику буровых работ в данном районе,
принимаем конечный диаметр бурения 215,9 мм, диаметр эксплутационной колонны – 146 мм.
Диаметры кондуктора и направления выбираем в соответствии с величиной кольцевого зазора между долотом и спускаемой обсадной колонной и кольцевого зазора между обсадной колонной и спускаемым в нее долотом для последующего интервала. Диаметры долот для кондуктора и направления составляют 295,3 мм, 39,7 мм и 490 мм, а диаметры обсадных колонн: 245 мм, 324 мм и 426 мм соответственно.
Высота подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется на основании действующих инструктивных и методических материалов. Высоту подъема цементного раствора за всеми колоннами следует производить до устья скважины[9].
2.2 Выбор промывочного реагента бурения скважины и вскрытия
пласта
Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций:
удаление шлама из-под долота, транспорт его по затрубному пространству и обеспечение отделения его на поверхности;
удержание шлама во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
охлаждение долота и облегчение разрушения породы в призабойной
зоне;
создание давления из стенки скважины для предупреждения водо-,
нефте- и газопроявлений;
оказание физико-химического воздействия на стенки скважины,
предупреждая их обрушение;
обеспечение сохранения проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии;
передача энергии гидравлическому забойному двигателю (при его использовании) и др.
При бурении проектируемой скважины будут использоваться следующие буровые растворы.
В процессе бурения под направление и кондуктор будет применяться глинистый раствор плотностью 1,1 г/см3 с химреагентами (Na2CO3, КССБ,
графит), который обеспечит бурение без осложнений интервала 0 – 360 м, где предполагается наличие обвалов.
Свойства глинистого раствора:
плотность, г/см3………………..1,1;
условная вязкость, сек. ……….30 – 50;
СНС0/10, Па ………….………….4/6;
водоотдача, см3/30мин (API)…..6 – 8; pH………………………………..7;
толщина глинистой корки, мм…1.
При бурении под эксплуатационную колонну возможны обвалы в интервалах: 1090 – 1145 м, 1470 – 1505 м, 2990 – 3270 м, и нефтепроявления в интервалах: 3060 – 3080 м, 3100 – 3120 м. Поэтому здесь предусматривается применение высокоингибирующего калиевого раствора на основе гуматов
(ВИКР).
Этот раствор обладает тройным ингибирующим действием.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Во-первых, хлорид калия как электролит при концентрации более
2% подавляет процессы набухания глин.
Во-вторых, ионы калия, проникая в кристаллическую решетку,
меняют природу глин, делая их водонечувствительными.
В-третьих, особое ингибирующее действие в этой системе осуществляют гуматы, растворимость которых зависит от величины pH среды.
Существуют критические значения pH (pHкр), выше которых гуматы растворимы даже в минерализованном буровом растворе и активно действуют как в регулировании водоотдачи, так и структурно-механических свойств. При значениях pH ниже критического уровня гуматы высаливаются и полностью теряют активность, раствор загустевает, водоотдача повышается. В калиевом растворе величина pHкр колеблется от 8,5 до 9,0, поэтому для поддержания свойств этого раствора на заданном уровне величину pH в системе регулируют на 1 – 1,5 единицы выше, чем pHкр.
Процесс ингибирования глин гуматами происходит следующим образом. Фильтрат калиевого раствора, содержащий большое количество растворимых гуматов, проникает в микротрещины глинистой породы.
Процесс гидратации глин сопровождается поглощением каустической соды, и
величина pH снижается до 7 – 7,4, что значительно ниже критического значения. В такой среде гуматы высаливаются из фильтрата (выпадают в осадок) и существенно повышают прочность сформированных ионами калия коагуляционных контактов между активными плоскостями в микротрещинах глин. В результате такого действия гуматов устойчивость глин существенно повышается.
По некоторым данным ингибирующий эффект гуматов (индекс устойчивости) составляет 60 – 70% от общего ингибирующего действия данной системы ВИПГР.
Регулировать величину pHкр можно известью и КС1. С повышением концентрации этих электролитов повышается pHкр.
Состав раствора, кг/м3: