Рассмотрим на примере ликвидации поглощения на скважине № 500К.
При промывке скважины на глубине 2483 м при производительности 25 л/с произошло падение давление 0т 100 до 85 атм. Наблюдалось поглощение бурового раствора без выхода циркуляции
При остановке бурового насоса и доливе скважины уровень бурового раствора стабилен. Инструмент поднят на безопасное расстояние поглощение при подъеме не наблюдается и находится на 2350 м. Производится промывка скважины с режимом 23л/с – 90 атм .
Порядок производства работ
Прошаблонировать ствол скважины до глубины 2483 м, производительностью 23-25 л/с .
При обнаружении поглощения закачать тампон на глубину 2483 м в объеме 15 м3 и произвести продавку в объеме внутренней части СБТ. При отсутствии поглощения произвести промывку скважины с выравниванием параметров бурового раствора, закачку тампона согласовать с гл. инженером.
После закачки тампона поднять бурильную колонну до 2350 м. Произвести промывку с производительностью до 30 л/с и наблюдением за наличием поглощения не менее 1 цикла. .
Закрыть превентор и создать давление до 20 атм, в течение 1 часа оставить скважину под
давлением.
Прошаблонировать ствол скважины до 2483 м. Произвести промывку 1 цикл и наблюдать за поглощением.
При отсутствии поглощении поднять инструмент до 2350 м Оставить скважину на тех. перестой на 5 часов.
Прошаблонировать ствол скважины до 2483 м. Поднять бурильную колонну до 0м.
Спустить инструмент с голым концом до 2483м закачать цементный раствор в объеме 10 м3 в интервале 2483-2353м.
|
|
|
Поднять бурильный инструмент до 2350м. Произвести промывку не менее 030м .
Остановить насосы. Закрыть превентор создать давление в скважине на 20 атм и оставить под давлением в течение 2 часа.
Произвести подъем до 0м, скважину оставить на ОЗЦ- 36 часов.
После ОЗЦ . Собрать КНБК такую же как при последним шаблонировании ствола скважины.
Произвести РБЦ до глубины 2480м, при следующим режиме: с/н-5 тн, 80 об/мин, 27-30 л/сек и поинтервальным созданием давления 20 атм. через каждые 20 метров и при провалах.
При выполнения плана работ руководствоваться правилами ТБ,ПБ,ЕТП НГДП РК.
Б) Типы промывочных жидкостей.
Отличительная особенность вращательного способа бурения – применение промывки скважин в процессе бурения.
При бурении скважин используют следующие промывочные жидкости:
-глинистые растворы,
-техническую воду,
-полимерные растворы.
-биополимерные растворы
Критерием выбора бурового раствора являются геологические данные разреза. При бурении под направление и кондуктор используется глинистый раствор, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка. Бурение артезианских скважин под эксплуатационную колонну начинается на технической воде или глинистой суспензии с плотностью 1030кг/м3.
|
|
|
Особое внимание уделяется промывочным жидкостям для вскрытия продуктивных горизонтов. До недавнего времени вскрытие продуктивных пластов технологически мало отличалось от разбуривания вышележащих пород. Однако в последнее время поднимается проблема сохранения естественных фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов при их разбуривании.
Системы растворов должны быть подобраны таким образом, чтобы обеспечить:
-качественную очистку ствола скважины от выбуренной породы;
-снижение гидравлических сопротивлений;
-устойчивость стенок скважины;
-сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;
-максимальное облегчение освоения скважины после бурения;
-обеспечить безаварийную и качественную проводку скважины.
Полимерные промывочные жидкости характеризуются повышенной вязкостью при малых концентрациях, способностью образовывать прочные изолирующие пленки на поверхности стенок скважины и бурильных труб. Полимерные растворы по своим технологическим свойствам существенно превосходят воду и глинистые растворы: он в большей степени повышают устойчивость стенок скважин к воздействиям потока жидкости, обеспечивают смазочный эффект и возможность применения скоростных режимов бурения, исключают прихваты бурильного инструмента. Это позволяет применять их при бурении на объектах со сложными геологическими условиями.
|
|
|
При проводки данной скважины использовали разные промывачные жидкости в зависимости от интервала бурения.
Интервал бурения 0-700м .
Параметры бурового раствора: Гель/ Полимер, Плотность (гр/см3) 1.12 – 1.14; Пластическая вязкость (сП) 10 – 20 В - 8.0 – 10.0 (мл/30 мин) pH - 9.5
Концентрация хим. Реагентов, кг/м3: Вода для промывки – 945; Бентонит - 34.0; Кальцинированная сода - 0.75; Каустическая сода - 0.75; PAC-L - 2.0; DEXTRID - 8.0; Барит - 125.0
Интервал бурения 700-2400м.
Параметры бурового раствора: Насыщенный NaCl / KCL / Полимер; Плотность (гр/см3) 1.33 – 1.35; Удельная вязкость (сек/кварта) 40 – 60; В-(мл/30 мин) 8.0 – 10.0; pH 9.5 – 10.5; при текучих породах Плотность (гр/см3) 1.63 – 1.65
Концентрация хим. Реагентов, кг/м3: Вода для промывки – 820; Кальцинированная сода - 0.75; Каустическая сода - 0.75; ZEOGEL - 17.0; NaCl (большие мешки) - 310.0; DEXTRID - 11.4; PAC-L - 5.6; OXYGON-1.00; Aldaside G - 1.0; Барит - 114.0
Интервал бурения 2400-3200м.
Параметры бурового раствора: NaCl / KCL Полимер плотность раствора 1.23-1.25 гр/см3; Т= 40-60 (сек/кварта); ДНС 20-25 фунт/100 фут2; В-4-8 мл/30 мин; pH 9.5 -10.5
|
|
|
Концентрация хим. Реагентов, кг/м3: Вода для промывкии – 878; KCl - 60.0; Каустическая сода - 0.75; BARAZAN D - 4.3; DEXTRID - 4.0; PAC-L - 1.0; ALDACIDE G - 1.0; OXYGON - 0.75
Интервал бурения 3200-3600м.
Параметры бурового раствора: Полимерный раствор / CaCO3; плотность раствора 1.04-1,06 гр/см3; Пластическая вязкость 15 – 30 cP; ДНС 15-25фунт/100фут2; В = 4-15 мл/30мин; pH 9.5 – 10.5
Концентрация хим. Реагентов, кг/м3: Вода для промывки – 879; ALDACIDE G - 1.5; BARAZAN D - 4.5; CaCO3 (сред.) - 28.0; DEXTRID - 16.0; KCl - 100.0; Каустическая сода - 0.75; OXYGON - 1.4; CaCO3 (Fine) - 10.0
Дата добавления: 2018-05-31; просмотров: 562; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!