Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Строительство горизонтальной скважины для геологических условий месторождения Одопту-море, расположенного на шельфе Охотского моря, в районе деятельности ОАО НК "Роснефть-Сахалинморнефтегаз"

Строительство горизонтальной скважины для геологических условий месторождения Одопту-море, расположенного на шельфе Охотского моря, в районе деятельности ОАО НК "Роснефть-Сахалинморнефтегаз"

Стратиграфия, литология и тектоника месторождения Одопту-море. Проектирование конструкции и технология строительства горизонтальной скважины, определение режима бурения. Расчет конструкций обсадных колонн, их цементирование. Выбор буровой установки.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 29.09.2014
Размер файла 1,6 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Стратиграфия и литология

1.2 Тектоника

1.3 Водонефтегазоносность, пластовые давления и температуры

1.4 Осложнения при бурении

2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование профиля скважины

2.2 Проектирование конструкции скважины

2.3 Выбор буровых растворов

2.4 Выбор способа бурения

2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

2.6 Расчет бурильной колонны

2.7 Проектирование режима бурения

2.7.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

2.7.2 Статистический анализ отработки долот

2.7.3 Составление проектного режима бурения

2.8 Вскрытие продуктивного пласта

2.9 Расчет и выбор конструкций обсадных колонн

2.9.1 Расчет эксплуатационной колонны

2.9.2 Компоновки низа обсадных колонн и обоснование технологической оснастки

2.9.3 Определение допустимой скорости спуска обсадной колонны

2.9.3.1 Подготовка ствола скважины к спуску обсадной колонны и цементированию

2.9.3.2 Обоснование режима спуска обсадных колонн

2.9.3.3 Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны

2.10 Цементирование обсадных колонн

2.10.1 Выбор тампонажных материалов

2.10.2 Определение объемов жидкостей для цементирования скважины

2.10.3 Выбор способа цементирования

2.10.4 Выбор типоразмера ПВО

2.10.5 Определение количества материалов для цементирования

2.10.6 Определение количества цементировочной техники

2.10.7 Расчет цементирования

2.10.8 Контроль качества цементирования

2.11 Освоение скважины

3. ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН

3.1 Выбор буровой установки

3.2 Обогрев буровой установки в зимних условиях

3.3 Краткое описание конструкции буровой установки компании IRI

4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ТЕМА

4.1 Обзор существующих растворов на основе эмульсий

4.2 Характеристика используемого бурового раствора

4.3 Лабораторные исследования

5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Источники и виды воздействия на окружающую природную среду

5.2 Охрана водных объектов и почвенно-растительного покрова

5.3 Предупреждение возникновения аварийных ситуаций

5.4 Техника безопасности при приготовлении и использовании БИЭР

5.5 Противопожарные мероприятия при использовании БИЭР

6. ОБОСНОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН

6.1 Составление геолого-технического наряда

6.2 Составление нормативной карты

7. ЭКОНОМИКА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН

7.1 Обоснование продолжительности строительства скважин

7.2 Составление сметы

7.3 Технико-экономические показатели

7.4 Расчет экономического эффекта использования

ВВЕДЕНИЕ. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ

Нефть и газ составляют основу энергетического баланса страны. Сегодня государственному энергетическому комплексу России отведена роль локомотива отечественной промышленности. Поэтому основной задачей является подъём всех отраслей отечественной экономики - и добывающих, и перерабатывающих - на новый уровень, соответствующий высоким требованиям XXI века.

Разработка нефтяных месторождений Сахалинского шельфа с берега требует бурения скважин с отходами 5000 - 10000м. Задача подобной сложности не ставилась и не решалась ранее в нефтегазовой промышленности России. Сейчас эти задачи требуют своего решения.

В частности, освоение нефтяного месторождения Северный купол Одопту - море с берега требует бурения скважин с горизонтальным отклонением 5000 - 6000м, Центральный купол Одопту - море - 9000м. Коэффициент сложности (отношение горизонтального отхода к вертикальной глубине) скважины 201/203 Северный купол Одопту - море составляет 3,2. По принятой в мире классификации подобные скважины относятся к сложным.

Достижение сверхдальних отходов требует пересмотра традиционной технологии бурения вертикальных скважин, являющихся наиболее простым частным случаем. Понятие достижения максимальных скоростей бурения, в данном случае, смещается на второй план, т.к. все подчинено решению основной задачи - получению качественно обсаженного ствола, проведенного по заданной траектории. Решению этой задачи подчинен выбор оптимальных параметров режимов бурения, профилактических проработок, спускоподъемных операций и цементирования.

Данный проект выполнен на строительство горизонтальной скважины для геологических условий месторождения Одопту-море, расположенного на шельфе Охотского моря, в районе деятельности ОАО "НК "Роснефть" - Сахалинморнефтегаз".

Таблица 1.1

Общие сведения о районе буровых работ

№ пп

Наименование показателя

Значение

1

Площадь (месторождение)

Одопту - море

2

Блок

Северный купол

3

Административное расположение

- республика

Россия

- край, область

Сахалинская

- район

Охинский

4

Год ввода площади в бурение

1979

5

Год ввода площади (месторождения) в эксплуатацию

1998

6

Температура воздуха, С

- среднегодовая

- 2.5

- наибольшая летняя

+ 33

- наименьшая зимняя

- 37

7

Среднегодовое количество осадков, мм

460

8

Максимальная глубина промерзания грунтам, м

1.7

9

Продолжительность отопительного периода в году, сутки

266

10

Продолжительность зимнего периода в году, сутки

178

11

Количество ветреных дней в зимний период

более 30

12

Направления преобладающего ветра

- летом

юго - юго - запад

- зимой

запад - северо -запад

13

Наибольшая скорость ветра, м/с

40

14

Интервал залегания многолетнемёрзлых пород, м

6 - 16

Таблица 1.2

Сведения о площадке строительства скважины

№ пп

Наименование

Значение

1

Рельеф местности

равнинный

2

Состояние местности

не заболоченная

3

Толщина, см

- снежного покрова

51

- почвенного слоя

нет

4

Растительный покров

нет

5

Категория грунта

вторая

Таблица 1.3

Размеры отводимых во временное пользование земельных участков

№ пп

Название участка

Норма отвода во временное пользование, га

Источник нормы отвода земель

краткосрочное

долгосрочное

1

Площадка под буровую

2,9

0,86

СН 459-74

2

Площадка под артезианские скважины

0,5

0,5

то же

3

Трасса подъездного пути

9,0

9,0

то же

4

Трасса для перетаскивания бурового оборудования

-

-

-

4

Трасса под ЛЭП-35 кВ

7,2

7,2

СН 461-74

5

Площадка под вертолётную

0,25

-

6

Площадка под жилой посёлок

0,25

-

Итого:

20,1

17,56

Таблица 1.4

Сведения о магистральных дорогах

Магистральные дороги

Водные транспортные пути

наличие

название

расстояние, км

наличие

Да

г. Оха - поворот на буровую

34

нет

Да

п. Ноглики - поворот на буровую

207

1 ГЕОЛОГО - ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Стратиграфия и литология

скважина бурение месторождение

Общая толщина продуктивных пластов и другие параметры месторождения и вмещающие их прослои меняются в широких пределах.

XIX горизонт. Вскрыт всеми пробуренными скважинами. Мощность его меняется по разрезу от 11 до 28 м. По материалам ГИС сложен неоднородно; в центральной части купола глинизируется почти полностью, что видимо, является экраном на пути распространения залежи нефти в западном направлении.

По данным изучения шлама, отобранного из горизонта видно, что он сложен в основном мелкозернистым, глинисто-алевритовым песчаником, иногда средне-мелкозернистым с гравием. Цемент содержится в количестве 15 - 25 %. Состав цементирующей массы гидрослюдисто-монтмориллонитовый, реже встречается сгустковый железистый карбонат, в отдельных прослоях преобладает кальций. Среди обломков пород преобладают кремнистые и кварцитовидные разности. Подчиненное значение в составе горизонта имеют алевролиты и алевролито-песчаники, которые приурочены к подошвенной части пласта.

По материалам ГИС здесь пласт разделяется на 2 прослоя. Верхний, песчаный слой имеет в основном пористость от 28 до 29 % и проницаемость 200 - 400 мД. Нижний прослой представлен алеврито-песчаниками с пористостью 25 - 27 % и проницаемостью 60 - 200 мД. В подошве пласта залегает прослой пород песчано-алевритового состава, характеризующийся повышенной плотностью и низкими значениями ФЕС.

Раздел между XVIII и XIX горизонтами имеет мощность 23 - 55 м. Литологически он охарактеризован только в скважине 9, где керн взят из верхней части раздела (6,1 м). Он представлен плотной глиной (пористость 10 - 13 %) с единичными линзами песчаника.

В составе цемента и основной массы глин помимо гидрослюдистого и монтмориллонитового материала присутствует пелитоморфный железистый карбонат, иногда - пирит. В составе обломочной части присутствует кварц (40 - 60 %), плагиоклаз (30 %), ортоклаз (15 - 25 %), кремнистые породы (5 %), слюды.

Раздел между XIX и ХХ горизонтами имеет мощность 23 - 42 м. Представлен чередованием плохо отсортированных алевролито-глинистых пород (с линзовидной текстурой), алевролитов и глин.

Проницаемость пород низкая (0,03-2,4 мД), пористость около 12 %. Содержание глинистых фракций составляет 60 - 80 %. Глинистый материал в алевролитах содержится в количестве 20 - 25 %. В линзах и прослоях глин содержится 50 - 90 %.

Глины в основном монтмориллонитовые. Обломочный материал кварц-полевошпатового состава с небольшой примесью обломков кремнистых и единичных эффузивных пород.

ХХ горизонт. Вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами. Согласно корреляции разрезов скважины представлен четырьмя прослоями (ХХ1, ХХ2, ХХ21, ХХ3). Все прослои уверенно коррелируются по разрезу, кроме ХХ2, который глинизируется (выклинивается) в восточном направлении.

По незначительному числу образцов, изучена нижняя часть горизонта (ХХ3). Она представлена песчанистым алевролитом с линзами и прослоями глины и песчаника мелкозернистого, слабо сцементированного проницаемостью от 4 до 30 мД, пористостью от 18 до 22 %; нижняя часть прослоя из-за большого содержания алевритовых частиц имеет низкие ФЕС (пористость 16 - 19 %; проницаемость от 2 до 15 мД).

Прослой ХХ2 по керновому материалу, представлен песчаником, алевритистым с линзами глин, нефтенасыщенным, более проницаемым по сравнению с остальными пропластками (200 - 600 мД), но не выдержан по площади. Судя по корреляционной схеме, к востоку происходит его глинизация где-то в присводовой части разреза.

Песчаники горизонта мелкозернистые, алеврито-глинистые с редкими линзами глин. Содержание глинистого цемента от 10 до 25%, в линзах до 70%.

Цемент представлен гидрослюдисто-монтмориллонитовыми минералами, в отдельных порах - хлоритом. Выклинивание прослоя в восточном направлении объясняется временными перерывами в осадконакоплении.

Проницаемая часть пропластка выдержана по мощности и коллекторским свойствам. Эффективная нефтенасыщенная мощность горизонта составляет в среднем по площади 9 м, пористость 22 % и нефтенасыщенность 63 - 66 %.

Верхняя часть ХХ горизонта (ХХ1) практически не изучена керновым материалом; по материалам ГИС прослеживается корреляция прослоя по всей площади месторождения. По характеристике он идентичен нижнему прослою и по результатам анализа шлама, отобранного при бурении скважин, представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники плохо отсортированные, содержат многочисленные линзы и прослои глин, алевролитов. Количество глинистого материала составляет 15 - 45 %, представленного гидрослюдисто-монтмориллонитовыми минералами.

Глинистые разделы между пропластками ХХ горизонта имеют мощность от 15 до 35 м. В основном представлены мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов слабо сцементированных и плотных, карбонатных.

Проницаемость пород колеблется от 0,1 до 3 мД, пористость - от 19 до 20 %. Плохая проницаемость пород связана с высоким содержанием глинистой фракции (23 - 43 %).

Раздел между XXI и ХХ3 пластами имеет мощность от 17 до 48 м. Представлен преимущественно проницаемыми алевролитами с редкими прослоями песчаников. Песчаные алевролиты и песчаники имеют коэффициент проницаемости 15 - 177 мД, пористость - 21 - 26 %. Глинистые алевролиты: проницаемость - 0,1 - 3 мД, пористость - 14 - 23 %. Нижняя часть раздела (мощностью 11 м) судя по материалам ГИС, имеет более высокие экранирующие свойства.

XXI1 горизонт. Вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами.

По материалам ГИС в пределах горизонта выделено 3 пропластка, каждый из которых охарактеризован отдельно в различных скважинах месторождения (в Центральном и Южном куполах), что позволяет проводить анализ изменения ФЕС не только по разрезу, но и по площади.

В пределах месторождения (Северный купол) пласт представлен чередованием песчано-глинистых и алевролитовых разностей пород.

Песчаники и алевролито-песчаники, в основном в пределах трех пропластков, мелкозернистые, алевритовые, с редкими линзами и прослоями глин. Цемент в песчаниках составляет 15 - 30 % (в линзах до 50 - 70 %). Состав цементирующей массы гидрослюдисто-монтмориллонитовый, реже сгустковый железистый карбонат, пирит, хлорит. Отмечаются прослои известковых песчаников.

Алевролиты крупнозернистые, песчано-глинистые, разнозернистые, реже тонкозернистые. Количество цемента в них составляет 10 - 30 % (в линзах до 70 %). Состав цементирующей массы гидрослюдисто-монтмориллонитовый, иногда кальцитовый, в отдельных порах - хлоритовый. Текстура цемента поровая, базальная, контактная. Обломочная часть пород (в шламе) представлена кварцем (48 %), полевыми шпатами (25 %), обломками пород (27 %).

Скважиной 201/203 пласт полностью не вскрыт (вскрыты два верхних пропластка). Судя по корреляции разрезов скважин 202, 1м, 3м, 9м мощность пропластков и разделов между ними уменьшаются с запада на восток. Видимо в этом же направлении и изменяются в сторону ухудшения и коллекторские свойства. Это видно при сравнении электрометрических разрезов в скважинах, пробуренных в пределах месторождения.

В пределах скважин 202 и 201/203 проницаемость песчаных пропластков составляет (сверху - вниз): первый пропласток - (11,9 - 64,7 мД), второй пропласток - (19,0 - 56,1 мД), третий пропласток - (10,3 - 251,9 мД). Пористость, соответственно: 20 %, 19 %, 22 %.

В широтном направлении коллекторские свойства горизонта сохраняются, даже несколько улучшаются, хотя эффективная мощность пропластков несколько уменьшается, вплоть до замещения глинами на восточном крыле структуры (по материалам сейсморазведочных работ и корреляции разрезов по скважинам). В большем соотношении эти различия в коллекторских свойствах горизонта отмечаются в меридиональном направлении, т.е. на север и юг (по материалам корреляции разрезов скважин 1м, 3м, 9м, 202 и 201/203).

Раздел между первым пропластком и вторым XXI1 горизонта, мощностью от 2 до 19 м представлен песчано-глинистой породой, плохо отсортированной с линзами алевролита проницаемостью менее 1 мД, пористостью около 18 %. Содержание глинистых фракций на отдельных участках составляет 25 - 80 % породы.

Раздел между вторым и третьим пропластками, мощностью от 6 до 17 м представлен чередованием плохо отсортированных алеврито-глинистых и глинисто-алевритистых пород с плотными глинами, содержащими гнезда алевролита. Породы в верхней части раздела непроницаемы (3м) - коэффициент проницаемости 1 мД, пористость 12 - 15 %. В нижней части раздела проницаемость различна от 2 до 6 мД, единично до 9 мД. Пористость прежняя - 12 - 15 %. Породы содержат от 10 до 80 % глинистых фракций, имеющих гидрослюдисто-монтмориллонитовый состав.

Раздел между XXII1 и XXI1 пластами имеет мощность от 5 до 11 м. Представлен чередованием плохо отсортированных алеврито-песчано-глинистых пород с проницаемостью 1 - 19 мД и пористостью 12 - 15 %, что соответствует нижней части раздела (2 м). Выше залегают породы с проницаемостью менее 1 мД и пористостью 13 - 16 % (мощность 4 м) и представляет собой надежную часть покрышки. Глины вверх по разрезу сменяются плохо отсортированными песчано-алеврито-глинистыми породами и затем алеврито-песчаниками. Последние имеют проницаемость 7-10 мД и пористость до 20 %.

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания, коэффициент кавернозности, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины представлены в таблицах 1.5 - 1.7.

Таблица 1.5

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Глубина залегания, м

Стратиграфическое подразделение

Элементы залегания (падения) пластов в плоскости ствола скважины, градусы

Коэффициент кавернозности

по вертикали

по стволу

название

индекс

От

до

от

До

угол

азимут

14

932

14

2230

верхненутовский

подгоризонт

N2nt2

7 - 10

70

1.00

932

1636

2230

6390

нижненутовский подгоризонт

N1nt

2 - 7

70

1.00

Таблица 1.6

Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал

Горная порода

Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)

по вертикали

по

стволу

краткое название

% в интервале

от

до

от

до

N2nt2, пласты

M - IX

(кровля)

14

932

14

2230

пески

60

серые, средне-крупнозернистые, кварцевые, рыхлые, с редкими прослоями глин

песчаники

20

серые, мелко-среднезернистые, слабоуплотненные

глины

20

серые, песчанистые

N1nt1,

пласты IX(кровля) - XXI1

932

1636

2230

6390

песчаники

50

серые, средне-мелкозернистые, хорошо отсортированные, алевролитовые, глинистые

алевролиты

30

серые, разнозернистые, плотные, слабопесчанистые, внизу-плотные

глины

20

серые, светло серые, вверху - мягкие, слабо песчанистые, внизу - плотные, аргиллитоподобные

1.2 Тектоника

Месторождение приурочено к крупной мегантиклинали, расположенной в северной части одноименной антиклинальной зоны, протягивающейся на шельфе Северного Сахалина в северо-западном направлении более чем на 100 км.

Одоптинская мегантиклиналь имеет размеры 32х6,5 км и состоит из трех куполов: южный, центральный и северный, кулисообразно сочленяющихся между собой.

Северный купол размером 9х5 км и амплитудой 150 м в поперечном сечении слегка асимметричен. Западное крыло падает под углом 10°, восточное под углом 7° и далее на восток выполаживается, образуя структурную террасу.

В пределах месторождения по материалам бурения и сейсморазведки разрывных нарушений не выделено.

1.3 Водонефтегазоносность, пластовые давления и температуры

Физико-химические свойства нефти месторождения определены по результатам анализа глубинных и поверхностных проб, отобранных при опробовании скважин.

В пределах месторождения Одопту - море (Северный купол) опробовался во всех скважинах XXI1 горизонт нутовской свиты и в двух скважинах (3 и 1) - XIX горизонт, где были получены нефтяные притоки. По площади залежей изменения свойств нефти незначительные.

В целом, сепарированные нефти Одоптинского морского месторождения относятся к легким, малосернистым, малосмолистым, малопарафинистым; нефти с высоким выходом бензиновых фракций.

XXI1 пласт. Физико-химические свойства сепарированной нефти охарактеризованы по 14 пробам, отобранным из 4 скважин Южного, Центрального и Северного куполов месторождения. В Южном и Центральном куполе (скв. 5 и 11) по сравнению с Северным (скв. 1 и 3) происходит утяжеление нефти от 0,838 (скв. 3) до 0,862 г/см3 (скв. 11). Соответственно возрастает содержание смол от 3,49 до 5,38 %. Вязкость нефти увеличивается от 2,5 до 5,01 сПа; содержание светлых фракций уменьшается от 74 до 59,5 %. В среднем, по пласту плотность нефти в Северном куполе равна 838 кг/м3, вязкость 2,52 сПа. Нефть содержит 0,62 % асфальтенов и 6,30 % селикагелевых смол.

Содержание парафина составляет 1,30 %, серы - 0,22 %. Нефть закипает в среднем при 67 °С и содержит 72 % фракций, выкипающих до 300°С.

Вследствие близости свойств сепарированных нефтей пластовые нефти также близки по физико-химическим показателям. Газосодержание в нефтяной залежи Северного купола равно 102 м3/т. Объемный коэффициент нефти равен 1,224. Вязкость и плотность нефти равны 0,74 сПа; 751 кг/м3.

В связи с незначительными притоками нефти из XIX горизонта (скв. 1 и 3) и не опробованием перспективных в нефтегазоносном отношении ХХ2 и ХХ3 - физико-химические параметры нефти и растворенного газа по этим горизонтам не приводятся.

Растворенный в нефти газ месторождения Одопту-море относится к “сухому” типу с содержанием метана 90,45-94,80 %; относительная плотность по воздуху 0,5848 - 0,6176. Сероводород не обнаружен, гелия <0,001 %; аргона - 0,001 - 0,030 %.

По товарной характеристике растворенный в нефти газ содержит незначительное количество балластных газов (N2+CO2 в пределах 0,53 - 1,75 %), обладает высокой теплотворной способностью (8220 - 8710 ккал/нм3 (низшая) - 9120-9640 ккал/нм3 (высшая)).

В гидрохимическом отношении месторождение Одопту-море, приурочено к поясу развития наиболее сложной зональности с распространением вод с максимальной для Северо-Сахалинского бассейна минерализацией (20 - 35 г/л). Вместе с тем, отличительной особенностью солености подземных вод на месторождении является ее инверсионность по всему изученному разрезу.

Верхняя, песчаная, толща первого водоносного комплекса характеризуется зоной развития вод морского происхождения с концентрацией солей до 35 г/л.

