Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Строительство современно-технологичных горизонтальных скважин на континентальном шельфе Российской Федерации

Строительство современно-технологичных горизонтальных скважин на континентальном шельфе Российской Федерации

Сущность проблемы сохранения уровня или замедления темпов падения добычи нефти, газа в Российской Федерации. Характеристика Каспийского "море-озера", стратиграфическое, литологическое описание разреза скважины. Выбор равнопрочной эксплуатационной колонны.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 25.10.2016
Размер файла 2,3 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/

ВВЕДЕНИЕ

Развитие экономики РФ в значительной степени зависит от развития нефтяной и газовой отрасли.

В недрах России сосредоточено более 1/3 разведанных мировых запасов газа и 1/8 части запасов нефти. В настоящее время решение проблемы сохранения уровня или замедления темпов падения добычи нефти и газа становится сложной задачей из-за ряда известных факторов:

- сокращение объемов геолого-разведочных работ;

- истощения старых месторождений и увеличение доли (до 55 %) трудноизвлекаемых запасов нефти в текущем балансе разведанных запасов;

- обводнение скважин и увеличения числа бездействующих скважин;

- уменьшение объемов бурения новых скважин на действующих площадях.

В связи с этим важнейшее значение приобретают те направления научно-технического прогресса, которые будут способствовать существенному снижению капитальных затрат при освоении нефтяных и газовых месторождений, а также восстановления их продуктивности с помощью горизонтальных и многозабойных скважин.

Разработка месторождений минимальным числом платформ, разработкой с суши с минимальным количеством скважин может сделать ряд шельфовых месторождений, расположенных в суровых климатических условиях, привлекательными для скорейшего их освоения.

Поэтому с учетом перспективы данного направления в данной работе предложено технико-техническое решение по строительству современно-технологичных горизонтальных скважин на континентальном шельфе Российской Федерации. Также проработана целесообразность и экономическая эффективность, строительства ГС с большой протяженностью горизонтального участка по сравнению с вертикальным участком скважин на месторождении имени Юрия Корчагина в Северной части Каспийского моря.

Инженерный подход к заканчиванию скважин основывается на научном описании процессов взаимодействия технических средств с внешней средой.

В комплекс работ по заканчиванию скважин входят следующие:

· Разработка и внедрение мероприятий, предупреждающих ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов, встречающихся при проводке скважин; применение промывочных жидкостей и тампонажных растворов с минимальной фильтрацией, а также растворов, позволяющих вскрывать продуктивные горизонты при более низких перепадах давления.

· Разработка рациональной конструкции низа эксплуатационных колонн.

· Выбор конструкции скважины, обсадных труб, технологии их спуска в скважину, способов подвески и обвязки обсадных колонн у устья, обеспечивающих их герметичность.

· Выбор тампонажного материала, применяемого для разобщения нефтегазоводоносных пластов, способа и технологии цементирования скважин, обеспечивающих герметичность затрубного пространства как на контактах «цементный камень - стенка скважины», «цементный камень - обсадная труба», так и обеспечение герметичности самого цементного камня.

· Проведение работ по созданию каналов сообщения между продуктивным пластом и обсадной колонной, обеспечивающих длительные сроки эксплуатации скважины.

· Разработка способов освоения скважины при минимальных сроках освоения и получения оптимального дебита скважины, т.е. устойчивого дебита при продолжительных сроках эксплуатации скважины.

С целью предупреждения перетоков между пластами, упрочнения стенок скважины и изоляции нефтегазоводоносных горизонтов затрубное пространство между обсадными колоннами и стенками скважины перекрывается цементным раствором.

Проблема заканчивания скважин занимает центральное место в проводке скважин, так как от вскрытия пластов и их разобщения зависит жизнь скважины и дальнейшая разработка нефтяных и газовых месторождений. каспийский скважина колонна

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общая характеристика месторождения

Каспийское «море-озеро» (далее - море) пересекает несколько климатических поясов: континентальный на севере, умеренно теплый на западе, субтропический влажный на юго-западе и пустынный на юго-востоке.

Его главной климатической особенностью являются холодные зимние штормовые ветры при низких температурах воздуха в северной части моря и при относительно высоких температурах в его южной части. Лето жаркое, сухое и спокойное, с малой дифференциацией температур воздуха.

Климатические условия заметно меняются в зависимости от широты и сезона. Зимой наблюдаются не только сильные ветры, но и довольно низкие температуры воздуха. В январе - феврале ее средние значения составляют: до минус 10 °С на Северном Каспии, до плюс 5 °С на Среднем Каспии, до плюс 10 °С, временами до плюс 12 °С на Южном Каспии.

Стабильные ветры, дующие в весенний и летний периоды, обусловлены синоптической ситуацией. Весной преобладают ветры юго-восточного направления, летом северные и северо-западные. Локальная циркуляция воздуха характеризуется слабыми ветрами, дующими преимущественно с моря на сушу. Иногда имеет место топографически обусловленное локальное усиление ветра в прибрежных зонах.

Летом на всем Каспийском море воздух заметно прогревается. Средняя температура воздуха в июле - августе меняется от плюс 24 °С на севере, до плюс 28 °С на юге. На восточном побережье Каспийского моря она обычно на несколько градусов выше, чем на западном.

Таким образом, проанализировав природно-климатические условия Каспийского моря, можно сделать вывод, что месторождение им. Ю. Корчагина находится в зоне континентального климата, которому присущи холодные зимы с низкими температурами и сильными ветрами, что обуславливает формирование ледовых образований в районе строительства объектов обустройства. Температура зимой может опуститься до минус 35 єC, высока вероятность появления ледовых образований в виде айсбергов, а также торосистых льдов, и отдельно плавающих ледяных глыб. Район работ показан на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Общая схема района работ

Следует отметить, что в северной части Каспийского моря имеют место ледовые образования, которые характеризуются не упругим поведением. Здесь выделяют два основных вида неупругого поведения: при растяжении и сжатии, когда лед ведет себя как так называемый ковкий лед, при медленной нагрузке и медленных скоростях его движения, а так же хрупкий лед при более больших нагрузках и больших скоростях его течения. При ковкой структуре льда может происходить его разлом в виде больших находящих друг на друга плит, при хрупкой - дробление льда на мелкие блоки.

Данный факт учитывался при анализе возможных схем обустройства и при выборе окончательной технологии. Вследствие небольшой глубины моря в районе разработки месторождения, возможна схема освоения по средствам искусственных насыпных островов с комплексами барьеров от льда [1].

1.2 Стратиграфическая характеристика разреза скважины

Стратиграфический разрез месторождения им. Юрия Корчагина подразделяется (сверху вниз).

Четвертичная система: Отложения данной системы распространены повсеместно, представлены неоплейстоценовыми и верхне эоплеоценовыми осадками, преимущественно песками, глинами, галькой и суглинками. Наибольшая мощность приурочена к дельте р. Волга и составляет толщу 530 м от дна моря.

Палеогеновая система: подразделяется на верхний олигоцен и средний+нижний эоцен-палеоцен и представляют собой в основном глины и известняки с редкими прослойками алевролитов и алевритов. Толщина системы 291 м, начинается с глубины 530 м и до 820 м по вертикали. Эти отложения присутствуют частично в Северном Каспии включительно и на Ракушечно-Широтном валу, в отличии от Среднего Каспия, где они залегают повсеместно.

Меловая система: Отложения меловой системы представлены песчаниками, глины-алевролиты, мел и известняки. Нижний отдел распространен на всей территории района и представлен терригенными отложениями. Верхний отдел сложен карбонатными и терригенно-карбонатными морскими отложениями. Толщина залегания 743 м с глубины от 821 м до 1564 м. На рисунке 1.2 показана схема залегания пластов. Стратиграфический разрез скважины представлен в таблице 1.1.

Рисунок 1.2 - Схема залегания продуктивного пласта

Таблица 1.1 - Стратиграфический разрез скважины

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

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

33

0

33

Стол ротора- зеркало воды

-

-

-

-

33

44

33

44

Столб воды

-

-

-

-

Четвертичная система Q

44

455

44

457

неоплейстоцен

Q13

0

0

1.0-1,16

455

571

457

574

Верхний эоплейстоцен

Q12

0

0

1.0-1,16

Палеогеновая система ?

571

728

574

733

Верхний олигоцен

P3

1

230

1.0-1,4

728

815

733

821

Эоцен+ палеоцен

P2+1

2

45-135

0,9-1,09

Меловая система K

815

1250

821

1320

Верхний отдел

К2

2

45- 135

0,93- 1,06

Нижний отдел К1

1250

1375

1320

1485

альбский

К1al

2,15

45-135

1,13-1,4

1375

1477

1485

1655

аптский

K1a

3

45-135

1,13-1,4

1477

1565

2011

6772

Неокомский надъярус

K1nc

3-5

45-135

1.0-1,13

1.3 Литологическая характеристика разреза скважины

Литологический раздел представлен от поверхности Каспийского моря до проектной глубины скважины Меловой системы Неокомского надъяруса и описан краткой характеристикой в таблице 1.2. Разрез сложен следующими породами и отложениями: ракушка, мергели, глины, алевролиты, известняки, доломиты, песчаники, мел, песок. Данные взяты с рабочего проекта и геолого-технического наряда по данной скважине. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины описаны в таблице 1.3.

Таблица 1.2 - Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

по вертикали

по стволу

Горная порода

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

От (верх)

До (низ)

Краткое название

%, в

интервале

1

2

3

4

5

6

-

33

33

44

44

Вода Каспийского моря

100

Соленость воды от 4,26- 13,93%. Максимальная высота волны - 5,9метра. Среднегодовая температура воды +12єС. Лёдообразование в начале декабря, исчезновение в середине апреля. Средняя толщина ледяного покрова 10 -15 см. Годовое колебание уровня моря ~ 2,70 метра. Максимальное течение на поверхности 102см/сек.

Q13

44

44

455

457

Глины

Пески

Супесь+суглинок

50

40

10

Верхняя часть разреза (1м) сложена голоценовыми отложениями, представленные переслаиванием песка с ракушкой. Пески разнозернистые,в основании песчано- глинистые. Ниже залегают верхнеплейстоценовые отложения, сложенные хвалынскими образованиями мощностью 22метра. Последние представлены переслаиванием песка и глин. Песок желто- серый, пылеватый, местами рыхлый с включениями растительного детрита и раковиной крошки.Глины серые, туго- и мягкопластичные с включением раковин разной степени сохранности. Вторая часть разреза представлена среднеплейстоценовыми отложениями, которые сложены породами хазарского яруса.

Q12ap

455

457

571

574

Пески

Алевриты

Глины

Известняки+гравий

60

25

10

5

Переслаивание песков, алевритов и глин, с редкими пластами известняков с гравием. Пески серые, серовато- бурые, разнозернистые, полимиктовые с большим содержанием раковинного детрита. Алевриты серые, крупнозернистые, полимиктовые, местами карбонатизированные. Глины темно- серые, буровато-серые, серые, известковистые. Известняки серые, беловато-серые, детритовые, органогенно-обломочные, слабоглинистые.

P3mk

571

574

728

733

Глины

алевролиты

90

10

Глины серые до темно-серых, буровато-серые, слабоалевритистые, местами тонкослойчатые и известковистые, пластичные, вязкие. Алевролиты светло-серые, мелко- и среднезернистые.

1

2

3

4

5

6

P2+1

728

733

815

821

Известняки

Мергели

глины

60

25

15

Чередование известняков и мергелей пропластками глин. Известняки белые, светло-серые, бежевые, мелоподобные, скрытозернистые, плотные. Мергели серые до светло-серых, мелоподобные, плотные. Глины темно-серые, известковистые, уплотненные.

K2

815

821

1250

1320

Известняки

Мел

Мергели

Глины+песчаники+алевролиты

65

20

10

5

Разрез сложен в основном известняками с прослоями мела и редко мергелей. Нижняя часть разреза ~20метров(датируемая как сеноманский ярус) представлена пачкой алевролито-глинистых пород с пластами базального песчаника в подошве яруса. Известняки белые, серые, светло-серые, в основном мелоподобные, плотные. Мел белый писчий. Мергели серые, пятнистые, плотные. Глины серые до темно-серых, известковистые, алевритистые и алевритовые, уплотненные.

K1al

1250

1320

1375

1485

Глины

Алевролиты

Песчаники

65

25

10

Интервал сложен переслаиванием глин, алевролитов, песчаников. В основании яруса залегает пласт песчаника. Глины темно-серые до черных, алевритистые и алевритовые, неяснослоистые, с включениями раковинного детрита, пиритизированные, плотные. Алевролиты серые, глинистые и известковые, плотные и слабопористые. Песчаники серые, темно-серые, слабосцементированные, содержащие небольшое количество грубообломочного материала и органогенных остатков.

K1a

1375

1485

1477

1655

Глины

Песчаники

Алевролиты

60

10

30

Интервал сложен переслаиванием глин и алевролитов с редкими пропластками песчаника. Глины темно-серые до черных, алевритистые и алевролитовые, местами слабоизвестковые, уплотненные. Алевролиты серые, мелкозернистые, полимиктовые, глинистые, участками известковистые, плотные и слабопористые. Песчаники серые, крупнозернистые с гравием, кварцовые, почти рыхлые.

K1nc

1477

1655

1565

6772

Глины

Песчаники

Алевролиты

50

40

10

Разрез сложен чередованием глин, алевролитов, песчаников. Верхняя часть разреза (датируемая как барремсий ярус ~30м) представлена переслаиванием песчаников и пластов алевролито-глинистых пород с базальным прослоем (до 0,5м) плотного доломитового конгломерата. Нижняя часть (готеривский ярус) сложен породами с единственным пластом песчаника в кровле. Глины серые, алевритистые с конкрециями пирита. Алевролиты зеленовато-серые, средне-мелкозернистые, полимиктовые с глауконитом и выделением пирита, слабосцементированные карбонато-глинистым цементом, пористые.

Таблица 1.3 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

по вертикали

по стволу

Краткое описание горной породы

Плотность, кг/м3

Пористость, %

Проницаемость, мкм2

Глинистость, %

Карбонатность, %

Соленосность, %

Сплошность породы

Твердость, МПа

Расслоенность породы

Абразивность

Категория породы (мягкая, средняя и т.д)

Коэффициент Пуассона

от

(верх)

