горизонтального стовбура скважіним2,5Рекомендуемая інт. вим. зен. кута на першому ін-ле набору (раб.погр.нас.) град./10м1,5Рекомендуемая інт. ізм.зен. кута на другому ін-ле набораград./10м2Максімально допустимий зенітний уголград.95Максімально допустима інтенсивність зміни зенітного уголаград./10м2Велічіна радіуса кола допускам25
Зробимо розрахунок профілю за даними та формулами, наведеними в таблицях 2.2 і 2.3 і результати розрахунків занесемо в таблицю 2.4. На малюнку 2.3. представлений профіль нашої свердловини.
Рис.2.3. Вертикальна проекція стовбура свердловини
Таблиця 2.4 Профіль стовбура свердловини
Найменування ділянки профіляІнтервал по стовбуру, мІнтервал по вертикалі, мГорізонт.отклоненіе, мЗеніт.угол, град.от (верх) до (низ) длінаот (верх) до (низ) дліназа ін-валобщеев початку і-лав кінці і-лаВертікальний участок0, 00850,00850,000,00850,00850,000,000,000,000,00Участок набора850,00963,72113,72850,00962,05112,0516,8016,800,0017,06Участок стабілізаціі963,722828,751865,03962,052745,041782,99547,06563, 8717,0617,06Участок набора2828,753193,49364,742745,042947,50202,46273,90837,7717,0690,00Горизонтальный участок3193,493355,61162,122947,502947,500,00162,12999,8990,0090,00Точка розтину прод.гор.3156294580082,43Прімечаніе: 1. Вид типових проектних профілів 5-ти інтервальні. Довжина вертикальних ділянок у межах 850-950 м, максимально допустимі зенітні кути 95 градусів, відхилення від вертикалі до 800 м. Величина кола допуску 25 м. У даному проекті довжина вертикальної ділянки взята за усередненими велічінам.2. Виробництво инклинометрических робіт для контролю процесу буріння свердловин проводитися апаратурою типу ІОН - 1 або ІМММ - 73. Набір параметрів кривизни, коректування стовбура проводитися за допомогою телеметричних систем типу Geolink Orienteer.3.Профіль кожної конкретної свердловини (початок інтервалу набору та стабілізації зенітного кута) і інтенсивність викривлення вибирається у відповідності з вимогами РД 39-0148070-6.027.- 86 Інструкція по бурінню похилих свердловин з кущових майданчиків на нафтових родовищах Західного Сибіру і зміни И1 затвердженого 11.01.90 р
2.3 Бурові промивні рідини
2.3.1 Вимоги до бурового розчину для буріння під кондуктор і проміжну колону. Інженерні рішення
Грунтуючись на великому досвіді буріння свердловин в районах Крайньої Півночі, рекомендуються наступні технологічні прийоми та заходи для зниження осло?? нений при проводці стовбура під кондуктор:
для буріння у верхніх нестійких відкладеннях слід використовувати буровий розчин з максимально технологічно припустимою в'язкістю. Це дозволяє поліпшити очищення свердловини від піску і гравію і запобігти можливому осіданню піску в ємностях;
інтервал многолетнемерзлих (ММП) відкладень слід пробурити з максимально можливою швидкістю для скорочення часу контакту розчину з породою і зниження теплового впливу і розмиву стінок свердловини;
обладнання очищення розчину повинно працювати постійно (включаючи гідроциклонами установку). Сітки на віброситами слід використовувати з більш дрібним розміром осередків для збільшення ефективності першого ступеня очищення;
необхідно виключати тривалі простої при розкритих ММП щоб уникнути обводнення бурового розчину;
при підйомі бурильного інструменту повинен проводитися постійний долив, стовбур свердловини повинен бути заповнений розчином до гирла;
обмежувати швидкість спуску бурильного інструменту щоб уникнути гідророзриву верхніх проникних пластів і обвалів стінок свердловини;
продуктивність насосів при бурінні повинна бути постійною і перебувати в межах 45-65 л/с.
Для буріння під кондуктор передбачається використовувати полімер-глинистий буровий розчин з підвищеною в'язкістю і щільністю, зачинених на технічній воді з максимально низькою температурою. Бентонітовий глінопорошок служить для збільшення в'язкості розчину, надання йому тиксотропних властивостей, формування фільтраційної кірки. При бурінні в'язкість розчину слід підтримувати на максимальному рівні шляхом додавання в нього 2,5-3% розчину КМЦ, для ефективного виносу крупного піску і гравію.
Для буріння під технічну колону особливу увагу слід приділяти щільності розчину, рівню водовіддачі, в'язкості розчину і станом стовбура свердловини для запобігання ускладнень при розбурюванні глинистих відкладень і недопущення газо- і водопроявів.
Для буріння під технічну колону проектом передбачається використовувати полімер-глинистий буровий розчин з оптимальними реологічними властивостями [2].
2.3.2 Вимоги до бурового розчину для буріння під експлуатаційну колону. Інженерні рішення
Основні вимоги до бурового розчину ...