Зона соленых вод с концентрацией солей 27 г/л присуща зоне замедленного водообмена и частично распространяется на верхнюю часть (XIX, ХХ пласты) основного продуктивного III комплекса. В пределах зоны, приуроченной к промежуточному второму комплексу, отсутствует четкая зависимость минерализации воды от стратиграфической и гипсометрической глубины ее залегания. Но для XIX1 продуктивного пласта отмечается незначительное снижение минерализации воды по простиранию и в восточном направлении, до 22,3 г/л. Состав подземных вод этой зоны хлоридный, натриевый с отношением натрия к хлору 0,93 - 1,00. Преимущественное развитие имеют воды хлоркальциевого типа (по классификации В.А.Сулина). Реже встречаются воды хлормагниевого типа. Воды обогащены сульфатами - 64 - 422 мг/л. Повышение сульфатного коэффициента до 4,2 в скважине 9 обусловлено, по всей видимости, примесью технической воды.

Содержание специфических микрокомпонентов в этих водах не превышает фоновых значений: йода - 2 - 22 мг/л; брома - 48 - 84 мг/л; бора - 15 - 31 мг/л.

В пределах III гидрогеологического комплекса, где водонапорная система подчинена условиям затрудненного водообмена, прослеживается снижение минерализации с распространением здесь слабосоленых вод зоны В20. В районе XXI1, XXI2 пластов минерализация пластовых вод снижается от 19,1 - 19,9 г/л до 13,3 - 16,1 г/л в районе XXIV2 пласта.

По фактическим данным о составе вод III комплекса месторождения Одопту-море, со стратиграфической глубиной снижается содержание хлоридов (от 10,5 - 11,5 г/л в водах XXI пласта до 7,0 - 8,5 г/л в водах XXIV2 пласта) и сульфатов и возрастает содержание гидрокарбонатов (от 0,5 - 1,0 г/л до 1,5 - 2,5 г/л).

Сведения о нефтеносности, водоносности, пластовом давлении и температуре представлены в таблицах 1.8 - 1.10.

1.4 Осложнения при бурении

Фактически наблюдалось только один вид осложнений - осыпи стенок скважин 205, 215, 216.

осложнения, возникающие при бурении на месторождении Одопту - море представлены в таблицах 1.11 - 1.14.

Таблица 1.11

Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал

по стволу, м

Буровые растворы, применявшиеся ранее

Мероприятия по ликвидации последствий

от

до

тип раствора

плотность, кг/м3

N2 nt2

14

90

на водной основе

1100 - 1120

повышение удельного веса бурового раствора, снижение водоотдачи

Таблица 1.12

Прочие осложнения

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование

Характеристика (параметры) осложнения и условия

возникновения

по вертикали

по стволу

от

до

от

до

N1 nt

90

1636

9

6390

Желобообразования

заклинки бурильной колонны в желобных выработках

450

1636

640

6390

посадки и затяжки бурильной колонны во время спускоподъемных операций при углах наклона ствола более 45 град.

образование шламовых наносов в стволе скважины, ввиду недостаточной для выноса шлама проработки с промывкой снизу-вверх

2 ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование профиля скважины

Проектирование профиля скважины ведется в соответствии с [1].

Профиль скважины с горизонтальным окончанием состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей части и условно горизонтального участка. Под направляющей частью профиля следует понимать часть ствола скважины от устья до точки с заданными координатами на кровле или в самом продуктивном пласте, являющейся началом горизонтального участка. При проектировании профиля не должно быть необоснованных перегибов его ствола, т.е. не должно быть участков снижения значения зенитных углов.

Как наиболее технологичный выбирается плоский профиль, состоящий из 5 участков: вертикального, набора зенитного угла, наклонно-прямолинейного, донабора зенитного угла и условно горизонтального. Вертикальный участок выбран исходя из условия создания нагрузки на забой при бурении участка набора зенитного угла с учетом технологических соображений: с удлинением вертикального участка радиус искривления уменьшится, что приведет к снижению проходимости жёстких компоновок.

Исходные данные для расчёта:

А=5330 м - отход (расстояние по горизонтали от устья до точки входа в пласт);

Нкр=1595 м - глубина кровли пласта по вертикали;

Нп=1636 м - глубина подошвы пласта по вертикали;

hв=120 м - длина вертикального участка;

lг=530 м - длина условно горизонтального участка;

i1=1 град./10 м - интенсивность набора зенитного угла;

i2= 0,33 град./10 м - интенсивность донабора зенитного угла;

бг=85є - максимальный зенитный угол на условно горизонтальном участке.

Интенсивность набора и донабора зенитного угла выбирается из условия прохождения обсадной колонны без посадок.

Расчет.

Радиус искривления на участке набора зенитного угла:

Радиус искривления на участке донабора зенитного угла:

Угол входа в продуктивный пласт:

где

Расчетный зенитный угол на наклонно-прямолинейном участке:

1 - й участок:

- горизонтальная проекция,

- вертикальная проекция,

- длина участка.

2 - й участок:

3 - й участок:

Так как донабор зенитного угла проходит до и после кровли продуктивного пласта, то четвертый участок делится на 2 части.

4а - й участок:

Итого по кровле пласта:

4б - й участок:

5 - й участок:

Итого по скважине:

Результаты расчета представлены в таблице 2.1.

Профиль скважины представлен на рисунке 2.1.

Таблица 2.1

Профиль скважины

Номер участка

Горизонтальная проекция, м

Вертикальная проекция, м

Длина по стволу, м

Зенитный угол в конце интервала, град.

1

0

120

120

0

2

467,3

563,2

793,7

79,37

3

4778,0

898,1

4861,4

79,37

4а

84,7

13,7

85,8

82,2

Итого по кровле пласта

5330,0

1595,0

5860,9

82,2

4б

84,3

9,4

84,9

85

5

443,4

31,8

445,1

85

Итого по скважине

5857,7

1636,2

6390,9

85

Рисунок 2.1 - Профиль скважины

2.2 Обоснование и проектирование конструкции скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.

Выбор конструкции скважины является основным этапом ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность запасов жидких и газообразных полезных ископаемых, предотвратить аварии и осложнения в процессе бурения, создать условия для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.

Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем: определения требуемого количества обсадных колонн и глубины спуска каждой из них; обоснования расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента.

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по совмещенному графику индексов пластового давления и давления начала поглощения с глубиной скважины.

,

где - пластовое давление, МПа.

где - плотность воды, ;

Нi - текущая глубина скважины, м;

gradРПЛ - градиент пластового давления,

Коэффициент гидроразрыва рассчитывается по формуле:

,

где -давление гидроразрыва, МПа.

Результаты расчетов приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Результаты расчёта коэффициентов

Интервал, м

РПЛ, МПа

РГР, МПа

Ка

КГР

От

До

От

До

От

До

0

150

0

1,48

0

2,35

0,95

1,61

150

300

1,48

2,97

2,35

4,84

0,98

1,65

300

450

2,97

4,45

4,84

7,48

0,99

1,67

450

600

4,45

5,94

7,48

10,26

1,00

1,73

600

760

5,94

7,42

10,26

13,18

1,00

1,78

760

900

7,42

8,91

13,18

16,23

1,00

1,83

900

1150

8,91

11,39

16,23

21,31

1,01

1,88

1150

1300

11,39

13,00

21,31

24,15

1,02

1,89

1300

1450

13,00

14,50

24,15

27,00

1,02

1,90

1450

1595

14,50

16,43

27,00

29,73

1,05

1,90

1595

1636

16,43

16,85

29,73

30,49

1,05

1,90

Рисунок 2.2 - Совмещенный график индексов пластового давления и давления начала поглощения

По результатам расчетов строится совмещенный график давлений, изображенный на рисунке 2.2.

По графику совмещенных графику индексов давлений несовместимых зон бурения нет. Проектирование конструкций скважин ведем с учетом геолого-технических условий бурения и фактических данных строительства скважин первого северного куста. Направление шахтного типа длиной 14 м спускается и цементируется до 9 м. Цель спуска - сообщение забоя скважины со столом ротора и полевым желобом для обеспечения циркуляции бурового раствора при бурении под кондуктор.

Кондуктор спускается на глубину 90 м. Цель спуска - предотвращение сообщения скважины с морем, перекрытие верхних неустойчивых пород в приустьевом участке разреза и перекрытие горизонта питьевой воды до перехода на буровой раствор на углеводородной основе.

Первая промежуточная колонна проектируется до глубины 1350 м (760 м по вертикали) и цементируется до устья. Цель спуска - перекрытие верхней части разреза, сложенной в основном, слабосцементированными верхнего основного участка набора зенитного угла - для снижения желообразований и кавернообразований в данном интервале, исключением грифонообразований при возможных нефтегазопроявлениях из продуктивного пласта.

Глубина спуска второй промежуточной колонны принимаем выше кровли XXI пласта - 5860 м (1595 м по вертикали), цементируется высотой подъема тампонажного раствора за колонной до глубины 1050 м от устья, цель спуска -надёжная изоляция проектного продуктивного XXI пласта от вышележащих нефтеносных и водоносных горизонтов. Спуск второй промежуточной колонны на предлагаемую глубину повышает гарантии успешного спуска хвостовика эксплуатационной колонны до проектной глубины в горизонтальный ствол. Уменьшение длины хвостовика значительно снижает силы трения обсадных труб о стенки скважины, уменьшает крутящий момент и, следовательно, позволяет спуск хвостовика с вращением, тем более что он спускается без промывки скважины.

Хвостовик эксплуатационной колонны спускается с перекрытием башмака предыдущий колонны на 50 - 100м по стволу. Не цементируется.

Плотность бурового раствора принимается для бурения всей скважины 1160 кг/м3.

Расчет диаметров обсадных колонн

Диаметр хвостовика эксплуатационной колонны задан заказчиком и равен .

1) определение диаметра долота для бурения под хвостовик :

где - диаметр муфты хвостовика, [5],

- зазор между муфтой трубы и стенкой, = 12 мм,

По справочнику [5], выбираем долото стандартного диаметра типоразмера в большую сторону по диаметру

2) Определение диаметра долота под эксплуатационную колонну :

где - внутренний диаметр 2 промежуточной колонны;

S - зазор между долотом и стенкой трубы, S = 4 мм

, по согласно [5] выбираем

где - диаметр муфты эксплуатационной колонны,

по справочнику [5] выбираем

3) Определение диаметра долота под первую промежуточную колонну:

где - внутренний диаметр первой промежуточной колонны,

по справочнику [5] выбираем

где - диаметр муфты первой промежуточной колонны,

по справочнику [5] выбираем

4) Определение диаметра долота под кондуктор :

где - диаметр муфти кондуктора,

по справочнику [5] выбираем

В итоге, имеем конструкцию скважины, приведенную в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Конструкция скважины

Название колонны

Интервал установки, м

Номинальный диаметр скважины

Характеристика труб

по стволу

по вертикали

Наружный диаметр, мм

Диаметр муфт, мм

от

до

от

до

Направление

0

14

0

14

-

720

-

Кондуктор

0

90

0

90

660,4

508

533,4

I промежуточная

0

1350

0

760

444,5

340

365,1

II промежуточная

0

5775

0

1570

311,2

245

269,9

хвостовик

5725

6390

1560

1636

215,9

168

187,7

Выбор конструкции призабойного участка скважины в интервале залегания продуктивных пластов

Призабойным называют участок от кровли продуктивного горизонта до конечной глубины скважины. Правильно подобранная конструкция забоя скважины обеспечивает наилучшие условия вызова притока флюидов, получения максимальных рабочих дебитов без нарушения свойств коллектора, проведение необходимых технологических воздействий на пласт.