до

(ни)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Q13

44

455

457

Глины

Пески

Супесь +суглинок

1830

10-30

0,1-0,001

5-70

1-10

1-5

1-4

15-120

1-3

I-IV

Мягкая

0,17-0,45

Q12ap

455

457

571

574

Пески

Алевриты

Глины

известняки+гравий

1850

10-25

0,1-0,001

15-80

5-80

Нет данных

1,5-4

75-750

2-4

II-V

Мягкая

0,25-0,45

P3mk

571

574

728

733

Глины

алевролиты

1900

5-10

0,05-0,001

30-90

3-5

Нет данных

2-3

130-750

2-3

II-V

Мягкая

0,17-0,45

P2+1

728

733

815

821

Известняки

Мергели

глины

1920

5-20

0,05-0,001

10-90

10-90

Нет данных

2-3

280-750

3-4

II-V

Мягкая

0,25-0,45

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

K2m-s

815

821

1250

1320

Известняки

Мел

Мергели

Глины+песчаники+алевролиты

2000

15-20

0,1-0,001

10-80

10-90

Нет данных

2-3,5

250-1250

2-4

III-VII

Мягкая, средняя

0,17-0,45

K1al

1250

1320

1375

1485

Глины

Алевролиты

Песчаники

2100

5-21

0,01-0,00004

10-80

5-10

Нет данных

2-3

250-1750

2-3

III-VIII

Мягкая, средняя

0,17-0,45

K1a

1375

1485

1477

1655

Глины

Алевролиты

Песчаники

2200

5-25

0,503-0,00004

10-80

5-10

Нет данных

2-3

250-1750

2-3

III-VIII

Мягкая, средняя

0,17-0,45

K1nc

1477

1655

1565

6772

Глины

Песчаники

алевролиты

2200

10-26

0,356-0,00001

10-80

5-10

Нет данных

2-3

250-1750

2-3

III-VIII

Мягкая, средняя

0,17-0,45

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане месторождение Юрия Корчагина приурочено к Ракушечно-Широтному валу на Широтной структуре, представляющей собой двухкупольную брахиантиклиналь, северное крутое крыло которой осложнено серией малоамплитудных разломов. Открыто разведочной скважиной 1, пробуренной до глубины 2500 м на восточном своде и вскрывшей отложения верхнего триаса Месторождение содержит шесть промышленных залежей УВ в палеогеновых, альбских, аптских, неокомских, титонских и батских отложениях. В палеогеновых известняках по данным ГИС обнаружена газовая залежь высотой 30 м. Газоконденсатные залежи содержат песчано-алевролитовые пласты альба, апта (баррема и готерива). Нефтегазоконденсатные залежи выявлены в песчано-алевролитовых отложениях неокомского надъяруса (готерива-баррема), в известняках и доломитах титонского яруса.

Нефтегазоводоносность по разрезу скважины

В представленных таблицах содержатся сведения о нефтеносности - таблица 1.4, о газоносности - таблица 1.5, о водоносноти - таблица 1.6, о давлении и температуре по разрезу скважины - таблица 1.7.

Таблица 1.4- Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, метров

Плотность, кг/м3

Подвижность, мкм2/

мПа*с

Содержание парафина

Свободный дебит м3/сут

Параметры растворенного газа

газовый фактор м3/м3

содержание сероводорода, %

содержание углекислого газа, %

относительная по воздуху плотность газа

коэффициент сжимаемости

давление насыщения в пластовых условиях, МПа

От

(верх)

До

(низ)

В пластовых условиях

После дегазации

K1nc2

1550

1565

686

824

2,11

6,8

178

125,2

-

0,12

0,827

-

16,48

Таблица 1.5 - Газоносность.

индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

по вертикали

Состояние

(газ, конденсат)

Тип коллектора

Содержание,% по объему

относительная плотность газа по воздуху

Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях

Свободный дебит, тыс. м3 /сут

Плотность газоконденсата кг/м3

от

(верх)

до

(низ)

сероводорода

углекислого газа

в

пластовых условиях

на устье скважины

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

P2+1

728

733

Газ

трещиновато - поровый

Нет

0,28

0,7

0,8

-

-

-

K1al

1293

1308

Газ+

конденсат

Поровый

Нет

0,28

0,668

0,815

450

115

810

K1a

1375

1435

Газ+

конденсат

Поровый

Нет

0,28

0,649

0,815

456

115

777

K1nc1

1477

1550

Газ +

конденсат

Поровый

Нет

0,34

0,625

0,8

750

114

758

Таблица 1.6 - Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Тип

коллектора

Плотность кг/м3

Свободный дебит м3/сут

Фазовая проницаемость мкм2

Химический состав воды в мг-эквивалентной форме

Степень минерализации, мг-экв/л

Тип воды по Сулину1

Относится к источнику питьевого водоснабжения

(ДА, НЕТ)

анионы

катионы

от

(верх)

до

(низ)

CL-

SO4--

HCO3-

Ca++

Mg++

(Na+K)+

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Q

44

571

поровый

1000-1020

до 500

Нет данных

73,32

29,148

4,917

24,95

16,448

48,342

197,125

ХЛК

Нет

P

571

815

порово- трещинный

1040

100-200

Нет данных

1288,74

-

1,640

149,7

32,9

873.6

2346,58

ХЛК

Нет

K2

815

1250

порово- трещин-ный

1060

до 100

Нет данных

1497,42

2,082

6,556

129,74

49,344

1049,71

2734,85

ХЛК

Нет

K1nc

1477

1655

1565

6772

поровый

1061

до 100

Нет данных

487,5-1025

22,76-83,67

17,6-25

9,0-67,5

15,0-41

999-1165,6

1555,75-2407,17

СФН

Нет

Примечание: Водоносность дана без учета непроницаемых пластов и пропластков.

1Тип воды по Сулину: СФН - сульфатонатриевый, ГКН - гидрокарбонатнонатриевый, ХЛМ - хлормагниевый, ХЛК - хлоркальциевый

Таблица 1.7 - Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Градиент давления

Градиент

Температура в конце интервала

пластового

порового

гидроразрыва пород

горного давления

От (верх)

До (низ)

кгс/см2 на 10м

источник получения

кгс/см2 на 10м

Источник получения

кгс/см2

источник получения

кгс/см2

источник получения

Сє

Источник получения

От (верх)

До (низ)

От (верх)

До (низ)

От (верх)

До (низ)

От (верх)

До (низ)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Q13

44

455

-

1,05

Скв №1, 2, 3 Широтная

-

1,04-1,32

Скв №1, 2, 3 Широтная

2,261

1,57

Скв №1, 2, 3 Широтная

-

1,83

Скв №1, 2, 3 Широтная

33

Скв №1, 2, 3 Широтная

Q12ap

455

571

-

1,07

-

1,57

-

1,83

43

P3mk

571

728

-

1,07

-

1,67

-

1,85

49

P2+1

728

815

-

1,04

-

1,8

-

1,86

50

K2m-s

815

1250

-

1,065

-

1,8

-

1,91

65

K1al

1250

1375

-

1,16

-

1,85

-

1,93

70

K1a

1375

1477

-

1,16

-

1.86

-

1,95

74

K1nc

1477

1565

-

1,14

-

1,86

-

1,96

78

(в графах 6, 9, 12, 15, 17) проставляются условные обозначения источника получения градиентов:

ПСР - прогноз по сейсморазведочным данным; ПФГ - прогноз по геофизическим исследованиям;

РФЗ - расчет по фактическим замерам в скважине.

Примечание: 1давление гидроразрыва для глин по результатам LOT

2поровое давление по расчету «ВолгоградНИПИморнефть»

1.5 Возможные осложнения по разрезу скважины

Осложнения в скважине выявлены по ранее пробуренным скважинам и представлены в таблицах 1.8; 1.9; 1.10; 1.11. В таблице 1.12 показаны предположительные геофизические исследования скважины.

Таблица 1.8 - Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Максимальная интенсивность поглощения м3/ч

Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м

Имеется ли потеря циркуляции

(ДА, НЕТ)

Градиент давления поглощения (фильтрация)

Условия возникновения

От (верх)

До (низ)

кгс/см2 на 10м

при вскрытии

после изоляционных работ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Q

65

70

фильтрация

0

нет

1,33

1,41

при забойном давлении выше пластового на 20%

Q

110

115

152

не измерялось

да

1,26

1,41

Таблица 1.9 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения

интервал, м

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ (рекомендуемые)

Время до начала осложнения, сут.

Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.п.)

Тип раствора

Плотность, кг/м3

Дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород

От (верх)

До (низ)

1

2

3

4

5

6

7

8

Q- P3mk

120

718

MEGADRIL OBM

1280- 1350

В 4-6 см3/30мин

10

Промывка, проработка

K2- K1nc

1222

1565

1450- 1500

В ?4 см3/30мин

10

Промывка, проработ-ка

Таблица 1.10 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Вид проявляемого флюида, (вода, нефть, газ)

Длина столба газа при ликвидации газопроявления, м

Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3

Условия возникновения

Характер проявления в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, и т.д

От (верх)

До (низ)

1

2

3

4

5

6

7

8

P2+1

728

733

Газ

728

56

При превышении пластового давления над забойным

Уменьшение плотности бурового раствора

K1al

1293

1308

Газ+ конденсат

1293

93

K1a

1375

1435

Газ+ конденсат

1375

102

K1nc1

1477

1550

Газ+ конденсат

1477

110

K1nc2

1550

1565

Нефть

1550

194

Таблица 1.11 - Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальникообразования и т.д)

БУРОВОЙ РАСТВОР (рекомендуемый)

Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки

Условия возникновения

От (верх)

До (низ)

тип

Плотность, кг/м3

Водоотдача, см3/30мин

Смазывающие добавки

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Q- P3mk

120

718

Заклинка, сальнико-образование

Раствор на углеводородной основе MEGADRIL

1280-1350

4-6

-

да

Превышение фильтрации, плохая очистка скважины

K2-K1nc

1222

1565

Заклинка, сальни-ко-образование

1450-1500

?4

-

да

Таблица 1.12 - Геофизические исследования

Диаметр ствола/ОК

Наименование исследования

1

2

Диаметр ствола Методы ГИС в открытом стволе

660,4мм (26")

PPC-GPIT-GR (ГК, ДС, ИС)

469,9мм (18 Ѕ")

PEX-AIT-HNGS-EMS-DSI-GPIT-GR (ГК, ДС, ИС, ИК,С-ГК, КНК, АКШ, ГГКп). Планируется 1 спуск приборов на кабеле.

Диаметр ОК Методы ГИС в обсаженном стволе

508мм (20")

PBMS(Temperature log)-ОЦК по согласованию с заказчиком

508мм (20")

GBL-VDL-GR (АКЦ, ФДК, ГК). Планируется 1 спуск на кабеле

406,4мм (16")

PBMS(Temperature log)-ОЦК по согласованию с заказчиком

406,4мм (16")

GBL-VDL-USIT-GR (АКЦ, ФДК, УЗК, ГК). Планируется 1 спуск на кабеле

273,05мм (10 3/4")

PBMS(Temperature log)-ОЦК по согласованию с заказчиком

273,05мм (10 3/4")

GBL-VDL-USIT-HGNS-GR (Wareline and TuffTrac) (АКЦ, ФДК, УЗК, ННКт, ГК на кабеле и скважинный трактор- тяговая система).

Диаметр ствола Каротаж в процессе бурения

469,9мм (18 Ѕ")

Telescope

342,9мм(13 Ѕ")

Telescope+ ARC

241,3мм(9 Ѕ")

Telescope+ EcoScope

1.6 Цели ГИС

Открытый ствол:

Определение петрофизических свойств пород. Механические свойства, определение направления напряжений пород и анизотропии для анализа и определения стабильности стенок скважины. Определение кавернозности и формы ствола скважины. Уточнение стратиграфического разреза.

Обсаженный ствол:

Определение высоты подъёма цементного раствора. Анализ качества цементного камня. Определение качества сцепления цемента с колонной и породой, получение данных в высоком разрешении. При цементировании обсадных колонн, в случае недоподъёма цемента до плановой глубины, предусмотреть выполнение ОЦК [1].

2. Конструкция 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 (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала). Так как скважина является долговременным капитальным сооружением, поэтому конструкция ее должна быть прочной, обеспечивать герметичное разобщение всех проницаемых пород, вскрытых при бурении, безусловную возможность достижения проектной глубины и решения геологических и других исследовательских задач в процессе бурения, осуществления запроектированных режимов эксплуатации на всех этапах разработки месторождения, соблюдения требований законов об охране недр и защите окружающей среды от загрязнения. Вместе с тем конструкция скважины должна быть экономичной.

При выборе окончательного варианта конструкции должны быть учтены следующие факторы:

- профиль скважины;

- большие зенитные углы до 90є;

- присутствие по разрезу водоносности;

- присутствие по разрезу нефтеносности;

- нефтегазоводопроявления;

- нозможные осложнения при бурении;

- сейсмической активности региона.

Выбор окончательного варианта конструкции скважины

По совмещенному графику индексов давлений несовместимых зон бурения нет. Проектирование конструкций скважин ведем, с учетом факторов указанных выше. Направление длиной 120 м забивается гидромолотом от стола ротора до проектной глубины, а затем выбуривается. Цель спуска - предотвращение сообщения скважины с морем, перекрытие верхних неустойчивых пород в приустьевой части разреза и перекрытие горизонта питьевой воды до перехода на буровой раствор на углеводородной основе, установка на устье (райзере) диверторторного оборудования.

Кондуктор спускается на глубину до 700 м по вертикали (до 722,4 м по стволу) и цементируется до дна моря. Цель спуска - перекрыть Майкопские глинистые пласты для предотвращения образования размывов при дальнейшем бурении. Набор кривизны со 135 м, для дальнейшей разводки скважин и снижения риска пересечения скважин, оптимального набора угла при вхождении в продуктивную толщу. Глубина установки башмака обсадной колонны должна быть выше эоценового газоносного пласта ориентировочно на 10м по вертикали, установка колонной головки FMC Speedlock 20 X 18 3/4-5K на обсадную колонну, установка на устье противовыбросового оборудования, демонтаж дивертора и райзера.

Первая промежуточная колонна проектируется до глубины 1315 м по вертикали (до 1497,3 м по стволу) и цементируется до дна моря. Цель спуска - для перекрытия палеогеновых отложений склонных к осыпям и обвалам. Создание надежного устья перед вскрытием продуктивных отложений нижнего мела.

Эксплутационная колонна проектируется до глубины 1562 м по вертикали (до 2600 м по стволу). С целью установки башмака на участке вхождения в пласт, перекрытие отложений нижнего мела, а именно газовых пластов альбского, аптского яруса, от газоконденсатонефтяной залежи неокомского надъяруса нижнего мела, которые склонны к интенсивному обвалу и осыпям. Спуск эксплуатационной колонны на предлагаемую глубину повышает гарантии успешного спуска хвостовика эксплуатационной колонны до проектной глубины в горизонтальный ствол. Цементируется до глубины по стволу с 2600 м до 700 м.

Хвостовик (фильтр) состоит из двух частей разного диаметра, спускается с глубины 1562 м по вертикали до проектной глубины (до 6772 м по стволу) перекрытием башмака предыдущий колонны на 100 м по стволу, с 1562 м по вертикали (2500 м по стволу) и герметизируется с помощью пакеров, фильтр закреплен на подвесной мандрели вместе с НКТ. Так как продуктивный пласт сложен средне-мягкими песчаниками и алевролитами, то фильтр не цементируется, а спускается с разбухающими пакерами через определенный интервал. Такая технология не нарушает свойств коллектора и способствует отбору флюида по всей горизонтальной протяженности скважины.

Расчет диаметров обсадных колонн

Диаметр хвостовика эксплуатационной колонны задан заказчиком и состоит из двух разных по диаметру частей (комбинированный) и равен 168,3 мм- наибольший, 139,7мм- наименьший. Также в комплект оснастки фильтра входят составляющие разного диаметра, не превышающий 194,3 мм, кроме разбухающих пакеров. Пакеры при разбухании имеют диаметр 241,3 мм. Соответственно выбор диаметра долота, выбираем по диаметру самого большего элемента оснастки.

Определение диаметра долота для бурения под

хвостовик

=,

где ? - зазор между муфтой трубы и стенкой скважины.

=194,3 мм,

где - диаметр муфты хвостовика.

= 12 мм,

м.

Выбираем долото стандартного диаметра типоразмера в большую сторону по диаметру

=241,3 мм,

так как фильтр-хвостовик не цементируем и стенки скважины

устойчивы, а пакеры диаметром 241,3 мм.

Определение диаметра долота под эксплуатационную колонну

,

где - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

- зазор между долотом и стенкой трубы,

,

.

Согласно табличным значений выбираем

=247,9 мм,

где - диаметр муфты эксплуатационной колонны.

=298,45 м,

= мм.

По справочнику выбираем

=342,9 мм.

3пределение диаметра долота под первую промежуточную колонну

=+

где - внутренний диаметр первой промежуточной колонны.

342,9+2·10=362,9 мм

По справочнику

=373,64 мм.

,

где - диаметр муфты первой промежуточной колонны

=406,4 мм,

=406,4+2·25=456,4мм,

=469,4 мм.

3.4.2.4 Определение диаметра долота под кондуктор

мм,

,

где - диаметр муфты кондуктора.

= 533,4 мм,

=533,4+2·50=456,4 мм,

=660,4 мм.

Конструкция скважины представлена в таблице 3.4. Схема конструкции скважины и график совмещенных давлений представлены в графическом изображении на рисунках 3.1 и 3.2.

Таблица 3.4 - Конструкция скважины

Название колонны

Интервал установки, м

Номинальный диаметр скважины

Характеристика труб

по стволу

по вертикали

Фирма изготовитель

Наружный диаметр мм

Тип соединения

Диаметр муфт, мм

от

до

от

до

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Направ

ление

0

120

0

120

762

API

762

-

-

Кондук

тор

0

722

0

700

660,4

Tenaris-Hydril

508

Tenaris Hydril (ER)

533,4

Проме

жуточная

0

1497

0

1315

469,9

Tenaris-Hydril

406,4

Tenaris Wedge 513

406,4

Эксплуатационная

0

2600

0

1562

342,9

Tenaris-Hydril

273,1

Tenaris Wedge 563

284,2

хвостовик

2109

6772

1562

1565

241,3

Tenaris-Hydril

168/ 139,7

Tenaris Wedge 563

-

Рисунок 3.1 - Схема конструкции скважины

Рисунок 3.2 - График совмещенного давления

3. ВЫБОР РАВНОПРОЧНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Расчёт обсадной колонны производится с целью выбора и обоснования таких её параметров, которые позволят выполнять функции любой из обсадных колонн в конкретных геолого-технических условиях. В результате расчёта должны быть определены, выбраны и обоснованы следующие данные:

· типоразмеры труб по секциям и длины секций;

· типы резьбовых соединений и герметизирующие смазки для них;

· давления для испытания скважины на герметичность;

· запасы прочности по каждой секции.

Таблица 3

Исходные данные к расчету

...

Глубина скважины (глубина спуска экспл.) колонны)

L = 1564,8м

Высота не зацементированной части от устья скважины

h = 868м

Глубина спуска башмака предыдущей колонны

L0 = 1368 м

Глубина залегания проницаемого пласта

1564,8-1579 м

Уровень жидкости в колонне при испытании на герметичность

Нг = 700 м

Страница:


Подобные документы

  • Строительство и заканчивание скважин

    Литолого–стратиграфическая характеристика разреза скважины. Обоснование конструкции скважины на данной площади. Оборудование устья скважины и технологическая оснастка обсадной колонны. Подготовка ствола к спуску, спуск и расчет обсадных колонн.

    курсовая работа [2,6 M], добавлен 13.07.2010

  • Морская добыча нефти

    Причины и тяжесть последствий аварий при добыче газа и нефти на морском шельфе. Конструкции полупогружных платформ. Схема подводного закачивания скважин. Особенности морской добычи нефти. Характеристика полупогружной буровой установки Glomar Arctic IV.

    реферат [1,5 M], добавлен 11.10.2015

  • Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной скважины № 240 месторождения "Одопту-Море"

    Водонефтегазоносность пластового давления. Проектирование конструкции скважины. Выбор компоновок бурильного инструмента. Режим спуска эксплуатационной колонны. Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта.

    дипломная работа [1,6 M], добавлен 25.09.2014

  • Выбор конструкции скважины и расчет равнопрочной эксплуатационной колонны

    Принципы проектирования конструкции скважины, обоснование ее конструкции и плотности бурового раствора по интервалам бурения. Расчет диаметров долот и обсадных колонн. Требования безопасности и защита окружающей среды при применении промывочной жидкости.

    курсовая работа [196,8 K], добавлен 12.03.2013

  • Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6

    Анализ результатов испытания скважин Кравцовского месторождения. Обоснование способов воздействия на пласт и призабойную зону. Технология и техника добычи нефти и газа. Исследование влияния различных факторов на производительность горизонтальных скважин.

    дипломная работа [4,8 M], добавлен 25.09.2012

  • География размещения нефтяных ресурсов в России. Проблемы и перспективы добычи и переработки нефти

    Общие сведения о нефтяной промышленности, как в мире, так и в России. Мировые запасы нефти, ее добыча и потребление. Рассмотрение территориальной организации добычи и переработки нефти в Российской Федерации. Основные проблемы развития отрасли в стране.

    курсовая работа [715,1 K], добавлен 21.08.2015

  • Проектирование эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении

    Геологическая характеристика месторождения. Выбор конструкции, технологии бурения эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении. Расчет цементирования эксплуатационной колонны, расхода промывочной жидкости и программы промывки, потери давления.

    курсовая работа [2,4 M], добавлен 14.09.2012

  • Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

    Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Тектоническое строение. Нефтеносность продуктивных пластов. Запасы нефти и растворённого газа. Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

    дипломная работа [3,4 M], добавлен 06.09.2014

  • Эксплуатация скважин в осложненных условиях

    Выбор способов добычи нефти. Схема оборудования фонтанной скважины. Газлифтный и насосные способы добычи нефти. Устройство скважинной струйной насосной установки. Критерии оценки технологической и экономической эффективности способов эксплуатации.

    презентация [1,9 M], добавлен 03.09.2015

  • Осложнения при эксплуатации нагнетательных скважин

    Характеристика литолого-стратиграфического разреза месторождения. Водоносность и нефтегазоносность пластов. Возможные осложнения при бурении скважин. Расчет глубины забоя, обсадных, эксплуатационной и бурильной колонны. Выбор способа и режимов бурения.

    курсовая работа [172,9 K], добавлен 20.11.2015

  • Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

    Виды скважин, способы добычи нефти и газа. Вскрытие пласта в процессе бурения. Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны. Общие работы по ремонту скважин. Обследование и подготовка ствола скважины. Смена электрического центробежного насоса.

    учебное пособие [1,1 M], добавлен 24.03.2011

  • Изучение интерференции совершенной скважины при фильтрации нефти и газа

    Потенциал точечного стока на плоскости и в пространстве. Исследование задач интерференции скважин. Приток жидкости к группе скважин в пласте с удаленным контуром питания; к бесконечным цепочкам и кольцевым батареям скважин при фильтрации нефти и газа.

    курсовая работа [1,3 M], добавлен 21.10.2012

  • Анализ наработки на отказ скважин УЭЦН

    Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.

    курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015

  • Ключевые гипотезы происхождения нефти и газа

    Анализ неорганической и органической теорий происхождения нефти и газа. Залегание нефти и газа в месторождении, состав коллекторов, их формирование и свойства. Проблемы коммерческой нефте- и газодобычи на шельфе Арктики, устройство ледостойких платформ.

    презентация [3,5 M], добавлен 30.05.2017

  • Технический проект сооружений разведочно-эксплуатационной скважины для водоснабжения

    Характеристика буровой установки. Расчет конструкции скважины и цементирования эксплуатационной колонны. Выбор и обоснование способа и режимов бурения. Технология вскрытия и освоения водоносного пласта. Разработка мероприятий по увеличению его водоотдачи.

    курсовая работа [527,7 K], добавлен 30.05.2015

  • Технология сбора, подготовки и хранении нефти на ЦПНГ №5 "Гремиха" ОАО "Удмуртнефть"

    Геолого-технический наряд на бурение скважины. Схема промывки скважины при бурении. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды). Технологический режим работы фонтанных и газлифтных скважин. Системы и методы автоматизации нефтяных скважин.

    отчет по практике [3,1 M], добавлен 05.10.2015

  • Поиск и разведка месторождений нефти и газа

    Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений. Этапы поисково-разведочных работ. Классификация залежей нефти и газа. Проблемы при поисках и разведке нефти и газа, бурение скважин. Обоснование заложения оконтуривающих разведочных скважин.

    курсовая работа [53,5 K], добавлен 19.06.2011

  • Добыча нефти и газа на Ярино-Каменноложском, Кокуйском и Уньвинском месторождениях

    Основные сведения о месторождениях нефти и газа, способы их формирования и особенности разведки полезных ископаемых. Сферы применения и режимы эксплуатации различных видов скважин, используемых для добычи. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды.

    отчет по практике [3,2 M], добавлен 21.07.2012

  • Сланцевый газ

    Способы добычи нефти и газа. Страны-лидеры по добыче газа. Состав сланцев. Полимерные органические материалы, которые расположены в породах. Газ из сланцев. Схема добычи газа. Примерные запасы сланцевого газа в мире. Проблемы добычи сланцевого газа.

    презентация [2,4 M], добавлен 19.01.2015

  • Геолого-технологические исследования Булатовского месторождения Самарской области

    Геолого-геофизическая характеристика Булатовского месторождения. Литолого-стратиграфическое расчленение разреза скважины. Методы исследования шлама и газа, описание используемого оборудования. Анализ фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов.

    курсовая работа [3,4 M], добавлен 07.03.2013

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