Осложнения при эксплуатации нагнетательных скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Осложнения при эксплуатации нагнетательных скважин

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Тектоническая характеристика площади

1.2 Характеристика литолого-стратиграфического разреза

1.3 Водоносность

1.4 Нефтегазоносность

1.5 Возможные осложнения при бурении скважин

1.6 Отбор керна и шлама

1.7 Геофизические работы в скважине

1.8 Интервалы испытания продуктивных пластов

2. Технологическая часть

2.1 Проектирование конструкции скважины

2.1.1 Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины

2.1.2 Выбор числа обсадных колонн

2.1.3 Расчет профиля ствола скважины

2.1.4 Расчет диаметров долот и обсадных колонн

2.1.5 Расчет эксплуатационной колонны на начало эксплуатации (на наружное избыточное давление)

2.1.6 Расчет эксплуатационной колонны на конец эксплуатации

2.1.7 Расчет эксплуатационной колонны на внутреннее избыточное давление

2.1.8 Расчет эксплуатационной колонны на страгивание

2.1.9 Расчет цементажа эксплуатационной колонны

2.1.10 Гидравлический расчет цементирования

2.1.11 Расчет бурильной колонны

2.1.12 Обоснование интервалов цементирования

2.2 Крепление скважины

2.3 Выбор способа бурения

2.4 Буровые растворы

2.5 Выбор типов долот, режимов бурения

2.6 Охрана недр и защита окружающей среды

3. Техническая часть

Заключение

Список литературы

Приложения

Введение

Цель проекта: составить геолого-технический наряд на строительство эксплуатационной наклонно-направленной скважины (скв.182) с обоснованием метода и технологии вторичного вскрытия продуктивного горизонта. Бурение скважины проектируется в кусте 14 Мало-Усинской площади.

Мало-Усинское месторождение расположено на юге Еловского района Пермского края. Месторождение открыто в 1971 г. в результате поисково-разведочных работ на Андреевской разведочной площади. Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях девонского (пл. Д_2-а, Д₁, Д₀,) и нижне-средневизейского (пл. Мл₂, Мл₁) возрастов.

Ближайшими населенными пунктами являются дд. Шумово и Малая Уса, расположенные непосредственно на территории Мало-Усинского месторождения.

Связь с областным центром осуществляется по Горьковской железной дороге от ст. Куеда, по асфальтированному шоссе (через пункты Уса - Елово - Кукуштан). В летнее время действует водный вид связи - через Воткинское водохранилище и далее по р. Каме. Ближайший грузовой порт - г. Чайковский расположен в 40 км ниже по течению от месторождения, выше по течению расположены пристани Елово и Оса.

В орографическом отношении описываемый район представляет собой всхолмленную равнину, пересеченную логами, долинами рек и ручьев.

Абсолютные отметки местности колеблются в пределах от 147 м до 303 м над уровнем моря. Водоразделы плоские с пологими склонами. Реки принадлежат бассейну р. Камы. Наиболее крупные из них - рр. Пизь и Бол. Уса - несудоходны.

Климат района континентальный, среднегодовая температура составляет +1,5 ^оС, максимальная температура летом +35 ^оС, минимальная -45 ^оС зимой.

Среднее количество осадков за год 500-600 мм. Снежный покров устанавливается с декабря, таяние снега начинается в конце марта. Реки замерзают в конце октября - начале ноября и вскрываются во второй половине апреля.

Из полезных ископаемых, кроме нефти, отмечены песчаники, глины, гравий, известняки. Все эти полезные ископаемые имеют местное значение.

Цель бурения: разработка кыновской залежи Мало-Усинского нефтяного месторождения. Проектное назначение скважины: эксплуатационная наклонно-направленная. Проектная глубина 2238,0 м. Способ бурения - турбинный. Проектный горизонт - кыновский.

1. Геологическая часть

1.1 Тектоническая характеристика площади

Исследуемый район в тектоническом отношении приурочен к крупному структурному элементу южной части Пермского Прикамья - Верхнекамской впадине.

Мало-Усинское месторождение приурочено к одноименному поднятию, осложняющему северо-западный борт Куединского вала, и относится к структурам тектонического типа среднедевонского заложения.

Тектоническое строение месторождения изучено по результатам интерпретации сейсморазведочных работ (СП 3/55, СП 5/69, СП 5/70-71, СП 29/79, СП 25/80, СП 25/82, СП 25/85, СП 5/90) и по материалам глубокого разведочного и эксплуатационного бурения.

По ОГ III (кровля терригенных отложений тиманского горизонта) Мало-Усинское поднятие имеет субмеридиональное простирание. Размеры структуры в пределах замкнутой изогипсы минус 1900 м составляют 10,5х1-2,5 км, амплитуда - 31,9 м. Угол падения восточного крыла, более крутого, достигает 1^_36^', западное крыло имеет наклон 1є-1^_15^'. Поднятие осложнено двумя куполами: на севере - в районе скв. 9032 (32-бис) и на юге - в районе скв. 61. Размеры северного купола в пределах замкнутой изогипсы минус 1890 м составляют 1х0,4 км, амплитуда - 1,8 м. Размеры южного купола по замкнутой изогипсе минус 1890 м - 5,7х2,2 км, амплитуда - 21,9 м.

По кровле терригенной пачки тульского горизонта (ОГ II^К) размеры северного купола (район скв. 9032) в пределах замкнутой изогипсы минус 1360 м составляют 3,8х1,2-0,5 км, амплитуда - 4,5 м. Размеры южного купола в пределах замкнутой изогипсы минус 1360 м равны 5,5х1,7 км, амплитуда - 23,7.

Структура прослеживается по всем отражающим горизонтам, имеет унаследованный характер развития, вверх по разрезу характеризуется соответствием структурных планов.

1.2 Характеристика литолого-стратиграфического разреза

Описание и стратиграфическое расчленение разреза Мало-Усинского месторождения проводится снизу вверх согласно «Унифицированной стра-тиграфической схеме Русской платформы», 1988 г.

Геологический разрез месторождения изучен от отложений четвертичной системы до вендского комплекса на максимальную глубину 2336 м (скв. 44) по материалам бурения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.

Протерозойская группа

Верхний отдел

Вендский комплекс

Отложения вендского комплекса по данным кернового материала представлены аргиллитами зеленовато-серыми и коричневыми, слюдис-тыми, плотными, с прослоями алевролитов серых и зеленоватых, плотных, слабо песчаных. Максимальная вскрытая толщина отложений составляет 136 м (скв. 44).

Палеозойская группа

Девонская система

Представлена отложениями среднего и верхнего отделов, которые залегают со стратиграфическим несогласием на отложениях вендского комплекса верхнего протерозоя.

Средний отдел

Живетский ярус

Старооскольский надгоризонт

Ардатовский горизонт в нижней и верхней частях сложен преимущественно алевролитами, в разрезе многих скважин по ГИС выделяется проницаемый песчаный пласт, водонасыщенный на всей площади. Толщина отложений 6-23 м.

Муллинский горизонт представлен алевролитами с прослоями песчаников и аргиллитов. По данным керна и ГИС в разрезе муллинских отложений выделяются две песчано-алевролитовые проницаемые пачки, раз-деленные аргиллитами. Толщина проницаемых пачек изменяется от 3 м до 15 м. К верхней пачке приурочена промышленная залежь нефти (пласт Д_2-а).

По разрезам скв. 9032 (32-бис) и скв. 48 на Мало-Усинском месторождении в верхней части горизонта выделяются известковистые и доломитизированные песчаники, которые содержат прослои доломитов, известняков, известковистых аргиллитов.

Верхний отдел

Франский ярус

Нижнефранский подъярус

Нижнефранский подъярус выделяется в объеме пашийского и тиманского горизонтов.

Пашийские терригенные отложения представлены породами аргиллито-песчано-алевролитового подтипа.

Песчаники мелкозернистые, отсортированные, с нечеткой тонкой, мелкой полого-косой слоистостью. Алевролиты мелко- и крупнозернис-тые, песчаные. Аргиллиты серые и темно-серые, тонкоотмученные, с коричневым и зеленоватым оттенком.

Толщина пашийского горизонта 7-13 м. К проницаемым разностям песчаников и алевролитов приурочены промышленные скопления нефти (пласт Д₁).

Тиманский горизонт представлен двумя пачками: нижней - терригенной и верхней - карбонатной.

Терригенная пачка толщиной 25-33 м сложена алевролитами, песчаниками, аргиллитами.

Алевролиты и песчаники темно-серые, серые, с зеленоватым и коричневым оттенками, прослоями почти белые, местами ожелезненные, пестроокрашенные, кварцевые, неравномерно глинистые.

Песчаники мелкозернистые, отсортированные, неяснослоистые и с полого-косой слоистостью.

Аргиллиты серые, темно-серые, с зеленым и коричневым оттенками, с очень тонкой и тончайшей горизонтальной слоистостью. Пачками наблюдается очень тонкое переслаивание темно-, светлоокрашенных алевролитов и аргиллитов. В подошве тиманского горизонта залегает песчаный пласт, который хорошо выделяется по комплексу ГИС. К этому пласту приурочена промышленная залежь нефти (пласт Д₀).

Вышележащая карбонатная пачка сложена известняками от светло-серых до темно-серых. Толщина пачки 6-38 м.

Среднефранский подъярус

Подъярус представлен двумя горизонтами - саргаевским и доманиковым.

Саргаевский горизонт

Сложен известняками серыми, темно-серыми, плотными, с подчиненными прослоями доломитов. Толщина отложений 2-17 м.

Доманиковый горизонт представлен известняками серыми и темно-серыми с коричневым оттенком, плотными, с подчиненными прослоями доломитов. Толщина горизонта 15-33 м.

Верхнефранский подъярус

Представлен известняками светло-серыми и серыми, реже темно-серыми с коричневым оттенком, плотными, с подчиненными прослоями доломитов. Толщина верхнефранских отложений 17-43 м.

Фаменский ярус

Разрез фаменских отложений представлен серыми и светло-серыми известняками, неравномерно глинистыми, зернистыми, детритовыми тол-щиной 60-73 м.

Каменноугольная система

Нижний отдел

Разрез турнейского яруса характеризуется стратиграфической полнотой и отнесен к группе глубоководного шельфа, межрифовому типу.

Представлен карбонатными и терригенными породами, что характерно для относительно глубоководных древних морских впадин. Известняки серые и темно-серые, в различной степени битуминозные и окремнелые, неравномерно глинистые, прослоями переходящие в известковистые аргиллиты. Толщина отложений 209-292 м.

Визейский ярус

Нижневизейский подъярус

Кожимский надгоризонт

Представлен радаевским и бобриковским горизонтами, которые несогласно залегают на отложениях турнейского яруса.

Радаевский горизонт

Характерной особенностью разреза является изменение толщины отложений радаевского горизонта по площади от 48 м до 110 м на отдельных участках. Неравномерная толщина осадков связана с заполнением неровностей расчлененной поверхности турнейских отложений. Отложения представлены плитчатыми аргиллитами, прослоями алевритистыми, слюдистыми и песчаниками светло-серыми, почти белыми, мелкозернистыми, хорошо отсортированными, проницаемыми. На месторождении к радаевским проницаемым пластам Мл₁ и Мл₂ приурочены промышленные залежи нефти.

Бобриковские отложения представлены алевролитами и песчаниками преимущественно глинистыми, слюдистыми, низкопроницаемыми, толщиной 38-53 м.

Верхневизейский подъярус

Окский надгоризонт

Тульский горизонт делится на две пачки: нижнюю - терригенную и верхнюю - карбонатную.

Терригенная пачка представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты темно-серые, неравномерно алевритис-тые, плитчатые. Алевролиты светло-серые с прослоями песчаника. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, кварцевые. Толщина терригенной пачки 33-41 м.

Карбонатная пачка представлена известняками светло-серыми, зернистыми, крепкими, плотными, переслаивающимися с доломитами. Толщина отложений 11-24 м.

Серпуховский ярус

Отложения серпуховского яруса представлены известняками светло-серыми, зернистыми, сахаровидными, крепкими, плотными, переслаивающимися с доломитами. Толщина отложений 282-308 м.

Средний отдел

Башкирские отложения со стратиграфическим несогласием залегают на толще серпуховских отложений. Разрез представлен известняками и доломитами серыми и светло-серыми, плотными с растительными остатками, со стилолитовыми швами, заполненными глинистым веществом, аргиллитами сланцеватыми и известковистыми. Толщина 41-60 м.

Московский ярус

Сложен известняками и доломитами серыми и светло-серыми, плотными, со стилолитовыми швами, заполненными глинистым веществом, аргиллитами сланцеватыми и известковистыми. Толщина 234-342 м.

Верхний отдел

Толща нерасчлененного верхнего карбона представлена переслаиванием плотных, крепких алевролитов и доломитов толщиной 103-176 м.

Пермская система

Нижний отдел

Сакмарский+ассельский ярусы

Представлен известняками и доломитами с включениям гипса и ангидрита. Толщина отложений 103-184 м.

Артинский ярус

Разрез представлен известняками и доломитами. Известняки серые, светло-серые, в различной степени доломитизированные, с включениями гипса и ангидрита. Доломиты серые и темно-серые, известковистые, плотные, слоистые, с включениями и примазками гипса и глины. Толщина отложений 39-49 м.

Кунгурский ярус

Филипповский горизонт

Горизонт сложен карбонатными породами, преимущественно доломитами, реже известняками, в нижней части разреза отмечаются прослои ангидритов. Толщина 12-16 м.

Иренский горизонт

В разрезе преобладают доломиты серые, с включениями прослоек ангидрита, гипса. Толщина отложений 45-75 м.

Верхний отдел

Верхнепермские отложения сложены красноцветными породами - глинами, алевролитами, песчаниками с прослоями известняков и конгломератов, местами загипсованных. Толщина верхнепермской красноцветной толщи достигает 441 м.

Четвертичная система

Четвертичные отложения залегают повсеместно на размытой поверхности верхнепермских пород и представлены глинами, суглинками, песками и галечниками. Толщина их изменяется от 5 м до 25 м.

Таблица 1. Характеристика литолого-стратиграфического разреза.

Стратиграфия подразделения	Интервал залегания, м	Толщина, м	Цитологическая характеристика (вещественный состав горных пород)	Категория буримости	Рпл , МПа	Температура, °С
Q	0-69	69	Глина,галечни, суглинки супеси
Р2	69-522	453	Глины, алевролит, песчаники, мергели
P1ln	522-557	35	Ангидриты, доломит
P1fl	557-566	9	Переслаивание глин, мергелей. В подошве пачка ангидритов.
P1a	566-581	15	Ангидриты с пробел, доломита
P1s	581-653	72	Известняки
С3	653-822	169	Доломит		10,1
С2 тс	822-1001	179	Известняк, доломит
C2 pd	1001-1080	79	Известняк, доломит
C2 ks	1080-1196	116	Доломиты, известняки с проел, аргиллита			28
C2 vr	1196-1242	46	Известняки			28
С2 в	1242-1296	54	Доломиты, известняки		16,0	28
C1sp	1296-1367	71	Доломиты, известняки		16,9	29
C1 tl(k)	1367-1638	271	Доломиты, известняки			29
C1вв	1638-1655	17	Песчаники, алевролиты, аргиллиты		17,3	30
C1mn	1655-1683	28	Песчаники, алевролиты, аргиллиты			30
С1tl	1683-1710	27	Известняки, доломиты			30
D3fm	1710-1784	74	Известняки органогенно-детритовые, доломитизированные		18,1	32
D3fr	1784-2046	262	Известняки органогенно-детритовые, доломитизированные		18,1	32
D3sm	2046-2092	46	Известняки, доломиты			32
D3sr	2092-2155	63	Известняки, доломиты		18,8	32
D3kn	2155-2172	17	Известняки, доломиты			34
D3p	2172-2177	5	Известняки цементированные кальцитом, доломиты		19,2	34
D2g	2218-2226	41	Известняки цементированные кальцитом, доломиты			34

1.3 Водоносность

По региональным схемам гидрогеологического районирования Мало-Усинское нефтяное месторождение расположено в восточной части Восточно-Русского артезианского бассейна, в Камско-Вятском бассейне пластовых (блоково-пластовых) напорных вод.

Верхний гидродинамический этаж, включающий в себя зону активного и замедленного водообмена с земной поверхностью, представлен четвертичными, спорадически обводненными белебеевскими и шешминскими отложениями.

Соликамские отложения в районе месторождения практически безводны. Они совместно с сульфатно-карбонатными отложениями иренского горизонта толщиною 50-75 м. слагают водоупорную толщу, которая надежно изолирует нижезалегающие водоносные комплексы.

Нижний гидрогеологический этаж, охватывающий газонефтеводоносные (ГНВК) комплексы палеозоя соответствует зоне весьма затрудненного водообмена с земной поверхностью.

Согласно РД 153-39-007-96 физико-химическая характеристика подземных вод продуктивных радаевских и девонских терригенных отложений Мало-Усинского месторождения приводится по результатам химического анализа представительных проб, отобранных в начальных пластовых условиях.

Нижне-средневизейский ГНВК, включающий в себя радаевские продуктивные отложения и породы тульско-бобриковского возраста, на Мало-Усинском месторождении в гидрогеологическом отношении совсем не исследован. Поэтому его характеристика приведена по данным единственного опробования тульско-бобриковских отложений ближайшего Андреевского месторождения. Пластовые воды комплекса в этом районе - типичные рассолы хлоркальциевого типа с коэффициентом метаморфизации (отношение rNa/rCl = 0,74). Для них характерно сравнительно небольшое содержание сульфатов. Насыщение сульфатами по А.И. Чистовскому составляло 40 %. Содержание иода и брома в пластовых водах превышало промышленные кондиции.

Пластовые воды средне-верхнедевонского ГНВК, преимущественно терригенных пород, содержащего здесь тиманский, пашийский и живетский продуктивные пласты, на Мало-Усинском месторождении охарактеризованы только одной пробой. Ее химические характеристики типичны для вод этого района. В начальных условиях это наиболее минерализованные и высокометаморфизованные рассолы хлоркальциевого типа (отношение rNa/rCl = 0,56). Насыщение вод сульфатом кальция по А.И. Чистовскому - 86 %. Подземные воды комплекса отличаются очень высокой концентрацией брома - 1536 мг/л и являются потенциальным промышленным сырьем. Содержание йода не соответствует промышленному - меньше 10 мг/л.

В целом с увеличением глубины возрастает минерализация, плотность, содержание ионов хлора и объемный коэффициент, а коэффициент сжимаемости уменьшается, то есть на месторождении развит нормальный тип гидрохимического разреза.

Содержание брома и магния в пластовых водах продуктивных горизонтов на начало разработки превышало промышленные кондиции. Пластовые воды продуктивных отложений в данном районе являются потенциальным промышленным сырьем.

Химический состав попутно-добываемых вод из тиманских отложений, опробованный в единственной наблюдательной скв. 119, в 2001-2002 гг. показал в районе влияния нагнетательных скважин сильное опреснение вод. Судя по минерализации, опреснение пластовых вод произошло в 6-40 раз, по содержанию брома в 3-10 раз. Содержание брома в попутной воде девонских терригенных отложениий не достигает промышленной кондиции.

Исследования водообильности пород на Мало-Усинском место-рождении немногочисленны. Большие притоки пластовых вод были отмечены при работе пластоиспытателем из серпуховских отложений - 324-398 м³/сут (скв. 61) и из саргаевско-кыновских отложений - 595 м³/сут (скв. 54).

На соседних Андреевском, Кирилловском и Кустовском месторождениях притоки пластовых вод с большими дебитами были зафиксированы в основном из девонских терригенных отложений.

Совместимость пластовых вод девонских терригенных отложений месторождения с попутными водами из тиманского пласта и смесью попутных вод с ЦПС Малая-Уса - хорошая.

Использование для системы ППД попутных и пластовых вод следует после соответствующей подготовки по удалению сероводорода, нефтепродуктов и механических примесей.

1.4 Нефтегазоносность

Из семи нефтегазоносных комплексов, выделенных в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, на Мало-Усинском месторождении промышленно нефтеносны: девонский терригенный (пл. Д_0, Д_1, Д_2-а) и нижне-средневизейский (пл. Мл₁ и Мл₂).

Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс

Пласт Д_2-а отделен от вышележащего пласта аргиллитовым разделом толщиной 1-2 м. Общая толщина пласта изменяется от 5,0 м до 15,0 м, эффективная нефтенасыщенная - от 0,8 м до 4,8 м. Коэффициент песчанис-тости изменяется в пределах 0,21-0,35, расчлененности - 1,5-2,0.

К пласту приурочены две промышленные залежи нефти. Одна залежь нефти выделена на северном куполе в районе скв. 9032 - 56 по данным ГИС и результатам испытания пластоиспытателем скв. 56 в пределах ВНК минус 1931,6 м. Размеры залежи 1,5х4,2 км, высота - 5,3 м. Тип залежи - пластовая сводовая.

Вторая нефтяная залежь выделена на южном куполе в районе скв. 124. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1926,2 м по данным ГИС и опробованию скважин. Размеры залежи 1,4х0,5 км, высота - 15,1 м. Тип залежи - пластовая сводовая, литологически экранированная.

Небольшая залежь нефти в районе скв. 43 промышленного значения не имеет.

Пласт Д₁

Залегает непосредственно под пластом Д₀ и отделен от него пачкой аргиллитов толщиной 1-2 м.

Коллекторами являются песчаники мелкозернистые алевритистые и алевритовые, алевролиты.

Общая толщина пласта изменяется от 4,4 м до 9,2 м, эффективная нефтенасыщенная от 0,6 до 4,4 м. Коэффициент песчанистости равен 0,24, расчлененности - 1,4.

К пласту приурочена залежь нефти с ВНК, установленным на абсолютной отметке минус 1942,8 м по данным ГИС и опробованию скв. 48. Размеры залежи составляют 7,5х2,5 км, высота - 36,6 м. Тип залежи - пластовая сводовая, литологически экранированная.

Пласт Д₀

Выделяется в подошве терригенной пачки тиманского горизонта по данным ГИС и керна. Пласт Д₀ на значительной части площади замещен плотными породами. Общая толщина пласта изменяется от 7,6 до 13,4 м, эффективная нефтенасыщенная - от 0,4 м до 9,4 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,4, коэффициент расчлененности - 2,1.

К пласту приурочена залежь нефти с ВНК, принятым на абсолютной отметке минус 1929 м по данным ГИС и опробованию скважин. Размеры залежи составляют 7,0х2,5 км, высота - 40,5 м. Тип залежи - пластовая сводовая, литологически экранированная.

Нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс

Отложения комплекса представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Установлено сложное литологическое строение радаевских отложений, частое замещение коллекторов плотными породами. По промыслово-геофизическому материалу в радаевских отложениях выделяется два пласта - Мл₂ и Мл₁, разделенные между собой аргиллитовым прослоем толщиной 1-4м.

Пласт Мл₂ на довольно значительной части площади месторождения замещен плотными породами. Общая толщина пласта составляет 10,4-35,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,2 м до 9,4 м. Коэффициент песчанистости - от 0,36 до 0,47, расчлененности - от 3,3 до 6,3.

К пласту приурочены три залежи нефти. На северном куполе выделена одна нефтяная залежь в районе скв. 9032. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1451,2 м по данным ГИС и опробованию скв.32. Размеры залежи 1,8х1,1 км, высота - 10,6 м. Тип залежи - пластовая сводовая водоплавающая.

На южном куполе выделены две нефтяные залежи в районе скв. 143 и скв. 119. ВНК по залежи нефти в районе скв. 143 принят на абсолютной отметке минус 1451,6 м по данным ГИС и опробованию. По типу залежь пластовая сводовая водоплавающая. Размеры залежи составляют 1,1х0,7 км, высота - 5,8 м.

ВНК в районе скв. 119 принят на абсолютной отметке минус 1459 м по данным ГИС. По типу залежь пластовая сводовая водоплавающая. Размеры залежи 0,5х0,3 км, высота - 12,3 м.

Пласт Мл₁ литологически не выдержан по площади. Общая толщина пласта составляет 9,9-19,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,5 м до 7,5 м. Коэффициент песчанистости - 0,26, расчлененности - 2,2.

Залежь нефти приурочена к северному куполу. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1437,8 м по данным ГИС и опробованию скв. 32.

При опробовании пласта в скв. 32 получили фонтанный приток нефти дебитом 37,02 т/сут, на штуцере 9 мм, при абсолютной отметке нижнего отверстия перфорации минус 1437,8 м (с учетом проницаемого прослоя?.

Размеры выделенной залежи составляют 1,4х1,0 км, высота - 6,1 м. Тип залежи - пластовая сводовая.

В южной части месторождения по данным ГИС пласт водонасыщен.

1.5 Возможные осложнения при бурении скважин

Таблица 2. Осложнения при бурении скважины № 182.

Интервалы глубин, м	Вид осложнений	Причины, вызывающие осложнения	Способы ликвидации
20-28 140 - 154	Поглощение промывочной жидкости	Наличие высокопроницаемых пород. Отклонение параметров бурового раствора от проектных и резкое повышение гидродинамического давления.	Установка цементных мостов.

Ожидаемые в процессе бурения осложнения, такие как осыпи и обвалы стенок скважины, нефтегазоводопроявления не наблюдаются.

1.6 Отбор керна и шлама

Исследование керна сводится к следующему:

1. Литологическая характеристика породы;

2. Стратиграфическая привязка;

3. Определение текстуры, структуры, условий залегания;

4. Установление наличия признаков углеводородов;

5. Лабораторные изучения керна (определение пористости, проницаемости, нефтенасыщенности породы).

В процессе бурения скважины № 182 отбор керна не предусматривается.

1.7 Геофизические работы в скважине

При проектировании глубоких скважин предусматривается комплекс промыслово-геофизических исследований, обеспечивающих расчленение пройденного разреза, выявление продуктивных пластов, определение глубины их залегания, коллекторских свойств, характера насыщения, выбор интервалов перфорации, определение положения ВНК. Для изучения всего разреза ГИС проводят в масштабе 1:500, в продуктивных интервалах в масштабе 1:200.

Объем промыслово-геофизических исследований по проектируемой скважине приводится в таблице.

Таблица 3. Промыслово-геофизические исследования (скв. №182).

№, п/п	Наименование геофизических исследований	Масштаб	Интервал, м
	КВ	1:500	455-2245
	РК		0-2245
	стандартный каротаж		500-2245
	БКЗ - 5уст., МЗ, БК, МБК, ИК, РК, КВ, АК	1:200	2100-2245

КВ - кавернограмма;

РК - радиоактивный каротаж;

БКЗ - боковое каротажное зондирование;

БК - боковой каротаж;

МБК - микробоковой каротаж;

ИК - индукционный каротаж;

АК - акустический каротаж.

МЗ - микрозондирование.

1.8 Интервалы испытания продуктивных пластов

Для предварительной оценки нефтеносности перспективных объектов, а также выявления пластов-коллекторов и их параметров проектируется опробование предполагаемых продуктивных горизонтов сверху вниз в открытом стволе в процессе бурения скважины испытателями пластов на бурильных трубах или опробователями на каротажном кабеле.

Испытания в эксплуатационной колонне - комплекс работ в скважине с целью получения количественных характеристик притока пластовых флюидов.

Испытания продуктивных горизонтов следует проводить снизу вверх. Количество объектов испытания в эксплуатационной колонне зависит от фактической нефтеносности разреза, степени изученности залежей на данном этапе работ. В связи с этим объекты испытания назначены предварительно, а окончательный выбор интервалов испытания будет сделан на основании всего комплекса исследований скважины.

В скважине № 182 испытания не проводятся.

месторождение нефтегазоносность скважина бурение

2. Технологическая часть

2.1 Проектирование конструкции скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве, длинах и диаметрах обсадных колонн, диаметров долот при бурении под каждую колонну, интервалах цементирования колонн, интервалов перфорации эксплуатационной колонны.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

1. прочность и долговечность скважины как технического сооружения;

2. проходку скважины до заданной глубины;

3. возможность проведения геофизических исследований;

4. достижение проектных режимов эксплуатации;

5. максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа на поверхность.

6. надежную изоляцию газо-нефте-водоносных горизонтов;

7. минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;

8. возможность проведения ремонтных работ в скважине.

Выбор конструкции скважины определяется:

ь геологическим разрезом (наличием и глубиной зон обвалов, пресных водоносных горизонтов, используемых для водоснабжения, зон поглощения промываемой жидкости, водопроявлений, числом и расположением продуктивных пластов);

ь видом проектируемого к добыче продукта (нефть или газ);

ь способом эксплуатации (фонтанный, насосный, компрессорный);

ь способом бурения (роторный, турбинный);

ь техникой и технологией бурения.

Для укрепления верхней части разреза, представленного алевролитами, песчаниками, кавернозными и трещиноватыми известняками, а также для перекрытия раздела пресных и минерализованных вод спускают кондуктор с цементированием заколонного пространства до устья.

Для перекрытия зон обвалов неустойчивых пород спускают техническую колонну. Цементный раствор закачивают в неё и продавливают водой до проявления его на поверхности.

2.1.1 Выбор конструкции забоя и расчет глубины забоя

Выбор конструкции забоя скважины зависит от назначения, способа эксплуатации скважины, типа коллектора, механических свойств пород продуктивного пласта и других факторов.

Призабойным называют участок от кровли продуктивного пласта до конечной глубины скважины.

Под конструкцией забоя понимают сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, надежное разобщение флюидосодержащих горизонтов, возможность проведения технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционных работ, а также длительную эксплуатацию скважины с рациональным дебитом.

Забой скважины №182 закрытый и уходит в девонский терригенный нефтегазоносный комплекс.

Глубина скважин по вертикали, продуктивные пласты которых предусматривается полностью перекрыть эксплуатационной колонной

А_у - альтитуда устья скважины (231,85 м.);

Н_к - гипсометрическая отметка подошвы нижнего продуктивного пласта;

h_з - глубина зумпфа, оставляемого для обеспечения прохождения геофизического, испытательного и промыслового оборудования до подошвы пласта и сбора выносимой твердой фазы (до 30 м.);

h_ст - высота цементного стакана в обсадной колонне (с применением обратного клапана и упорного кольца «стоп» 10-20 м.).

2.1.2 Выбор числа обсадных колонн

Количество обсадных колонн и глубина их спуска определяется из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважины. Для этого строят совмещенный график давлений (изменение пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического столба бурового раствора).

Под эквивалентом градиента давления понимают относительную плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению ГРП.

Эквиваленты градиента пластовых давлений и давление гидроразрыва пласта.

Р_пл и Р_грп - давление пластовое и давление гидроразрыва пласта;

Н_{пл, грп} - глубина залегания пласта.

Для потенциально поглощающих пластов А_грп =0,012 МПа/м.

Для не поглощающих пластов до глубины 1000 м. А_грп = 0,026 МПа/м.

Для не поглощающих при глубине более 1000 м. А_грп =0,0234 МПа/м.

Расчет значений эквивалентов градиента давлений для пластов, насыщенных жидкостью и имеющих толщину до 200 м, проводится для середины пласта и принимается одинаковыми для всего пласта. Для газовых пластов и для пластов, насыщенных жидкостью и имеющих толщину более 200 м, расчет производится как для кровли, так и для подошвы пласта и полученные точки на графике соединятся прямой линией.

Величины пластовых давлений для проницаемых пластов берутся из геологической характеристики района работ, для непроницаемых пород в расчете принимают поровое давление, которое чаще всего принимают равным гидростатическому.

Величины давлений ГРП по разрезу скважины определяются расчетным путем, для условий строительства скважин на территории Пермской области давление ГРП можно рассчитывать по методике, утвержденной для бывшего ПО «Пермнефть»:

Р_грп = А_грп · Н_пл.

Таблица 4. Расчет б_пл , б_грп , Ргрп , а также параметры пластов.

Интервал	Середина интервала	Осложнения	Р	Экв.град. Р
От	До			Рпл	Ргрп	бпл	бгрп
0	69	34,5	поглощение	0.09	0,414	0,26	1,4
69	522	295,5	поглощение	0.64	3,546	0,22	1,4
522	557	539,5		1.4	14,02	0,25	2,59
557	566	561,5		2.8	14,59	0,49	2,59
566	581	573,5		4,0	14,91	0,69	2,59
581	653	617		4,7	16,04	0,76	2,59
653	822	737,5		9,0	19,17	1,2	2,59
822	1001	911,5		10,1	23,69	1,10	2,59
1001	1080	1040,5		12,2	27,05	1,17	2,59
1080	1196	1138		14,7	29,58	1,29	2,59
1196	1242	1219		15,4	31,69	1,26	2,59
1242	1296	1269		16,0	32,99	1,26	2,59
1296	1367	1331,5		16,6	34,61	1,24	2,59
1367	1638	1352,5		16,9	27,36	1,24	2,59
1638	1655	1646,5		16,9	42,80	1,02	2,59
1655	1683	1669		17,0	43,39	1,01	2,59
1683	1710	1696,5		17,3	44,10	1,01	2,59
1710	1784	1747		18,1	45,42	1,03	2,59
1784	2046	1915		18,1	49,79	0,94	2,6
2046	2092	2069		18,5	53,79	0,89	2,34
2092	2155	2073,5		18,5	53,91	0,89	2,34
2155	2172	2163,5		18,8	56,25	0,86	2,34
2172	2177	2174,5		18,8	56,53	0,86	2,34
2177	2218	2197,5		19,2	57,13	0,87	2,34
2218	2238	2228		19,2	57,92	0,86	2,34

Данные таблицы № 4 используются при построении совмещенного графика давлений, по результатам построений число колонн - 4 (направление, кондуктор, техническая колонна, эксплуатационная колонна).

На основании полученного графика совмещенных давлений, проектом предусматривается следующая конструкция скважины, с учетом возможных осложнений в процессе бурения и при ликвидации скважины:

1) направление спускается для перекрытия неустойчивых отложений на глубину 10 + 5 метров и цементируется до устья;

2) кондуктор спускается на глубину 52 м. с целью изоляции пресных подземных вод от нижележащих минерализованных, предотвращения попадания вод надсолевого комплекса в солевые пласты, перекрытия поглощающих отложений и цементируется до устья;

3) техническая колонна спускается на глубину 507 м. и цементируется до устья с целью защиты от поступления нижележащих вод и исключения прихвата эксплуатационной колонны;

4) эксплуатационная колонна спускается до проектной глубины (2238 м.) для перекрытия флюидосодержащего комплекса пород и цементируется до устья.