К главным факторам, определяющим не только конструкцию забоя, но и ее конкретный вид, относятся: тип коллектора и степень его однородности; степень устойчивости пород призабойной зоны; наличие или отсутствие близкорасположенных к продуктивному пласту напорных, подошвенных вод или газовой шапки; проницаемость пород продуктивного пласта.

Сочетание перечисленных факторов определяет конструкцию забоя, поэтому при проектировании и выборе рациональной конструкции забоя добывающей скважины, прежде всего, устанавливают тип коллектора и его однородность, фильтрационные свойства и прочность слагающих пород.

Для данного продуктивного пласта наиболее рациональна конструкция с открытым забоем, вследствие того, что: продуктивный пласт однороден, коллектор порового типа, который не может быть зацементирован без резкого и значительного ухудшения коллекторских свойств; проницаемость по толщине залежи не изменяется. Поэтому, после спуска промежуточной колонны, спущенной до кровли продуктивного горизонта, вскрывают продуктивную залежь и спускают до забоя эксплуатационную колонну (хвостовик).

2.3 Выбор буровых растворов

Высокая стабильная эффективность работы породоразрушающего инструмента в скважине может быть достигнута только при условии непрерывной и своевременной очистки забоя от шлама горных пород. Удаление бурового шлама с забоя и из ствола скважины - одна из технологических функций промывочного агента при вращательном бурении. Циркулирующий по скважине агент подается к забою, омывает его, подхватывает буровой шлам, образующийся на забое при разрушении горной породы, и выносит его на поверхность.

Первоначальное назначение промывки ограничивалось отчисткой забоя и выносом шлама из скважины. По мере накопления практического опыта и развития бурового дела функции промывочного агента расширялись и одновременно углублялось представление о его роли при бурении.

Находящийся в скважине промывочный агент создает среду, которая определяет условия работы бурового инструмента и оказывает воздействие на вскрытие скважиной горной породы на ее стенках и забое. С этой точки зрения, промывочный агент влияет на буримость горных пород, устойчивость стенок скважины, а также на характер и интенсивность физико-химических обменных процессов с горными породами и насыщающими их пластовыми флюидами на открытых поверхностях выработки. Их протекание может изменяться под воздействием гидродинамических явлений, происходящими в движущемся по стволу скважины потоке.

Поданный в скважину флюид претерпевает изменение вещественного состава вследствие обогащения шламом и поступления пластового флюида из выбуренного объема, подвергается химической агрессии со стороны химически активных веществ и физическому воздействию высоких температур и давлений, переменных по стволу скважины. Независимо от первоначального состава выходящий из скважины агент представляет собой многокомпонентную гетерогенную систему.

Изменения вещественного состава и состояние агента, происходящие в скважине, не должны значительно ухудшать его технические свойства. Под технологическими свойствами бурового раствора принято понимать такие его особенности, которые оказывают влияние на буримость горных пород, очистку забоя и ствола скважины, устойчивость стенок ствола, на величину сопротивления, возникающего при вращении или осевом перемещении находящегося в скважине бурового инструмента. На основании сказанного промывочные агенты должны:

- способствовать повышению буримости горных пород или по крайней мере не вызывать её значительного снижения;

- в процессе циркуляции по стволу обладать достаточной кинетической и агрегативной устойчивостью, т.е. их структура и несущая способность (по отношению к частицам шлама) не должны существенно изменяться под воздействием поступивших веществ;

- способствовать сохранению и даже повышению устойчивости пород, слагающих стенки ствола скважины на открытых участках ствола (необсаженный интервал);

- в процессе циркуляции и в статическом состоянии создавать определенное гидродинамическое равновесие между средой в стволе скважины и пластовым флюидом, которое исключало бы проникновение одной среды в другую и их перемешивание, а также ухудшение коллекторских свойств вмещающих пород.

К циркуляционному агенту предъявляют ряд дополнительных требований, и в частности:

- стоимость его приготовления должна оставаться в экономически оправданных пределах;

- он не должен оказывать агрессивного воздействия на буровой инструмент и оборудование;

- не должен содержать веществ, вредных для здоровья обслуживающего персонала или представляющих опасность в пожарном отношении;

- не должен создавать трудностей при проведении геофизических исследований в скважине.

Такого промывочного агента, который в равной степени удовлетворял бы всем требованиям, не существует, да и сами требования не однозначны и зависят от геологических условий, поэтому наметился путь наилучшего приспособления агента к специфическим условиям. Это привело к внедрению большого количества различных агентов и освоению сложной технологии их обработки и регулирования свойств.

В настоящее время успешное проведение буровых работ в значительной степени зависят от правильного подбора состава и свойств промывочного агента и соответствия его функций конкретным условиям строительства скважины.

Верхняя вертикальная часть 0 - 90 м ствола представлена чередованием песков, песчаников с редкими прослоями серых глин. В интервале имеются пласты с пресной водой. В интервале возможны затяжки и прихваты бурильной колонны вследствие желобообразования, осыпи и обвалы стенок скважины.

Требования к промывочной жидкости:

* Промывочная жидкость должна не разупрочнять глинистые породы;

* Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие

свойства для создания на стенке скважины прочной фильтрационной

корки, укрепляющей ствол;

* Промывочная жидкость должна не загрязнять пласты с пресной водой;

Так как в интервале имеются пласты с пресной водой, исключается применение слабоминерализованного, минерализованного и соленасыщенного раствора, раствора с полисолевой минерализацией, раствора с конденсированной твердой фазой, растворов на углеводородной основе. Для бурения данного интервала принимаем пресный глинистый раствор на основе бентонита, как наиболее дешевый и простой в эксплуатации.

Оставшийся интервал 90 - 1636 м представлен чередованием песков, песчаников, глин, алевролитов. В интервале возможны такие осложнения как желобообразования, заклинки бурильного инструмента в желобных выработках, сальникообразования, посадки бурильной колонны при ее спуске.

В горизонтальных скважинах продуктивный пласт дольше подвергается воздействию бурового раствора. Следовательно, необходимо уделять больше внимания сохранению коллекторских свойств пласта, регулированию содержания и состава твердой фазы в буровом растворе, регулированию ПФ раствора.

При выборе промывочной жидкости для горизонтальных скважин некоторые факторы требуют к себе более пристального внимания и более детальной проработки. Такими факторами являются:

* гидравлическая программа;

* смазочные свойства раствора;

* реологические свойства;

* толщина фильтрационной корки и опасность возникновения прихватов, вызванных дифференциальным давлением;

* регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе;

* загрязнение продуктивного пласта;

* устойчивость стенок скважины;

* вынос шлама и размыв стенок скважины;

Все вышеперечисленные факторы взаимосвязаны и требуют комплексного подхода. Применение качественного бурового раствора, надлежащая гидравлическая программа, эффективная методика очистки скважины от шлама, тщательное проектирование - вот некоторые основные моменты, обеспечивающие успешное бурение горизонтальных скважин.

Для удовлетворения данных условий считается целесообразным использование инвертного эмульсионного раствора, его также называют обращенным или гидрофобным эмульсионным раствором.

Гидрофобные эмульсионные растворы являются системами типа вода в масле, относятся к классу растворов на углеводородной основе и предназначаются для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны, бурения скважин с большими и горизонтальными отходами от вертикали.

Особенностями технологических свойств этих растворов являются:

1) низкие или даже нулевые значения показателя фильтрации;

2) обладают высокими тиксотропными свойствами;

3) состав фильтрата углеводородный;

4) несмотря на сравнительно высокие значения вязкости, обладают хорошей прокачиваемостью, легко прокачиваются существующими типами насосов. Неутяжеленные гидрофобные эмульсии в виду отсутствия в них твердой фазы могут перекачиваться плунжерными насосами;

5) наличие тиксотропных свойств позволяет утяжелять эти растворы существующими утяжелителями (барит, гематит и др.), что позволяет получать гидрофобные растворы различной плотности (от 980 до 2000 кг/мі);

6) дисперсионная среда не растворяет горные породы;

7) при использовании в качестве водной фазы растворов солей (NaCl, , и т.д.) гидрофобные растворы не теряют своих свойств в широком диапазоне температур от - 50°С до +130°С;

8) обладают высокими противоизносными и смазочными свойствами;

9) вязкость этих растворов сильно зависит от содержания воды: чем выше содержание водной (внутренней) фазы, тем выше вязкость. В зависимости от вида задач, поставленных при строительстве скважины, содержание водной фазы колеблется от 30 до 80 объемных %.

В целом ИЭР имеют следующие преимущества по сравнению с растворами на водной основе:

1) обеспечивают высокое качество вскрытия продуктивных пластов;

2) позволяют, как правило, без осложнений бурить скважины в неустойчивых горных породах, при разбуривании различных по составу солей;

3) позволяют отбирать керн горной породы, состав и проницаемость которой почти такие же, как и при залегании ее в пласте;

4) обладают высокой стабильностью в минерализованных средах и при высоких температурах;

5) уменьшают прихватоопасность стволов скважины;

6) имеют высокие противоизносные и смазочные свойства, обеспечивают рост показателей работы долот;

7) не снижают проницаемости продуктивных пластов при подземном ремонте скважин, при их консервации.

Типы и параметры буровых растворов используемых в ОАО "НК "Роснефть-Сахалинморнефтегаз"" представлены в таблицах 2.4 и 2.5.

Таблица 2.4

Типы буровых растворов

Наименование компонента

бурового раствора

Содержание компонента в % в интервале, м

 

14 - 90

90 - 1350

1350 - 5775

5775 -6390

Тип бурового раствора

на водной основе

ИЭР

ИЭР

ИЭР

Содержание углеводородной / водной фаз, %

-

50 / 50

70 / 30

70 / 30

Плотность исходного бурового раствора, г/см3

1,04

1,04

0,98

0,98

Глинопорошок бентонитовый ПБМВ

50

 

 

 

Гидроокись натрия

0,5

 

 

 

КМЦ 85/500

3,0

 

 

 

Вода пресная

978

42

24,5

24,5

Дизельное топливо Л-40

-

27

53,2

53,2

Нефть охинская,

-

9,7

9,4

9,4

Эмультал в стальных бочках

-

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены