Технология бурения нефтяной и газовой сважины №10582 Федоровского месторождения

В кровле свиты залегает нефтеносный пласт ЮС₂, литологически представленный переслаиванием песчаников темно-серых, плотных тонко- и мелкозернистых крепко сцементированных. Общая толщина пласта до 20 м. Толщина Тюменской свиты достигает 250м.

Верхнеюрский отдел представлен  васюганской, георгиевской, и баженовской  свитами.

Васюганская свитавскрыта на различных участках месторождения, в основании которой залегают темные аргиллиты, тонко-отмученые, местами  битумиозные. Верхняя часть представлена чередованием темно-серых песчаников, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает песчаный пласт ЮС₁. Толщина свиты достигает 103  м.  (скв. 97).

Георгиевская свитапредставлена  черными  аргиллитами с многочисленными  остатками рыб. Встречаются еденичные  прослои глинистого известняка. Толщина  свиты от 2 до 7м.

Баженовская свиталитологически представлена аргиллитами темно-серыми, с  коричневатым оттенком с различной  степенью битуминозности. На некоторых  участках месторождения (скважины: 69, 1804, 1756, 7809, 1871) баженовская свита отсутствует, что связано, вероятно, с тектоническими движениями фундамента при формировании отложений баженовской свиты. Толщина  свиты составляет 10-56 метров.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Физико-механические свойства горны пород, и возможные сложения.(таблица -2)

ГЛубина	Литологическая  колонка	Коэффициент кавернообразования	Физико - механические свойства горных пород		Давление, Мпа		Ожидаемые осслож нения
			Абразивность	Твер дость	Pпл	Рг.р.
330		1,5	3	МС (2)	3,3	4,9	Кавернообразование, осыпи  и обвалы стенок скважины.
500		1,5	3	М (2)	9,4	14,6
660		1,5	4	М (3)
770		1,5	4	М (3)			Водопроявления
820		1,3	4	М (3)
940		1,3	5	М (4)
984		1,3	5	М (4)	9,8	14,6
1720		1,3	6	МС 4-5	20	29,6	Нефтегазопроявления
1974		1,3	6	МС 4-5
2160		1,25	7	С 4-5	26	39,17
2652		1,25	7	С 4-5
2869		1,25	6		27,5	42,8

 

 

1.2 Разделение  геологического разреза скважины  на пачки (интервалы) одинаковой  буримости.

Разбивка пород на пачки  одинаковой буримости производиться  по средневзвешенной категории твёрдости  и образованности.

Определяем средневзвешенные категории твёрдости и абразивности горных пород в пределах выделенных пачек.

Средневзвешенная  категория твердости горных пород определяется по формуле

(1)

где: - категория твердости пород й разновидности;

— мощность го прослоя горной породы, м;

М— мощность выделенной пачки, м.

 

Средневзвешенная  категория абразивности определяется по формуле:

₍₂₎

где - категория абразивности пород -й разновидности.

 

Первая пачка состоит  из 4-х пластов (0-770м.), формула(1),(2)

 

 

 

 

Вторая пачка состоит  из 5-и пластов (770-2870), формула(1),(2)

 

 

 

 

Таким образом имеем две  пачки одинаковой буримости  1-я  с средневзвешенной твердостью Т=2,35 и средневзвешенной абарозивностью А=3,35, 2-я с средневзвешенной Т=4,8 и абразивностью А=5 

2. Техническая  часть

2.1 Проектирование конструкции скважины:

При обосновании конструкции  скважины учитываются следующие  геологические и технико-экономические  факторы:

         а) геологические условия проводки  скважины;

         б) накопленный опыт бурения  в аналогичных геолого-технических  условиях;

         в) выделение зон несовместимых  условий бурения; 

         г) достижение максимальной коммерческой  скорости бурения; 

         д) обеспечение минимального расхода  материалов на 1м проходки;

         е) требование действующих инструкций  и правил;

         ж) обеспечение условий эксплуатации  и возможности проведения ремонтных  работ;

         з) охрана окружающей среды. 

         При проектировании конструкции  скважины в первую очередь  выбираем число обсадных колонн, глубины их спуска и способ  заканчивания скважины.

         Существует несколько способов  заканчивания скважин. На основании  геолого-технических условий способ  заканчивания, который заключается  в том, что эксплуатационная  колонна спускается на всю  длину скважины и цементируется. 

         Число спущенных в скважину  обсадных колонн (наружный диаметр,  длина), диаметры ствола под каждую  колонну, местоположение интервалов  цементирования (глубина верхней  и нижней границ) определяют понятие  конструкции скважины.

Выбор конструкции  скважины является основным этапом ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно  эксплуатируемого сложного нефтепромыслового  объекта. А также должен обеспечить предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени  и материально-технических средств  на бурение.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

-безусловное давление  скважины до проектной глубины;

-осуществление заданных  способов вскрытия продуктивных  горизонтов и методов их эксплуатации;

-предотвращение осложнений  в процессе бурения и условия,  позволяющие полностью использовать  потенциальные возможности техники  и технологических процессов;

-минимум затрат на  строительство скважины как законченного  объекта в целом.

Количество обсадных колонн, необходимых для обеспечения  перечисленных требований, проектируется, исходя из несовместимости условий  бурения отдельных интервалов скважины. Под несовместимостью условий бурения  понимается такое их сочетание, когда  заданные параметры технологических  процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий  по предотвращению этих осложнений невозможно.

Под совместимостью условий  бурения понимается такое их сочетание, когда созданные параметры технологических  процессов бурения нижележащего интервала скважины не вызовут осложнений в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной.

Расчёт диаметров обсадных колонн скважины осуществляется снизу  вверх. При этом исходным является диаметр  эксплуатационной колонны.

Диаметр эксплуатационной колонныопределяется в зависимости от ожидаемого суммарного дебита продуктивного пласта, путем согласования требований по размерам применяемого исследовательского и промыслового оборудования, стремлением бурить скважину возможным наименьшим диаметром с целью сокращения общих затрат и уменьшения отходов бурения.

Для эксплуатационной колонны  выбираем трубы диаметром D_эк=146, мм с диаметром муфты Dм=166 мм.

 

Диаметр долота под эксплуатационную колонну

(3)

Где 2δ = 20 мм - разность между  стенкой скважины и муфтой обсадной колонны.

 

Определяем ближайший нормализованный диаметр (ГОСТ20692-2003)

Принимаем Dд.эк.=188,9 мм

Определяем внутренний диаметр  кондуктора

(4)

 Где Δ = 5 мм –  радиальный зазор между обсадной  и долотом.

мм

Определяем внешний диаметр  кондуктора(ГОСТ 632-80)

Принимаем Dк = 219,1 мм с Dм = 244,5 мм

Диаметр долота под кондуктор.

Dм + 2δ                               (5)

Где 2δ = 25 - разность между  стенкой скважины и муфтой обсадной колонны.

Dд.р = 244,5+25 = 269,5 мм

Определяем нормализованный  диаметр по(ГОСТ20692-2003)

Принимаем Dд.н. = 269,9 мм

Определяем внутренний диаметр  направления (4).

dвн = Dд.н.+ 2Δ

где Δ = 5 мм – радиальный зазор между обсадной и долотом.

dвн = 269.9+10 = 279,9

Определяем внешний диаметр  направления.

Принимаем Dн = 298,5 мм с Dм = 329,9

Диаметр долота под направление (5).

Dд.р. = Dм + 2δ

Dд.р. = 329,9 + 35 = 358,9 мм

Определяем нормативный  диаметр по (ГОСТ20692-2003)

Принимаем Dд.н. = 393,7 мм.

Направление. Бурение производится долотом диаметром 393,7 мм. Направление диаметром 298,5 мм спускается на глубину 29 м для крепления устья скважины и предотвращения размыва и осыпания современных образований. Цементируется до устья.

Кондуктор. Бурение производится долотом диаметром 269,9 мм. Кондуктор диаметром 219,1 мм спускается до глубины 750 м (по стволу) с целью обеспечения надежного перекрытия неустойчивых, склонных к обвалообразованию пород. Ввиду возможныхнефтеводопроявлений при дальнейшем углублении скважины на кондукторе устанавливается противовыбросовое оборудование.Глубина спуска кондуктора, рассчитана из условия предотвращения разрыва горных пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины.

Эксплуатационная  колонна. Бурение производится долотом диаметром 188,9 мм. Эксплуатационная колонна диаметром 146,1 мм спускается до глубины 2951м. Назначение эксплуатационной колонны – крепление стенок скважины, разобщение проницаемых горизонтов и проведение опробования пластов в запроектированных интервалах, высота подъема цементного раствора с перекрытием не менее на 150м выше башмака кондуктора (согласно ТБ-203г).

 

2.1.1 Выбор конструкции эксплуатационного забоя.

Под конструкцией эксплуатационного  забоя понимается, конструкция низа эксплуатационной колонны в районе продуктивного пласта. К главным  факторам, определяющим не только конструкцию  забоя, но и ее конкретный вид, относятся:

- тип коллектора и степень  его однородности

- степень устойчивости  пород призабойной зоны

- наличие или отсутствие  близко расположенных к продуктивному  горизонту напорных горизонтов, подошвенных вод или газовой  шапки

- проницаемость пород  продуктивного горизонта

- проектный способ эксплуатации

Устойчивость призабойной  зоны определяется по формуле():

 

 

где: -коэффициент Пуассона, ( =0,35)

- удельный вес  горной породы, Н/м³ (2,4×10⁴)

Н - расстояние от устья до кровли продуктивного горизонта (Н=2880м)

 – пластовое  давление, МПа

 

- средневзвешенное  давление по скважине

 

Р_з-давление столба жидкости на забой, МПа

 

где: минимальная высота столба пластового флюида в конце эксплуатации, (h=1800м.)

-плотность флюида ()

- придел прочности  горных пород при одноосном  сжатии, МПа

=30МПа, для песчаникаРисунок-2 Схема конструкции забоя эксплуатационной скважины.

 

 

=30МПа<

Условие, приведённое в формуле () не выполняется.

При бурении данной скважины выбирается следующий способ вскрытия продуктивного горизонта: продуктивный пласт вскрывается по всей мощности, производится спуск обсадной колонны и ее цементирование. Для сообщения обсадной колонны с продуктивным пластом, колонна перфорируется (рисунок-2)

 

2.1.2График совмещённых условий бурения:

 

Для построения графика совмещенных  условий бурения разбиваем разрез скважины на интервалы приведённые  в табл.2 (0-330, 330-984, 984-1200, 1200-1974, 1974-2500, 2500-2652,  2650-6866)

Значение относительной  плотности бурового раствора отред. По формуле:

     (6)

где: Кз – коэффициент  запаса, определяющий величину депрессии  на пласт. ( ≤1200 Кз= 1,1 – 1,15;  1200 – 2500 Кз= 1,05- 1,1;  ≥2500 Кз= 1,04-1,07), согласно ТБ- 2003г.

Интервал 0 – 330м.

₍₇₎

_{где: Рпл- пластовое давление не интервале.}

_{pв – плотность воды (1042кг/м³)}

_{H – глубина интервала.}

 

_{Интервал 0 -330м.(7)}

 

_{, по  формуле (6)}