Характеристика газонефтеводоносности месторождения

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 22Следующая ⇒

Продуктивный пласт J₃ залегает на глубине 2760….2770 метров, имея следующие характеристики:

коллектор неустойчивый, однородный;

тип коллектора - поровый;

плотность флюида: в пластовых условиях 0,76 г/см³

после дегазации 0,86 г/см³

содержание по весу: серы 0,3%

парафина 2,76%

ожидаемый дебит 120 м³/сутки

параметры растворенного газа: газовый фактор 47 м³/м³

давление насыщения в пластовых условия 8,4 М Па

содержание по объему: сероводорода 0%

углекислого газа 1,75%

Характеристика водоносности приведена в табл.1.6

Данные о геофизических исследованиях скважины приведены в приложении А.

Таблица 1.6 Водоносность

Тип вод				гидрокарбонаткальциевый	хлоркальциевый
Степень минерализации мг. экв				-	15 14 20 26
Химический состав воды в мг. эквивалентной форме		катионы	Ca	-	1 11 19 9
			Mg	-	1 1 2 3
			Nа	-	48 38 33 88
		анионы	HCO₃	-	1 0 1 2
			SO₄	-	0 0 0 0
			Cl	-	50 50 49 98
Фазовая проницаемость, мкм²				0,0250	0,15 0,003 0,003 0,001
Свободный дебит, м³/сут					300 10 28 98
Плотность, г/см³				1,0	1,01 1,01 1,01 1,01
Интервал, м	до			230	1750 1810 2430 2830
Интервал, м	от			60	860 1790 2350 2780
Индекс стратиграфического подразделения				P₃	K₁ - K₂ K₁ K₁ J₁- J₂

Технологическая часть

Выбор и обоснование способа бурения

Одним из ответственных этапов при проектировании технологии проводки скважины - выбор способа бурения, так как он определяет многие технические решения - режимы бурения, бурильный инструмент, гидравлическую программу, тип буровой установки и, как следствие, технологию крепления скважины.

Выбор способа бурения во многом обусловлен региональными условиями (парк буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и т.д.)

В Российской Федерации распространены следующие способы вращательного бурения:

роторный;

бурение гидравлическими забойными двигателями;

бурение электробурами.

Каждый способ бурения в определенных горно-геологических, технико-экономических и материально-технических условиях имеет свои преимущества.

Бурение роторным способом имеет преимущества:

При бурении глубоких интервалов (более 3500 метров).

Когда оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35 - 150 об/мин.

Разбуривание мощных толщ горных пород, для которых целесообразно применять энергоемкие долота.

Бурение скважин в осложненных условиях, требующих применение буровых растворов плотностью более 1,7 гр/см^3, большой вязкости и большого СНС.

Бурение скважин с продувкой забоя воздухом и промывкой аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации.

Бурение скважин в условиях высоких забойных температур, более 150⁰ С.

Бурение вертикальных скважин.

Бурение скважин с помощью гидравлических забойных двигателей имеет преимущества:

При бурении наклонно-направленных и вертикальных скважин глубиной до 3500 метров.

Использование буровых растворов плотностью менее 1,7 гр/см³.

Бурение скважин в условиях низких забойных температур, менее 140⁰ С.

Из опыта работ по строительству скважин в районах Поволжья, Приуралья и Западной Сибири показывает, что породы средней и малой твердости успешно разбуриваются шарошечными долотами при высоких частотах вращения 400 - 600 об/мин.

Бурение роторным способом в этих условиях при повышенных частотах вращения (150 - 200 об/мин) приводит к быстрому износу бурильных труб, бурильных замков, а также к авариям. Для роторного бурения требуются бурильные трубы повышенной прочности и сбалансированный тяжелый низ бурильной колонны [1].

Учитывая тот факт, что в Западной Сибири бурение электробурами не применяется, а также исходя из геолого-технологических условий бурения, выбирается бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Это позволит добиться простоты конструкции скважины за счет того, что колонна бурильных труб не вращается, тем самым исключается возможность нежелательных осыпей, обвалов стенок скважины, так как бурение в данных геологических условиях идёт по неустойчивым горным породам.

Конструкция и профиль проектной скважины

Проектирование и обоснование конструкции скважины

Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа обсадной эксплуатационной колонны в районе продуктивного пласта. Конструкция должна отвечать определенным требованиям:

1. Устройство ствола в процессе всего периода эксплуатации.

2. Проведение технологических операций по повышению нефтеотдачи.

3. Возможность проведения ремонтно-изоляционных работ.

4. Максимальная производительность скважины.

Из всех имеющихся способов устройства эксплуатационного забоя для конкретных условий данной скважины: коллектор неустойчивый, водоносный горизонт лежит ниже подошвы продуктивного пласта на 10 метров, выбираем следующий метод: ствол скважины выше продуктивного горизонта при первичном вскрытии остается открытым, не закрепленный обсадными трубами, вскрытие продуктивного горизонта осуществляется на промывочной жидкости, обеспечивающей сохранность открытого ствола скважины. В этом случае бурится до глубины, на 50 м ниже подошвы продуктивного горизонта. Затем в скважину спускается до забоя обсадная колонна и цементируется по всей длине, в последствии обсадная колонна и цементный камень в районе эксплуатационного объекта перфорируется [2].

Этот метод имеет следующие достоинства: прост в реализации; позволяет селективно сообщать скважину с любым пропластком продуктивной залежи; стоимость собственно буровых работ может быть меньше, чем при других методах.

Под несовместимыми условиями бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной. С этой целью строится график совмещенных давлений рис.2.1 на основании данных, представленных в табл.1.5 По графику определяется число и глубина спуска обсадных промежуточных колонн.

Давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 - 1200 метров на 10 - 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 - 2500 м на 7 - 10%, но не более 2,5 МПа, на глубине 2500 - 2830 м на 7 - 4%, но не более 3,5 МПа [3].

Из графика следует, что интервалы, несовместимые по условиям бурения в разрезе отсутствуют. Необходимое условие Рпл <Рбр <Ргр выполняется.

Проектируемое число и глубины спуска обсадных колонн должны обеспечить:

Долговечность скважины.

Герметичное разобщение всех проницаемых пород.

Сохранность запасов полезных ископаемых.

Минимальную вероятность осложнений.

Минимальную металлоемкость.

Минимум затрат на единицу добываемой продукции.

Практически обязательными являются кондуктор и эксплуатационная колонна, направление отсутствует, так как бурение и крепление кондуктора длится двое суток и размыва устья не происходит.

Минимальная глубина спуска кондуктора Н _крассчитывается по формуле, представленной в [1], исходя из условия предупреждения гидроразрыва горных пород:

Н_К³ (РПЛ -10^-6×L×q_Ф) / (ΔР_ГР- 0,1×q_Ф) м, (2.1)

где РПЛ - максимальное пластовое давление в скважине, МПа;L- глубина скважины, м;q_Ф- удельный вес флюида, Н/м³;ΔР_ГР- максимальный градиент гидроразрыва пород, МПа/м.

Н_К³ (28,5 - 10^-6×2825×0,76×10⁴) / (0,2 - 0,1×0,76×10⁴) = 480 м.

Принимается глубина спуска кондуктора исходя из того, что скважина наклонно направленная, по вертикали 600 метров по длине ствола 650 м, исходя из выбранного способа вскрытия продуктивного горизонта, эксплуатационная колонна спускается на глубину 2825 (3100) м.

Расчет конструкции скважины осуществляется снизу в вверх. При этом исходным является диаметр самой нижней колонны, в нашем случае - эксплуатационной, который принимается в зависимости от ожидаемого дебита, притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважины. Ожидаемый дебит проектируемой скважины равен 120 тонн/сутки. Для данного дебита рекомендуемый диаметр эксплуатационной колонны составляет 0,146 м [].

Диаметр долота для бурения ствола под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:

d^э_д=d^э_м+2×d_к м, (2.2)

где d^э_{д -}диаметр долота под данную колонну, м;d^э_м- наружный диаметр муфт обсадных труб, м;d_к- минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, м.

Наружный диаметр муфт для обсадных труб диаметром 0,146 м - 0,166 м, минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске обсадных труб диаметром 0,146 м - 0,01…0,015м [4].

d^э_д=0,166+2× (0,01…0,015) =0,186…0, 196 м.

Принимается диаметр долота равный 0,2159 м, так как опыт бурения скважин на Игольско-Таловом месторождении показывает эффективность использования долот с этим диаметром на данном интервале.

Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны (кондуктора) рассчитывается следующим образом:

d^к_в=d^э_д+2×d м, (2.3)

где d^к_в- внутренний диаметр кондуктора, м;

d^э_д- диаметр долота под эксплуатационную колонну, м;

d - минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода внутри данной колонны долота для бурения под эксплуатационную колонну, м.

Минимально необходимый радиальный зазор равен 0,005…0,01м.

d^к_в=0,2159+2× (0,005…0,01) =0,2259…0,2359 м.

Принимаем обсадные трубы с диаметром наружным 0,2445 м.

Диаметр долота для бурения ствола под кондуктор рассчитывается по формуле 2.2 Наружный диаметр муфт для обсадных труб диаметром 0,2445 м - 0,270 м, минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске обсадных труб диаметром 0,270 м - 0,02…0,025 м [4].

d^к_д=0,270+2× (0,02…0,025) =0,310…0,320 м.

Выбираем долото диаметром 0,2953 м, так как опыт бурения скважин на Игольско-Таловом месторождении показывает эффективность использования долот с этим диаметром на данном интервале.

Сводные данные о диаметрах долот и обсадных колонн приведены в табл.2.1

Таблица 2.1Диаметр долот и обсадных колонн

Название обсадной колонны	Диаметр обсадной колонны, м	Диаметр долот под обсадную колонну, м
Кондуктор	0,2445	0,2953
Эксплуатационная	0,146	0,2159

Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 781; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!