Рис. 1

В проектируемой нефтяной скважине №182 глубина спуска технической колонны определяется:

Н_к = 100(Р_у + ?Р_у) / ((б_грп / К_б) - с _о.ж) ,

где Р_у - давление на устье при его герметизации во время флюидопроявления, МПа;

?Р_у - дополнительное давление на устье, принимается 1,0 - 1,5МПа;

б_грп - эквивалент давления гидроразрыва пород у башмака технической колонны;

К_б - коэффициент безопасности, принимается равным 1,2 - 1,5;

с _о.ж. - относительная плотность жидкости в скважине при флюидопроявлении.

Р_у = Р_пл - с_н*g*L_пл

Р_у = 19,2 *10⁶-861*10*2214,4 = 0,134 МПа

Н_к = 100(0,134 + 1) / ((2,34/1,2) - 0,861) ? 104,13 м.

Относительная плотность бурового раствора должна обеспечивать необходимую репрессию на флюидосодержащие пласты для предотвращения выбросов и проявлений и предотвращать условия для ГДР пластов и поглощений бурового раствора:

К_р - коэффициент превышения гидростатического давления столба бурового раствора (принимается в соответствии «Правилами безопасности…» К_р =1,10 для пластов, залегающих на глубине до 1200 м.; К_р =1,05 на глубине 1200-2500 м.; К_р =1,04-1,07 на глубине более 2500 м.);

К_б - коэффициент безопасности для предотвращения ГДР, принимается равным 1,2 - 1,5.

Бурение под направление, кондуктор и техническую колонну велось на глинистом растворе. При бурении под производилась зарезка наклонно-направленного ствола скважины в интервале 50 - 450 м. Бурение под эксплуатационную колонну велось на технической воде, ниже на глинистом растворе с параметрами г=1,10 г/см³, Т=30 с., В=10 см³/30 мин.

2.1.3 Расчет профиля ствола скважины

Таблица 5.

1) Н=100 м.; б=1,57°(условно вертикальный);

2) Н=1310,9;2 м.; б=12,34°;

3) Н=239 м.; б=26,57°;

4) Н=238,39 м.; б=7,805°;

5) Н=350 м.; б=2,07°(условно вертикальный);

Элемент профиля	Длина, м	Горизонтальная проекция	Вертикальная проекция
Максимальный угол наклона ствола
Первый вертикальный участок	L1=Нв=100	-	Нв
Участок набора угла наклона ствола	L2=0,01745•R1•б=0,01745•2865•27,23=1361,34	a1=R1•(1- cos б)= 2865•(1-cos 27,23)=317,5	h=R1•sin б= 2865• sin 27,23=1310,92
Прямолинейный наклонный участок	L3=H1/cos б=239/ cos 27,23=268,78	a2=H1• tg б=239•tg 27,23=122,98	H1=H0-Hв-Н3-( R1+ R2)• sin б= 238-100-350-(521+2865)•sin 27,23=239
Участок снижения угла наклона	L4=0,01745•R2•б=0,01745•521•27,23=247,56	a3=R2•(1- cos б)=521•(1-cos27,23)=57,73	H2= R2•sin б=238,39
Второй вертикальный участок	L5=H3=350	-	H3
Длина ствола по профилю	L=L1+L2+L3+L4+L5=100+350+1361,34+268,78+247,56=2327,68	A= a1+ a2+ a3=57,73+317,5+122,98=498,21	Н0= Нв+ H3+ h+ H2+ H1=100+350+ 239+1310,92+238,39=2023,31

2.1.4 Расчет диаметров долот и обсадных колонн

Диаметр обсадных колонн и долот выбирается снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.

Так как диаметр эксплуатационной колонны выбирается исходя из ожидаемых дебитов жидкости, габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в эксплуатационную колонну, следовательно по таблице выбираем диаметр эксплуатационной колонны 146 мм.

Таблица 6.

Диаметр эксплуатационной колонны, мм.	Нефтяная скважина, суммарный дебит жидкости, т/сут.	Газовая скважина, суммарный дебит газа, м3/сут.
114	до 40	до 75
127-140	40-100	75-250
140-146	100-150	250-500
168-178	150-300	500-1000
178-194	более 300	более 1000

Диаметр долот под выбранную обсадную колонну определяется следующим образом:

D_дⁱ - диаметр муфты;

Д- величина зазора между элементом обсадной колонны и стенкой скважины (зависит от диаметра обсадных труб, сложности геологических условий и степени искривления ствола скважины). Величина Д выбирается из таблицы:

Таблица 7.

Номинальный диаметр обсадных труб, мм.	114-127	141-146	168-194	219-245	273-299	325-351	375-426
Разность диаметров, мм.	15	20	25	30	35	40	40-45

Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны выбирается следующим образом:

2д - зазор между внутренней поверхностью предыдущей обсадной колонны и долотом для последующего бурения .

Итак, обозначим снизу вверх:

- диаметры долот, предназначенных для бурения под соответствующую колонну;

- наружные диаметры колонн;

- внутренние диаметры колонн;

- диаметры муфт.

Расчетные диаметры колонн и обсадных труб будут уточняться по ГОСТу 20692-75 (долот) и ГОСТу 632-80 (обсадных труб).

Для эксплуатационной колонны:

по ГОСТу принимаем 215,9 мм.

Для технической колонны:

Выбираем диаметр обсадной колонны 245 мм. с диаметром муфты 270 мм.

исходя из технико-экономических показателей в Пермском крае, принимаем 295,3 мм.

Для кондуктора:

принимаем условный диаметр кондуктора 324 мм.

Для направления:

принимаем условный диаметр направления 426 мм.

Диаметр долота под направление:

Принимаем шнек диаметром 490 мм.

Выбранные диаметры обсадных колонн и долот для бурения под них приведены в таблице:

Таблица 8.

Обсадная колонна	Условный диаметр колонны, мм.	Диаметр долота, мм.
Направление	426	490
Кондуктор	324	394
Техническая колонна	245	295,3
Эксплуатационная колонна	146	215,9

2.1.5 Расчет эксплуатационной колонны на начало эксплуатации

Исходные данные: с _г.с - плотность воды в порах цементного камня (1100 кг/м³);

с _фл- плотность флюида в колонне на начало эксплуатации (861 кг/м³);

Глубина технической колонны - 507 м.;

Глубина спуска эксплуатационной колонны - 2238 м.;

Кровля продуктивного горизонта - 2202,6 м.;

Подошва продуктивного горизонта - 2214,4 м.

Для устья скважины (z=0)

Р_н.н=Р_н - Р_в=z*g*(с_г.с- с_фл)=0

У башмака предыдущей колонны (z=507 м)

Р_н.н =z*g*(с_г.с- с_фл)=507*10*(1100-861)=1,2 МПа

На забое (z=2238 м)

Р_н.н =z*g*(с_г.с- с_фл)=2238*10(1100-861)=5,3 МПа

2.1.6 Расчет эксплуатационной колонны на конец эксплуатации

Для устья скважины (z=0)

Р_н.н =z*g*(с_г.с- с_фл)=0

У башмака предыдущей колонны (z=507 м)

Р_н.н =z*g*(с_г.с- с_фл)=507*10*(1100-0)=5,57 МПа

На глубине уровня жидкости в колонне (z=?H)

Р_н.н =z*g*(с_г.с- с_фл) =?*2238*10*(1100-0)=16,4 МПа

На забое (z=2238 м)

Р_н.н = g*(с_г.с*H- с_фл(H-?H)=10*(1100*2238-861*(2238-?2238)=18,2 МПа

На 50 метров выше продуктивного пласта (z=2152,6 м)

Р_н.н=g*(с_г.с*H-с_фл(H-?H)=10*(1100*2152,6-861*(2152,6-?2152,6)= 17,5МПа

Принимает коэффициент запаса равным 1,15

На глубине 2152,6 м - 1,15*17,5= 20,12 МПа;

На глубине 2238 м - 1,15*18,2= 20,93 МПа.

По данным строим эпюру избыточного наружного давления на конце эксплуатационной скважины.

2.1.7 Расчет эксплуатационной колонны на внутренне избыточное давление

Расчет ведется на момент опрессовки скважины в один прием без пакера.

В качестве опрессовочной жидкости используют техническую воду:

с_ж=1000 кг/м³;

с_г.с.=1100 кг/м³;

Р_опр=15 МПа.

1. z=0; Р_в.п.1= Р_опр=15 МПа;

2. z=Н; Р_в.п.2= Р_опр+с_ж•g•H- с_г.с.•g•H=15•10⁶+1000•10•2238-1100•10•2238=12,76 МПа.

Проверка на прочность, коэффициент запаса n_з=1,15 для труб ОТ 146,0*7,7 «Е».

Эксплуатационная колонна выдержит избыточное давление с необходимым запасом.

По полученным данным строим эпюру избыточного внутреннего давления.

2.1.8 Расчет эксплуатационной колонны на страгивание

Наибольшая сумма осевых сил равна весу участка колонны, расположенной ниже рассматриваемого сечения, при этом считается, что эксплуатационная колонна находится в воздухе.

УQ_i=Q_ос=Уm_i•g_i•L_i - суммарный вес обсадной колонны,

где g_i - вес одного погонного метра ОТ; L_i - длина одной секции ОТ.

Q_стр=1130 кН - страгивающая нагрузка;

m_экс=35,7 кН - масса одного погонного метра труб;

Q_ос=35,7•10•2327,68=830,98 кН

Условие прочности выполняется.

2.1.9 Расчет цементажа эксплуатационной колонны

1. Определяем объем цементного раствора:

d_{ЭК нар}=146,0 мм;

d_{ЭК внутр}=130,6 мм;

d_{ТК внутр}=225,9 мм;

D_дол=215,9 мм;

с_б.р.=1,16-1,21 г/см³;

с_ц.р.=1,360 г/см³.

=2327,5 м. (см. расчет профиля ствола скважины);

K=1,15 - коэффициент увеличения объема ствола скважины.

2. Определим объем продавочной жидкости:

3. Определим количество сухого цемента:

(Схема цементирования скважины № 182 - см. Приложение)

2.1.10 Гидравлический расчет цементирования

P_{гидростат}=(с_{цем.р-ра} - с_{прод.жид})•L_скв•g=(1360-1200)•2327,68•10=3,7 МПа

,

P_кп=0,826•л_п•(Q²•L_скв•с_{цем.р-ра}•10^-6)/(D_скв-d_нар)²•(D_скв+d_нар)³,

Где л_п- коэффициент характеризующий потери давления (л_п =0,036).

P_кп=(0,826•0,036•0,04²•2327,68•1360•10^-6)/(0,2159-0,146)²•(0,2159+0,146)³

P_кп=0,63 МПа;

= 2,8 МПа;

F_к.п.=0,785•(D²_скв-d²_{обс.кол})=0,785•(0,2159² - 0,146²)=0,0198 м².

Q=V_{восх.потока}•Fк.п. = 2•0,0198=0,039

P_{обвязки}- потери давления в обвязке (1,5-2,5 МПа);

P_буфер- противодавление созданное в кольцевом пространстве для обеспечения сплошности потока в затрубном пространстве (1-2 МПа)

P_г=3,7+2+2,8+2=10,5 МПа

По величине этого давления выбираем тип цементного агрегата ЦА-320, развивает давление-19 МПа, производительность-0,0043м³/с. Количество цементировочных агрегатов, участвующих в продавке цементного раствора, определим по формуле:

N_ца=0,039/0,0043=9 агрегатов.

2.1.11 Расчет бурильной колонны

ь D_убт=(0,65-0,85)*d_дол=(0,65-0,85)*215,9=140,3-183,5

D_убт=178 мм

Согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб

D_нар=140мм

Принимаем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк= D_н=140 мм

D_нк/ D_убт=140/178=0,78>0,75 значит установка второй ступени УБТ не нужна

ь К₁=1-(с_ж/с_м)=1-(1200/7850)=0,847 - коэффициент облегчения металла в жидкости (буровом растворе);

К₂=0,8 - коэффициент динамичности, характеризует долю сжатой длины УБТ;

- необходимая нагрузка на долото (исходя из условий бурения и слагающих данных разрез пород, принимаем );

- вес забойного двигателя (Д 1 -195), 4550 Н;

- вес погонного метра УБТ, 1560 Н;

Принимаем длину УБТ равную 120 м. (10 труб по 12 метров).

ь Расчет БТ:

L_бт=G_доп1-(m_убт•l_убт+m_зд+m_дол)•g-F₀•(P_зд+P_д)/m_бт•g

F₀=р/4•(d_вн²)=3,14/4•(0,123)=0,011 м.

(площадь поперечного сечения канала БТ, расположенной над долотом или забойным двигателем);

P_зд=P_табл(Q_факт²/Q_табл²)(с_{б.р.факт}/с_{б.р.табл})=6,7•(40²/37,5²)•(1360/1000)=8,3МПа (перепад давления на забойном двигателе);

P_д=P_табл•( Q_факт²/Q_табл²)=2,5•(40² /37,5²)=2,78 МПа (потери давления в долоте);

G_доп- допустимая растягивающая нагрузка для первой секции БТ;

L_убт- длина УБТ;

m_бт- масса одного погонного метра БТ;

Определяем длину УБТ:

G_г=F₀•(P_зд+P_д)-гидравлическая составляющая нагрузки на долото

G_доп1=Q/n=980000/1.4=700 кН

где Q растягивающая нагрузка до предела текучести

L_бт={700000-(156,0•127+35+455)•10-0,011(8,3+2,78)}/26•10=1911,46 м

L_бт=L_скв-L_убт-L_з.д=2327,68-127-6,55=2194,13 м

Принимаем L_бт=2134 м

Компоновка

Двигатель - Д2-195 L_дв=6,55 м

УБТ - 178 L_убт=127 м

БТ - 140 L_бт=2134 м

2.1.12 Обоснование интервалов цементирования обсадных колонн

Выбор высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве обсадных колонн зависит от назначения скважины, геологических условий и выбирается в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

В необсаженном предыдущей колонной стволе скважины цементированию подлежат:

-продуктивные горизонты, кроме предусмотренных к опробованию и эксплуатации открытым стволом;

-продуктивные горизонты, не предусмотренные к опробованию или эксплуатации открытым стволом, и горизонты с непромышленными запасами нефти и газа;

-истощенные горизонты;

-проницаемые горизонты, насыщенные пресной водой, а так же всеми видами минеральных вод;

-горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;

-интервалы, представленные породами, склонными к пластическому течению и выпучиванию;

-горизонты, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

Для обеспечения изоляции пресных вод от минерализованных, предупреждения перетоков в затрубном пространстве между водоносными горизонтами, направление и кондуктор цементируются до устья. Встреченные зоны поглощения необходимо ликвидировать до спуска колонн. Обязателен контроль за качеством цемента акустическим цементомером или гамма-цементомером, а также приборами ЦМГА и УЗБА при диаметре колонны более 300 м.

Для цементирования направления и кондуктора в качестве тампонажного материала применяется портландцемент для «холодных» скважин (ГОСТ 1581-78) с добавкой в качестве ускорителя сроков схватывания хлористого кальция: для направления до 3%, для кондуктора до 2%.

В случае не подъема цементного раствора за направлением осуществляется дополнительное цементирование затрубного пространства с устья скважины.

В случае не подъема цемента за кондуктором осуществляется перфорация над уровнем цементного кольца и повторяется цементаж до устья.

При цементировании эксплуатационной колонны следует использовать портландцемент для «холодных» скважин (ГОСТ 1581-78) с добавкой до 2%. В качестве буферной жидкости при цементировании эксплуатационной колонны рекомендуется техническая вода.

Цементирование направления и кондуктора ведется до устья портландцементом ПТЦ I-50 - бездобавочный с предельной температурой применения 50°С.

Таблица 10. Интервалы применения тампонажных материалов

Наименование колонны	Тип цемента	Интервалы, м
Направление	ПТЦ I-50	0-10
Кондуктор	ПТЦ I-50	10-52
Тех.колонна	МФТР	52-507
Экс.колонна	ПТЦ III ОБ 5-50	507-2038
Экс.колонна	ПТЦ I-100	2038-2238

Для цементирования технической колонны применяется тампонажный материал МФТР.

Для цементирования эксплуатационной колонны применяется тампонажный материал ПТЦ III-ОБ 5-50 до глубины 2038 м. и ПТЦ I -100 для проектной глубины.

2.2 Крепление скважины

Крепление - комплекс работ по обеспечению долговечности ствола скважины (спуск в скважину и цементирование обсадных колон).

Башмак - предназначен для направления обсадной колонны по стволу скважины и предотвращения повреждения низа обсадной колонны. Глубина спуска башмака равна глубине спуска колонны.

Обратный клапан - предназначен для обеспечения обсадной колонны при спуске и для предотвращения обратного движения цементного раствора. ЦКОД - дроссельные клапаны.

Центрирующие фонари - устанавливаются с целью концентрического расположения её относительно ствола скважины. Предотвращает прилипание обсадных колонн к стенкам скважины. Не устанавливается в зонах, где есть каверны. Предназначены для облегчения спуска колонны, т.к. уменьшается трение.

Продавочная пробка - предназначена для разделения цементного раствора и продавочной жидкости.

Турбулизаторы - для лучшего вытеснения бурового раствора цементным раствором. Устанавливается в основном в интервале каверн.

Таблица 11. Технологическая оснастка обсадных колонн.

Наименование колонны	Обсадные трубы	Центрирующие фонари	Турболизаторы	Башмак	Разделит.пробки
		тип	инт.	тип	инт.	тип	глуб.
Направление

Подобные документы

• Проектирование добывающей нефтяной скважины

  Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Интервалы водоносности. Нефтегазоносность, интервалы продуктивных горизонтов. Возможные осложнения при бурении скважины, мероприятия по их предусмотрению и устранению. Проектирование глубины скважины.
  
  дипломная работа [173,8 K], добавлен 13.11.2013
  

• Разработка технологии бурения геологоразведочных скважин

  Характеристика геологического разреза на территории нефтяного месторождения, классификация породы. Выбор способа бурения и построение конструкции скважин, расчет глубины спуска кондуктора. Мероприятия по борьбе с самопроизвольным искривлением скважин.
  
  курсовая работа [460,2 K], добавлен 01.12.2011
  

• Разработка Астраханского газоконденсатного месторождения

  История разработки и геологическое строение газоконденсатного месторождения: характеристика разбуриваемой площади, лито-стратиграфический разрез скважин, газонефтеносность. Обоснование конструкции скважин, расчет обсадных колонн и осложнения при бурении.
  
  дипломная работа [509,8 K], добавлен 17.06.2009
  

• Разработка месторождения

  Характеристика исследуемого месторождения, стратиграфия и тектоника, нефтегазо- и водоносность. Обоснование расчетных моделей пластов, технология ликвидации песчаных пробок и промывки скважин. Экономический эффект опытно-промышленной эксплуатации.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 27.05.2014
  

• Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении

  Литолого-стратиграфическая характеристика, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Осложнения при бурении. Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины, сведения по эксплуатации. Выбор способа бурения.
  
  дипломная работа [185,5 K], добавлен 13.07.2010
  

• Проект пробной эксплуатации южной части Приобского месторождения

  Характеристика текущего состояния разработки Южно-Приобского месторождения. Организационная структура УБР. Техника бурения нефтяных скважин. Конструкция скважин, спуск обсадных колонн и крепление скважин. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.
  
  отчет по практике [1,5 M], добавлен 07.06.2013
  

• Осложнения в процессе эксплуатации скважин Талаканского месторождения

  Процесс добычи нефти и природного газа. Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок. Исследование процесса эксплуатации скважин Талаканского месторождения. Анализ основных осложнений, способы их предупреждения и ликвидация.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 11.06.2014
  

• Бурение нефтяных и газовых скважин

  Проектирование конструкции нефтяных скважин: расчет глубины спуска кондуктора и параметров профиля ствола. Выбор оборудования устья скважины, режимов бурения, цементирующих растворов и долот. Технологическая оснастка обсадных и эксплуатационных колонн.
  
  дипломная работа [2,8 M], добавлен 19.06.2011
  

• Расчет бурильной скважины

  Геологические условия бурения. Расчет плотности растворов. Выбор конструкции скважины и способа бурения, гидравлической программы бурения скважины. Выбор типа промывочной жидкости. Расчет обсадных колонн на прочность. Характеристика бурильной установки.
  
  курсовая работа [74,5 K], добавлен 20.01.2016
  

• Способы бурения скважин. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин. Контроль пространственного положения скважин

  Метод ударно-канатного бурения скважин. Мощность привода ротора. Использование всех типов буровых растворов и продувки воздухом при роторном бурении. Особенности турбинного бурения и бурения электробуром. Бурение скважин с забойными двигателями.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 10.10.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам