Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной скважины № 240 месторождения "Одопту-Море"

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.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 25.09.2014
Размер файла 1,6 M

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/

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Реферат

1. ОБЩАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Краткая географо-экономическая характеристика района

1.1.1 Общие сведения о районе буровых работ

1.2 Геологические условия в бурении

1.2.1 Стратиграфия

1.2.2 Литология

1.2.3 Тектоника

1.2.4 Водонефтегазоносность пластового давления

1.2.5 Осложнения при бурении

2. ТЕХНОЛОГИЯСТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование профиля скважины

2.2 Обоснование и проектирование конструкции скважины

2.3 Выбор буровых растворов

2.4 Выбор способа бурения

2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

2.6 Расчет бурильной колонны

2.6.1 Расчет УБТ

2.6.2 Расчет колонны бурильных труб

2.7 Проектирование режима бурения

2.7.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

2.7.2 Статистический анализ отработки долот

2.8 Вскрытие продуктивного пласта

2.9 Расчет обсадных колонн

2.9.1 Расчет эксплуатационной колонны

2.9.2 Компоновки низа обсадной колонны и обоснование технологической оснастки

2.9.3 Определение допустимой скорости спуска обсадной колонны

2.9.3.1 Подготовка ствола скважины к спуску обсадной колонны и цементированию

2.9.3.2 Обоснование режима спуска обсадных колонн

2.9.3.3 Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны

2.10 Цементирование обсадных колонн

2.10.1 Выбор тампонажных материалов

2.10.2 Определение объемов жидкостей для цементирования скважины

2.10.3 Выбор способа цементирования

2.10.4 Выбор типоразмера ПВО

2.10.5 Определение количества материалов для цементирования

2.10.6 Определение количества цементировочной техники

2.10.7 Расчет цементирования

2.10.8 Контроль качества цементирования

2.11 Освоение скважины

3. ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН

3.1 Выбор буровой установки

3.2 Краткое описание конструкции буровой установки компании IRI

4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ТЕМА

4.1 Вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения

4.2 Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта

4.3 Методы вхождения в продуктивную толщу

4.4 Методика выбора способа вхождения в продуктивную толщу

4.5 Буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта

4.6 Заключения

5. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

5.1 Неблагоприятные природные факторы условий труда

5.1.1 Опасные и вредные производственные факторы

5.1.2 Мероприятия по обеспечению нормативных условий труда

5.1.2.1 Организация работ по охране труда

5.1.2.2 Лечебно-профилактическое и санитарно-бытовое обслуживание рабочих

5.1.2.3 Обеспечение работающих средствами индивидуальной защиты

5.2 Нормализация санитарно-гигиенического условия труда

5.2.1 Микроклиматические условия труда

5.2.2 Загазованность и запыленность воздуха рабочей зоны

5.2.3 Освещение производственных помещений

5.2.4 Шум и вибрация

5.3 Техника безопасности

5.3.1 Электробезопасность

5.3.2 Требования к буровым установкам, техническим устройствам, инструменту

5.3.3 Требования к эксплуатации оборудования механизмов, инструмента.

5.4 Пожарная безопасность

5.5 Обеспечение безопасности труда в аварийных ситуациях

5.6 Выбросы и открытое фантанирование

6. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

6.1 Основные источники загрязнения

6.2 Охрана атмосферного воздуха

6.3 Охрана поверхностных и подземных вод

6.4 Охрана земель, лесов, флоры

6.5. Санитарно-защитные охранные зоны

6.6. Охрана недр153

7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

7.1 Расчёт нормативной продолжительности сооружения скважины

7.2 Разработка календарного плана-графика строительства скважины

7.3 Расчёт заработной платы

7.4 Материальные затраты

7.4.1 Электроэнергия

7.4.2 ГСМ

7.4.3 Трубы

7.4.4 Хим. Реагенты

7.4.5 Отчисления социального страхования

7.4.6 Амортизационные отчисления

7.4.7 Плановые накопления

7.4.8 Непредвиденные расходы

7.4.9 НДС

8. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Реферат

Данный дипломный проект разработан на основании задания строительство горизонтальной скважины № 240 месторождения Одопту-Море, расположенного на шельфе Охотского моря, в районе деятельности ОАО «НК «Роснефть» - Сахалинморнефтегаз».

Эксплуатационная скважина № 240, проектной глубиной 6390 м, закладывается с целью эксплуатации нефтяной залежи ХХI1 нижненутовского горизонта площади Южный Купол месторождения Одопту-Море.

Данный дипломный проект составлен на основе широко применяемых технологий, которые направлены на качественное проведение работ с сохранением минимальных затрат на скважину.

Дипломный проект состоит из 7 частей: общей, геологической, технической, специальной части, охраны труда и окружающей природной среды, организационной - экономической части.

При разработке дипломного проекта был подробно рассмотрен вопрос: вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения, буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта и характеристика предлагаемого термостойкого бурового раствора.

Объем дипломного проекта составляет 174 страниц, графическое приложение представлено на 5 чертежах. В тексте дипломного проекта присутствует 14 рисунков, 51 таблица.

В основу дипломного проекта положены фактические данные по месторождению Одопту-Море Южный купол, материалы ООО «РН-Бурение» собранные и обработанные в период прохождения преддипломной практики на данном месторождении.

общая часть

Несмотря на то, что можно насчитать уже несколько миллионов лет с времен зарождения нефти, нефтяная промышленность начала развиваться сравнительно недавно. Латинское название нефти - petroleum - означает буквально "масло камня". Это вторая наиболее распространенная жидкость на Земле. Нефть и природный газ также обеспечивают две трети мировых запасов природных источников энергии.

Природные углеводороды (к которым относятся нефть и природный газ) сыграли важную роль в превращении сельскохозяйственного общества в индустриальное. Практически нет ни одного синтетического материала, в производстве которого не применялась бы на той или иной стадии нефть или нефтепродукты.

Значимым источником энергии нефть стала в девятнадцатом веке. Китобойная промышленность не могла обеспечить для всех стран мира нужное количество китового жира, применявшегося тогда для освещения, и был необходим новый источник энергии.

Диапазон способов использования нефти возрастал по мере обнаружения все новых запасов. Изобретение двигателя внутреннего сгорания привело к тому, что бензиновая фракция нефти стала жизненно важна для работы транспорта. Затем расцвет авиации потребовал нового горючего, которое также наилучшим образом смогло быть выработано из нефти. В 1940-х годах изобретение синтетических материалов (таких как нейлон и полиэтилен), производимых из нефти, привело к развитию индустрии производства пластмасс, для которой нефть и газ стали сырьем.

С помощью химических процессов получают углеводороды, не содержащиеся в исходной нефти; эти углеводороды необходимы для промышленности органического синтеза.

Нефть - это природная горючая маслянистая жидкость, распространенная в осадочной оболочке Земли. Нефть добывается в скважинах - горных цилиндрических выработках, диаметр во много раз меньше длины. Технология сооружения скважины называется бурением.

Нефть играет огромную роль в современной жизни и степень экономического развития государства. Для обеспечения непрерывности добычи нефти необходимо строить новые скважины взамен истощившихся.

При разработке проектов бурения скважины выбирают технику и технологию максимально подходящую по условиям к геологическому строению намеченного места строительства скважины.

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

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

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

1. ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Краткая географо-экономическая характеристика района

1.1.1 Общие сведения о районе буровых работ

Газонефтяное месторождение Одопту-Море (Южный купол) расположено на шельфе Охотского моря, на широте северного окончания Пильтунского залива, в 8-10 км восточнее берега о. Сахалин (рис. 1) Глубина моря в пределах залежей составляет около 18 м.

В административном отношении месторождение находится в Охинском районе Сахалинской области. Площадь расположена в 44 км юго-восточнее районного центра г. Оха, который связан с областным центром г. Южно-Сахалинск авиатранспортом, автомобильной и железной дорогами. Ближайший населенный пункт - пос. Тунгор расположен в 36 километрах на северо-запад по воздушной прямой. Ближайшее разрабатываемое месторождение на суше острова - Одопту расположено в 7 км на северо-запад.

Недропользователем является ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» основании лицензии на право пользования недрами на Южном куполе месторождения (ШОМ, №12823 от 22 ноября 2004 г.), выданной Комитетом Российской федерации по геологии и использованию недр до 2013 г. Лицензия имеет право горного отвода, ограниченного по глубине кровлей фундамента.

Освоение месторождения начато в 1998 году. В настоящее время разработка месторождения ведется с берега горизонтальным способом с двух кустовых площадок №1 и №2 ("северный" и "южный " куст), расположенных на расстоянии 4 км между собой.

Площадки размещены с восточной стороны Пильтунской косы на возвышенной части береговых уступов, ограниченных с востока обрывом к песчаному пляжу Охотского моря. К западу, в сторону Пильтунского залива, наблюдается по косе в целом плавное понижение рельефа, участками переходящее в море.

Береговые уступы в геоморфологическом отношении приурочены к морской аккумулятивной равнине с лагунами и косами.

Местность холмистая, низкая по абсолютной высоте. Максимальные отметки - в пределах 30-31 м, минимальные - 1 метр у озера Лебяжье.

Гидрографическая сеть представлена многочисленными озерами и небольшими реками и протоками: оз. Гнилое, оз. Зеркальное, оз. Бивачное, оз. Лебяжье, оз. Лиман, р. Карасевский и др.

Район месторождения относится к Северо-Сахалинской климатической области. Климат района месторождения муссонного типа с коротким и прохладным летом, продолжительной и холодной зимой.

Характерной особенностью климата северо-восточного побережья острова является муссонная циркуляция воздушных потоков умеренных широт, обусловленная неравномерным нагреванием и охлаждением материка и океана. Перенос холодных и сухих масс арктического воздуха ветрами северной, западной и северо-западной части горизонта и ледовитость Охотского моря обуславливают здесь суровую и холодную зиму.

С приближением теплого периода происходит перестройка барических систем. Преобладающими становятся ветры юго-восточных, восточных направлений и наступает летний муссон, с которым связано влажное, прохладное, с частыми осадками и туманами лето.

Средняя годовая скорость ветра района - 7 м/с. Увеличение скорости ветра наблюдаются, в основном, в холодный период года и при прохождении глубоких циклонов и тайфунов. Периодическое проявление тропических циклонов (тайфунов) в летнее время сопровождается сильными проливными дождями, а зимой - метелями. Максимальное выпадение осадков во время прохождения тайфунов - до 100 мм в сутки, высота волн на море достигает 13 м.

Температура воздуха в летние месяцы на северо-восточном побережье о. Сахалин более низкая по сравнению с соответствующими широтами западного побережья, что обусловлено наличием как холодного восточно-сахалинского течения, так и наличием дрейфующих и припайных ледяных полей (до июля месяца). Средняя годовая температура воздуха района отрицательная и составляет - минус 3,6С. Максимальные температуры в июле-августе до +35С.

Устойчивый снежный покров ложится в начале ноября и сохраняется до мая. Продолжительность холодного периода колеблется от 195 до 217 дней в году. Самым холодным месяцем является январь, и ледяные поля вдоль прибрежной части острова с севера на юг со скоростью до 1.6 м/сек. В этот период происходит торошение льда и образование “стамух”, высотой до 7 м над уровнем. Лед в акватории Охотского моря у берегов Сахалина устанавливается в декабре. Ледовый припай периодически взламывается. Холодное Сахалинское течение перемещает битый лед моря и до 20 м в подводной части. “Стамухи” в рыхлых осадках пропахивают борозды глубиной до 0.5-0.6 м.

Переход среднесуточной температуры воздуха в весенний период происходит в первой половине мая, а в осенний период - в третьей декаде октября.

Район буровых работ характеризуется высокой относительной влажностью в течение всего года. Особенностью муссонного климата является выпадение основного количества осадков в теплый и переходный периоды до 6580 годовой нормы.

К неблагоприятным погодным условиям района при производстве работ относятся метели, наибольшее число дней с которыми приходится на ноябрь-январь. На побережье к опасным природным явлениям относится обледенение в переходный к зиме период, когда температура воздуха становится 0С и ниже. Наблюдается гололед, налипание мокрого снега на поверхности сооружений, линий связи и ЛЭП.

По результатам цунамирайонирования побережья северо-восточного Сахалина (Куликов, 1992) район находится в зоне экстремальных параметров цунами. Расчетная максимальная высота волны, генерируемая при возможных землетрясениях с магнитудой 7,5 в Охотском море, для отдельных районов северо-восточного побережья может достигать 8 м.

В геологическом отношении Одоптинская складка входит в состав одноименной антиклинальной зоны, протягивающейся на шельфе северо-восточного Сахалина на расстоянии 140 км при ширине до 14 км. Тектонические нарушения не выявлены, однако по сейсмическим данным можно предположить наличие ряда мелких разрывов.

Согласно СНиП II-7-81 "Строительство в сейсмических районах" издания 2000 г., месторождение «Одопту-море» расположено в сейсмически активной зоне с интенсивностью сейсмического воздействия 9 балов.

Рельеф дна моря сложен алеврито-песчаными породами нутовского горизонта, частично на отдельных участках перекрытыми рыхлыми, преимущественно песчаными осадками четвертичного возраста, толщиной до 15 м.

Месторождение Одопту-море открыто в 1977 году, введено в разработку в 1998 г

В пределах площади проведены сейсмические работы 2-Д (1970-е годы) и 3-Д в 2004 г. По данным сейсмических работ 2-Д и глубокого поисково-разведочного бурения Одоптинская антиклинальная складка приурочена к Одоптинской мегантиклинали, размеры которой 326,5км. Структура субмеридионального простирания, слегка асимметрична. В приосевой части углы падения пород составляют 3-5, по мере удаления от оси на западном крыле углы падения изменяются от 5 до 17, на восточном 3-7.Шарнир мегантиклинали ундулирует с образованием трех куполов: Северного, Центрального и Южного. Южный купол через седловину сочленяется с Центральным куполом и представляет собой брахиантиклиналь, ориентированную по длинной оси в субмеридиональном направлении. Размеры купола составляют 94 км, амплитуда его около 200м по замкнутой изогипсе кровли XXI1 пласта, равной 1650м. В широтном сечении структура асимметрична: западное крыло несколько круче восточного. На восточном крыле структуры установлена глинизация песчаных пластов нижненутовского подгоризонта. В пределах купола выявлено 4 нефтяные залежи, приуроченные к XIX1, XX1, XX2 XX3 пластам, и одна нефтегазовая залежь XXI1 пласта. Запасы нефти по первым четырем пластам подсчитаны по категории С2;запасы нефти по XXI1 пласту подсчитаны по категории С1. Залежи относятся к пластово-сводовым, частично литологически ограниченным.

В процессе разбуривания залежей в пределах XXI1 пласта выявлена газовая шапка, запасы которой по предварительным данным оцениваются в объеме 164 млн. м3.

Стратиграфический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями неогенового возраста.

Нефть XXI1 пласта в начальных пластовых условиях при давлении насыщения 17.1 МПа имеет плотность 0.751 г/см3, вязкость 0.735 мПас, объемный коэффициент 1.224, газосодержание 102 м3/т. Удельный вес нефти в стандартных условиях - 0.839 г/см3. Нефть относится к классу малопарафинистых, смолистых, малосернистых, имеет высокие выходы светлых фракций.

Таблица 1.1

Сведения о площадке строительства скважины

№

пп

Наименование

Значение

1

Рельеф местности - суша

равнинный

2

Состояние местности

не заболоченная

3

Толщина снежного покрова,см

51

Толщина почвенного слоя, см

нет

4

Растительный покров

нет

5

Категория грунта

вторая

Таблица 1.2

Размеры отводимых во временное пользование земельных участков

№

пп

Название участка

Норма отвода во временное пользование, га

Источник нормы отвода земель

краткосрочное

долгосрочное

1

Площадка под буровую

2,9

0,86

СН 459-74

2

Площадка под артезианские скважины

0,5

0,5

то же

3

Трасса подъездного пути

9,0

9,0

то же

4

Трасса под ЛЭП-35кВ

7,2

7,2

СН 461-74

5

Площадка под вертолетную

0,25

-

6

Площадка под жилой поселок

0,25

-

ИТОГО:

20,1

17,56

Таблица 1.3

Сведения о магистральных дорогах

Магистральные дороги

Водные транспортные пути

наличие

Название

расстояние, км

наличие

Да

г. Оха - поворот на буровую

38

нет

Да

п. Ноглики - поворот на буровую

211

1.2 Геологические условия бурения

1.2.1 Стратиграфия

Стратиграфический разрез района и месторождения представлен (снизу-вверх) следующими отложениями:

· меловой «фундамент»;

· мачигарский горизонт (олигоцен);

· даехуриинский горизонт (олигоцен);

· уйнинско-дагинско-окобыкайский горизонт (верхний-нижний миоцен);

· нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен);

· четвертичные отложения.

Наиболее древней частью стратиграфического разреза является верхнеокобыкайский подгоризонт (N1ok), вскрытый в интервале 2150-2500 м. Верхняя граница окобыкайского горизонта проводится условно по кровле XXVII пласта. Вскрытая толщина отложений горизонта достигает 350 м, в западном направлении толщина осадков увеличивается до 1000 м, в восточном направлении уменьшается до 500 м. Литологически горизонт представлен чередованием пластов песчаников (толщиной от 20 до 40 м) мелко- и среднезернистых, плотных глин и кремнистых, плотных иногда алевритистых аргиллитов.

Нутовский горизонт (N1 nt) - верхний миоцен-плиоцен. Отложения горизонта распространены повсеместно и вскрыты всеми пробуренными скважинами. Толщина осадков составляет 2100-2300 м, достигая на юго-западе 3000 м и уменьшаясь на восток до 1800-2000 м. В региональном плане горизонт меняется от почти полностью песчаного разреза на западе и северо-западе до глинистого на востоке. Весь разрез выходит на поверхность вдоль восточного крыла Паромайской антиклинальной зоны. В восточном направлении доля глинистых пород возрастает, и они образуют экраны-покрышки для залежей углеводородов.

На месторождении Одопту нутовские коллекторы представлены конусами выноса и клиноформами низкого уровня, где песчаники низкого уровня развиты лучше.

Песчано-глинистые осадки нижненутовского подгоризонта отлагались в морском бассейне на глубинах до 200 м. Песчаники продуктивных пластов (XX-XXVII) редко, но содержат глубоководную фауну фораминифер. Они залегают между глинами с относительно глубоководными комплексами фораминифер и моллюсков. Песчаники, в основном, мелко- и среднезернистые, но встречаются и грубозернистые разности.

Нутовский горизонт подразделяется на два подгоризонта: нижненутовский (IX-XXVI пласты) и верхненутовский («М», «Н», «О», I-VIII пласты).

Нижненутовский подгоризонт -N1 nt1 (верхний миоцен).

Верхняя граница нижненутовского подгоризонта проводится на каротажных кривых по кровле IX пласта. Литологически подгоризонт представлен чередованием сложно построенных пластов песчаников (толщиной от 2 до 60 м), глин и алевролитов. Наибольшим содержанием песчаных пород характеризуется средняя часть разреза XII-XXIV пласты (содержание песчаных пород 40-55%) Песчаники серые и светло-серые, средне- и мелкозернистые, хорошо отсортированные, часто алевритовые и глинистые. Глины преимущественно серые и темно-серые, в верхней части разреза мягкие, слабо песчанистые, в нижней части: плотные, аргиллитоподобные. Алевролиты серые, светло-серые, разнозернистые, плотные, иногда переходящие в мелкозернистые песчаники. Толщина отложений подгоризонта на площади составляет 1000-1300 м, в прогибах возрастает до 1800 м, уменьшаясь на восток до 400-500 м. Одновременно с уменьшением толщины осадков происходит их глинизация.

К средней части разреза нутовского подгоризонта (XX-XXI2 пластам) Одопту-море приурочены все установленные залежи углеводородов.

В процессе детальной корреляции разрезов скважин с учетом интерпретации сейсмоматериалов на месторождении выделено четыре продуктивных пласта XX12, XX2, XX3, XXI1, XXI2 с доказанной промышленной нефтегазоносностью, в XX3 залежь нефти предполагается по ГИС. Первые три продуктивных пласта объединяются в общую пачку - XX пласта, для удобства промысловой номенклатуры каждый из них именуется «пласт». Основными эксплуатационными объектами являются XXI1,XXI2.

Верхненутовский подгоризонт - N2nt2 (плиоцен).

Отложения верхненутовского подгоризонта сложены песчаными пластами «М», «Н», «О», I-VIII. Осадки подгоризонта отлагались в бассейне на глубинах 50-150 м. В своде структуры толщина осадков подгоризонта составляет 750 м. В разрезе выделяется две литологические пачки. Нижняя пачка (толщиной до 270 м) представлена неравномерным переслаиванием песчаников светло-серых, слабо уплотненных, мелко- и среднезернистых и глин серых и темно-серых, с редкими прослоями алевролитов. Верхняя пачка толщиной до 750 м сложена преимущественно песками серыми, светло-серыми, средне- и крупнозернистыми, кварцевыми, рыхлыми с прослоями слабо уплотненных песчаников и глин серых, голубовато-серых.

1.2.2 Литология

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

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

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

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

Раздел между XVIII и XIX горизонтами имеет мощность 23-55 м. Он представлен плотной глиной (пористость 10-13 %) с единичными линзами песчаника.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Верхняя часть ХХ горизонта (ХХ1) по результатам анализа шлама, отобранного при бурении скважин, представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники плохо отсортированные, содержат многочисленные линзы и прослои глин, алевролитов. Количество глинистого материала составляет 15-45 %, представленного гидрослюдисто-монтмориллонито-выми минералами.

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

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

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

XXI1 горизонт. Вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами.

По материалам ГИС в пределах горизонта выделено 3 пропластка. В пределах месторождения пласт представлен чередованием песчано-глинистых и алевролитовых разностей пород.

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

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

Проницаемость песчаных пропластков составляет (сверху - вниз): первый пропласток - (11,9-64,7 мД), второй пропласток - (19,0-56,1 мД), третий пропласток - (10,3-251,9 мД). Пористость, соответственно: 20 %, 19 %, 22 %.

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

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

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

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания, коэффициент кавернозности, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины представлены в таблицах 1.4-1.6.

Таблица 1.4

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Глубина залегания, м

Стратиграфическое подразделение

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

Коэффициент кавернозности

по вертикали

по стволу

Название

индекс

от

до

от

до

угол

азимут

14

932

14

2230

верхненутовский

подгоризонт

N2nt2

7 - 10

70

1.00

932

1656

2230

6390

нижненутовский подгоризонт

N1nt

2 - 7

70

1.00

Таблица 1.5

Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфии

ческого подразделения

Интервал

Горная порода

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

по вертикали

по

стволу

краткое название

% в интервале

от

до

от

до

N2nt2, пласты

M - IX

(кровля)

14

932

14

2230

Пески

60

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

песчаники

20

серые, мелко-среднезернистые, слабоуплотненные

Глины

20

серые, песчанистые

N1nt1,

пласты IX(кровля) - XXI1

932

1656

2230

6390

песчаники

50

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

алевролиты

30

серые, разнозернистые, плотные, слабопесчанистые, внизу-плотные

Глины

20

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

Таблица 1.6

Физико-механические свойства горных пород скважины

Индекс

стратиграфического

под

разделения

Интервал, м

Краткое

название

горной

породы

Плотность, г/см3

Пористость, %

Проницаем ость, мД

Глинистость, %

Карбонатность, %

Абразивность

Категория пород по промысловой классификации

по

вертикали

по

стволу

N2nt2

14

932

14

2230

Пески,

песчаники

2.23

нет данных

мягкие

N1nt1

932

1656

2230

6390

песчаники, алевролиты

2.23-2.31

18.6-21.7

7.9-166.0

20-24

0.9-15.1

-

мягкие

N1nt1

Песчаники

2.2

22

447

18

10.8

-

мягкие

1.2.3 Тектоника

В тектоническом плане по данным сейсмических работ и глубокого поискового бурения Одоптинская антиклинальная складка приурочена к Одоптинской мегантиклинали, размеры которой 326,5 км. Структура субмеридионального простирания, слегка асимметрична. В приосевой части структуры углы падения пород составляют 3-5?, по мере удаления от оси на западное крыло, углы падения изменяются от 5? до 17?, на восточном - 3-7?. Шарнир мегантиклинали ундулирует с образованием трех куполов: Южного, Центрального и Северного. Южный купол через седловину сочленяется с Центральным куполом.

Размеры Южного купола составляют 96 км по замкнутой изогипсе кровли XXI1 пласта, равной 1650 м, размеры участка продуктивности в пределах контура залежи XXI1 пласта 114 км, амплитуда складки около 300 м. В широтном сечении структура асимметрична: западное крыло несколько круче восточного. Углы падения пород на восточном крыле составляют около 5?, западном - до10. Купол имеет грушевидную форму в плане и примыкает к центральному куполу через узкую седловину.

По сейсмоматериалам 2Д разрывные нарушения на месторождении не выделялись, впервые разломы установлены по сейсмоданным 3Д. На месторождении выявлено присутствие сочетания разнонаправленных систем разломов, типичных как для шельфа острова Сахалин в целом, так и для прилегающей суши. По сейсмическим разрезам, горизонтальным срезам и картам когерентности в пределах Южного купола выделено три разломные зоны в интервале глубин от 500 до 2000 м. Данные нарушения относятся к грабенообразующему типу и сформировались в результате транслатеральных тектонических напряжений, воздействовавших на площадь в плиоцене-плейстоцене, в период образования куполов Одоптинской структуры, и очень немногие из них секут основные нефтяные пласты. Первые две зоны разрывов выделены в пределах распространения залежей углеводородов и в разной степени повлияли на их формирование. Оценка геометрических параметров разломной сети ограничена сейсмической разрешенностью. Практически ни в одной из пробуренных скважин разрывы не подсечены. Вертикальная амплитуда сейсмически разрешенных разломов, которые могут быть распознаны и закартированы по сейсмическим временным разрезам, составляет минимум 4-10 м.

В пределах первой зоны выделяется наиболее крупное нарушение сбросо-сдвигового характера - сброс №1. Нарушение с признаками затухания от свода протягивается с юго-запада на северо-восток через свод купола, включая газовую трубу, в обоих направлениях и прослеживается не только в интервале залегания продуктивных пластов, но и по всему разрезу. Вертикальная амплитуда нарушения сопоставима с величиной горизонтального смещения блоков и составляет 15-20 м. Сброс 1 осложнен серией оперяющих мелких разрывов южно-западной ориентировки. Амплитуды разрывов по вертикали составляют от 5 до 15 м. Сброс 1 не подсечен скважинами, но в процессе гидродинамических исследований скважины 230 установлено присутствие непроницаемого экрана на расстоянии 30-40 м от скважины. К тому же сброс экранирует залежь нефти XX12 пласта на юго-востоке, о чем свидетельствует отсутствие нефтенасыщения в скважинах южнее сброса 1 (скв.,229).

Район скважин 227, 227г, 226, 225, 215, 217 контролируется системой разломов второго порядка со сбросовой (сбросово-сдвиговой) составляющей. Разломы имеют субширотно-южно-восточную ориентировку. Систематичность, субпараллельность и прямолинейность свидетельствуют об их сколовом генезисе. Ослабленные нарушением зоны могли заполняться непроницаемыми осадками, создавая литологические экраны, разделяющие песчаные тела на отдельные гидродинамически не связанные залежи. Сброс №2 установлен по сейсмоматериалам 3Д, имеет незначительную амплитуду, но его экранирующие свойства подтверждаются различием границ продуктивности блоков 2 и 3, а так, же существованием газовой шапки залежи XXI2 пласта в 3 блоке.

Третья зона разломов, представленных в основном взбросами, зафиксирована на юго-западном погружении структуры за пределами контуров залежей. Разломы имеют северо-северо-западную ориентировку и прослеживаются к югу в направлении Лебединского разлома, разделяющего одноименную антиклинальную складку и Центральный купол месторождения Одопту-море.

1.2.4 Водонефтегазоносность, пластовые давления и температуры

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

По площади залежей изменения свойств нефти незначительные.

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

XXI1 пласт. Физико-химические свойства сепарированной нефти охарактеризованы по 14 пробам, отобранным из 4 скважин Южного, Центрального и Северного куполов месторождения. В Южном и Центральном куполе (скв. 225 и 211) по сравнению с Северным (скв. 111 и 113) происходит утяжеление нефти от 0,838 (скв. 113) до 0,862 г/см3 (скв. 211). Соответственно возрастает содержание смол от 3,49 до 5,38 %. Вязкость нефти увеличивается от 2,5 до 5,01 сПа; содержание светлых фракций уменьшается от 74 до 59,5 %. В среднем, по пласту плотность нефти в равна 838 кг/м3, вязкость 2,52 сПа. Нефть содержит 0,62 % асфальтенов и 6,30 % селикагелевых смол.

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

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

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

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

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

Зона соленых вод с концентрацией солей 27 г/л присуща зоне замедленного водообмена и частично распространяется на верхнюю часть (XIX, ХХ пласты) основного продуктивного III комплекса.

В пределах зоны, приуроченной к промежуточному второму комплексу, для XIX1 продуктивного пласта отмечается незначительное снижение минерализации воды по простиранию и в восточном направлении, до 22,3 г/л. Состав подземных вод этой зоны хлоридный, натриевый с отношением натрия к хлору 0,93-1,00. Преимущественное развитие имеют воды хлоркальциевого типа (по классификации В.А.Сулина). Реже встречаются воды хлормагниевого типа. Воды обогащены сульфатами - 64-422 мг/л. Содержание специфических микрокомпонентов в этих водах не превышает фоновых значений: йода - 2-22 мг/л; брома - 48-84 мг/л; бора - 15-31 мг/л.

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

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

Сведения о нефтеносности, водоносности, пластовом давлении и температуре представлены в таблицах 1.7-1.9.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 1.7

Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения, пласт

Интервал по

вертикали, м

Градиент давления, кгс/см2 на м

Температура в

конце интервала

пластового

Порового

гидроразрыва пород

горного давления

Верх

низ

верх

низ

источник

получения

верх

низ

источник

получения

верх

низ

источник получения

верх

низ

источник получения

С

источник

получения

N1 nt1, до XIX1

14

1435

0.100

0.101

РФЗ

нет данных

0.145

0.171

прогноз

не данных

49

РФЗ

XIX1- XX3

1435

1592.8

0.103

0.103

РФЗ

нет данных

0.171

0.174

прогноз

нет данных

54

РФЗ

XXI1

1592.8

1577.7

0.103

0.103

РФЗ

0.174

0.174

прогноз

54

РФЗ

Примечание: - РФЗ- расчет по фактическим замерам.

Таблица 1.8

Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения, пласт

Интервал по

вертикали, м

Тип кол-

лектора

Плотность, г/см3

Подвижность, Д/сП

Содержание, % по весу

Свободный дебит,

м3/сут

Параметры растворённого газа

в пластовых условиях

после дегазации

газовый

фактор, м3/м3

содержание, %

относительная по воздуху плотность газа

коэффициент сжимаемости

давление насыщения в пластовых условиях, кгс/см2

от

до

серы,

парафина

сероводорода

углекислого газа

N1 nt1, XIX1- XIX2

1435

1466

поровый

нет данных

N1 nt1, XX1- XX3

1486

1593

поровый

нет данных

N1 nt1, XXI1

1593

1578

поровый

0.7510

0.8386

0.3973

0.22

1.29

-

20- 30

нет

0.32

0.7135

-

Рнас.=Рпл.
Таблица 1.9
Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения, пласт
Интервал по

вертикали, м
Тип кол-

лектора
Плотность,

г/см3
Свободный дебит,

м3/сут
Фазовая

проницаемость, мД

Химический состав воды в мг/л

Степень минерализации, мг/л

анионы

катионы

От

до

CL

SO

HCO

Na+K

Mg

Ca

N1 nt1, XIX1- XIX2

1435

1466

поровый

1.0201

-

143

14982

422

1076

9600

223.7

611.2

24.5

N1 nt1, XX1- XX3

1486

1593

поровый

1.0142

-

198

11363

181

421

7310

68.1

418.8

19.3

Индекс стратиграфического подразделения, пласт

Тип воды по Сулину

Относится к источнику питьевого водоснабжения (ДА, НЕТ)

1

15

16

N1 nt1, XIX1- XIX2

ХЛК - хлоркальциевый

N1 nt1, XX1- XX3

ХЛК - хлоркальциевый

нет
1.2.5 Осложнения при бурении
осложнения, возникающие при бурении на месторождении Одопту-море представлены в таблицах 1.10-1.11. Фактически наблюдалось только один вид осложнений - осыпи стенок скважин.
Таблица 1.10
Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения
Интервал

по стволу, м

Буровые растворы, применявшиеся ранее

Мероприятия по ликвидации последствий

от

До

тип раствора

плотность, кг/м3

N2 nt2

14

90

на водной основе

1100 - 1120

повышение удельного веса бурового раствора, снижение водоотдачи
Таблица 1.11
Прочие осложнения

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование
Характеристика (параметры) осложнения и условия

возникновения

по вертикали

по стволу

от

до

от

до

N1 nt

90

1656

9

6390

Желобообразования

заклинки бурильной колонны в желобных выработках

450

1656

640

6390

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

образование шламовых наносов в стволе скважины, ввиду недостаточной для выноса шлама проработки с промывкой снизу-вверх
2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ
2.1 Проектирование профиля скважины
Профиль скважины с горизонтальным окончанием состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей части и условно горизонтального участка. Под направляющей частью профиля следует понимать часть ствола скважины от устья до точки с заданными координатами на кровле или в самом продуктивном пласте, являющейся началом горизонтального участка. При проектировании профиля не должно быть необоснованных перегибов его ствола, т.е. не должно быть участков снижения значения зенитных углов.
Как наиболее технологичный выбирается плоский профиль, состоящий из 5 участков: вертикального, набора зенитного угла, наклонно-прямолинейного, донабора зенитного угла и условно горизонтального. Вертикальный участок выбран исходя из условия создания нагрузки на забой при бурении участка набора зенитного угла с учетом технологических соображений: с удлинением вертикального участка радиус искривления уменьшится, что приведет к снижению проходимости жёстких компоновок.
Исходные данные для расчёта:
А=5330 м - отход (расстояние по горизонтали от устья до точки входа в пласт);
Нкр=1595 м - глубина кровли пласта по вертикали;
Нп=1636 м - глубина подошвы пласта по вертикали;
hв=120 м - длина вертикального участка;
lг=530 м - длина условно горизонтального участка;
i1=1 град./10 м - интенсивность набора зенитного угла;
i2= 0,33 град./10 м - интенсивность донабора зенитного угла;
бг=85є - максимальный зенитный угол на условно горизонтальном участке.
Интенсивность набора и донабора зенитного угла выбирается из условия прохождения обсадной колонны без посадок.
Расчет.
Радиус искривления на участке набора зенитного угла:
Радиус искривления на участке донабора зенитного угла:
Угол входа в продуктивный пласт:
где
Расчетный зенитный угол на наклонно-прямолинейном участке:
где
1 - й участок:
- горизонтальная проекция,
- вертикальная проекция,
- длина участка.
2 - й участок:
3 - й участок:
Так как донабор зенитного угла проходит до и после кровли продуктивного пласта, то четвертый участок делится на 2 части.
4а - й участок:
Итого по кровле пласта:
4б - й участок:
5 - й участок:
Итого по скважине:
Результаты расчета представлены в таблице 2.1.
Профиль скважины представлен на рисунке 2.1.
Таблица 2.1
Профиль скважины

Номер участка

Горизонтальная проекция, м

Вертикальная проекция, м

Длина по стволу, м

Зенитный угол в конце интервала, град.

1

0

120

120

0

2

467,3

563,2

793,7

79,37

3

4778,0

898,1

4861,4

79,37

4а

84,7

13,7

85,8

82,2

Итого по кровле пласта

5330,0

1595,0

5860,9

82,2

4б

84,3

9,4

84,9

85

5

443,4

31,8

445,1

85

Итого по скважине

5857,7

1636,2

6390,9

85
Рисунок 2.1 - Профиль скважины
2.2 Обоснование и проектирование конструкции скважины
Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.
Выбор конструкции скважины является основным этапом ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность запасов жидких и газообразных полезных ископаемых, предотвратить аварии и осложнения в процессе бурения, создать условия для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.
Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем: определения требуемого количества обсадных колонн и глубины спуска каждой из них; обоснования расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента.
Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по совмещенному графику индексов пластового давления и давления начала поглощения с глубиной скважины.

,

где - пластовое давление, МПа.

где - плотность воды, ;

Нi - текущая глубина скважины, м;

gradРПЛ - градиент пластового давления,

Коэффициент гидроразрыва рассчитывается по формуле:

,

где -давление гидроразрыва, МПа.

Результаты расчетов приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Результаты расчёта коэффициентов

Интервал, м

РПЛ, МПа

РГР, МПа

Ка

КГР

От

До

От

До

От

До

0

150

0

1,48

0

2,35

0,95

1,61

150

300

1,48

2,97

2,35

4,84

0,98

1,65

300

450

2,97

4,45

4,84

7,48

0,99

1,67

450

600

4,45

5,94

7,48

10,26

1,00

1,73

600

760

5,94

7,42

10,26

13,18

1,00

1,78

760

900

7,42

8,91

13,18

16,23

1,00

1,83

900

1150

8,91

11,39

16,23

21,31

1,01

1,88

1150

1300

11,39

13,00

21,31

24,15

1,02

1,89

1300

1450

13,00

14,50

24,15

27,00

1,02

1,90

1450

1595

14,50

16,43

27,00

29,73

1,05

1,90

1595

1636

16,43

16,85

29,73

30,49

1,05

1,90

По результатам расчетов строится совмещенный график давлений, изображенный на рисунке 2.3.

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

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

Первая промежуточная колонна проектируется до глубины 1350 м (760 м по вертикали) и цементируется до устья. Цель спуска - перекрытие верхней части разреза, сложенной в основном, слабосцементированными песками, а также верхнего основного участка набора зенитного угла - для снижения желообразований и кавернообразований в данном интервале, исключением грифонообразований при возможных нефтегазопроявлениях из продуктивного пласта.В соответствии с рисунком 2.2.

Рисунок 2.2

Рисунок 2.3 - Совмещенный график индексов пластового давления и давления начала поглощения.

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

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

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

Расчет диаметров обсадных колонн

Диаметр хвостовика эксплуатационной колонны задан заказчиком и равен .

1) определение диаметра долота для бурения под хвостовик :

где - диаметр муфты хвостовика,

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

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

2) Определение диаметра долота под эксплуатационную колонну :

где - внутренний диаметр 2 промежуточной колонны;

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

, по согласно выбираем

где - диаметр муфты эксплуатационной колонны,

по справочнику выбираем

3) Определение диаметра долота под первую промежуточную колонну:

где - внутренний диаметр первой промежуточной колонны,

по справочнику выбираем

где - диаметр муфты первой промежуточной колонны,

по справочнику выбираем

4) Определение диаметра долота под кондуктор :

где - диаметр муфти кондуктора,

по справочнику выбираем

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

Таблица 2.3

Конструкция скважины

Название колонны

Интервал установки, м

Номинальный диаметр скважины

Характеристика труб

по стволу

по вертикали

Наружный диаметр, мм

Страница:


Подобные документы

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

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