Таблица 8 – Нефтегазоводопроявления 1 страница

Таблица 8 – Нефтегазоводопроявления

Индекс стратигра-фического подразде- ления	Интервал,м		Вид проявляемого флюида	Характер проявления
Индекс стратигра-фического подразде- ления	от (верх)	до (низ)	Вид проявляемого флюида	Характер проявления
	350		Вода	Осолонение воды, слабый перелив на устье
			Нефть	Пленка нефти на поверхности промывочной жидкости
			Нефть	-

Нефтегазоводопроявления возникают вследствие снижения гидростатического столба жидкости в скважине во время СПО, низкого качества глинистого раствора. Для предотвращения нефтегазоводопроявлений необходимо строго следить за уровнем бурового раствора в скважине, следить за качеством буровой промывочной жидкости. Осыпи и обвалы стенок скважины происходят в следствии нарушения технологии проводки скважины. Проводимый строгий контроль за соблюдением всех требований позволяет значительно снизить вредные последствия буровых работ на осваиваемых территориях.

Таблица 9 - Геофизические исследования и работы в скважине

Вид исследования	Масштаб записи	Интервалы исследования, м

Акустический каротаж (АК)	1:200	820-918
Боковой каротаж (БК)	1:500	840-1075
Боковое каротажное зондирование (БКЗ)	1:200	0-1312
Микрозондирование	1:200	1230-1312
Индукционный каротаж (ИК)	1:200	824-1330
Стандартный каротаж (СК)	1:200	940-1090
Радио каротаж (РК)	1:500	390-1312
Микрокоратаж (боковой каротаж )	1:200	820-1075
Боковое каротажное зондирование	1:200	918-1013

Стандартный каротаж и ПС применяются для литологического расчленения разреза скважины, выделения коллекторов и оценки их пористости, определения минерализации пластовой воды. Микробоковой каротаж – для выделения коллекторов, точности определения границ пластов, оценки удельного сопротивления раствора. Боковой каротаж применяется для детального расчленения разреза скважины, определения пористости и проницаемости пород.

Кавернометрия используется для определения истинного диаметра скважины, определения участков пакерования. Инклинометрия - служит для определения направления движения ствола скважины в плоскости и пространстве. АКЦ показывает качество сцепления цементного камня с обсадной колонной.

После очистки вода пригодна для использования в системе оборотного водоснабжения. Особенно важно соблюдать мероприятия по охране окружающей среды при строительстве скважин с морской стационарной платформы, где их проведение многократно усложняется в связи с ограниченностью производственного пространства. Проводимый строгий контроль за соблюдением всех требований позволяет значительно снизить вредные последствия буровых работ на осваиваемых территориях.

2 Раздел технологии бурения нефтяных и газовых скважин

2.1 Технико - технологические решения при проектировании бурения скважины

2.1.1 Выбор и расчет конструкции скважины

Конструкция скважины - совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, их диаметрах, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования. Конструкция скважины должна обеспечить безусловное доведение скважины до проектной глубины, предотвращение осложнений в процессе бурения, минимум затрат на строительство скважины.

Для выбора обсадных колонн используется совмещенный график изменений давлений, давление гидроразрыва пород и гидростатическое давление столба бурового раствора.

По литологической характеристике разреза выделяем интервалы с характеристикой пластовых давлений, давлений гидроразрыва и по формуле Р/0,01∙Н [3].Выбор диаметров колонн и долот осуществляется по методике [2, стр.133]. Диаметры обсадных колонн выбираем снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.D экс = 146 мм (по требованию заказчика).

Диаметр долот при бурении под эксплуатационную колонну

Dдол = Dэкс(муфты) + 2∙d, мм [2, стр.133] (1)

где d - зазор между муфтой и стенками скважины.

Dдол = 146 + 2∙20 = 206 мм

По ГОСТ 20692-75 находим ближайший диаметр долота.D экс = 190,5 мм

Определяем диаметр долота под кондуктор:

D кон=245 мм,Dдол.кон= Dмуф.кон. +2∙d, мм, Dдол.кон=285 мм

D напр.= 324 мм, Dдол.напр=354 мм

Выбираем конструкцию наклонно-направленной эксплуатационной нефтяной скважины (рисунок 1) на основании исходных данных таблицы 10 и графика совмещенных эквивалентов давлений таблицы 11.

Таблица 10 – Исходные данные для выбора конструкции скважины

Глубина скважины по вертикали Нв, м	Глубина скважины по стволу L, м	Интервал зоны совместимых условий, м		Пластовое давление продуктивного горизонта, МПа
Глубина скважины по вертикали Нв, м	Глубина скважины по стволу L, м	Зона 1	Зона 2
				2,11
				8.0

Дн =324 мм Дк=245 мм Дэк=146 мм Дос=124мм

Ддол.напр.=354мм

Нн=30м

Ддол.конд.=285 мм

Lк=390 м

Ддол.эк=187,3 мм

Lэк=1312м

Рисунок 1 – Схема конструкции скважин

Таблица 11 - График эквивалентов совмещенных давлений

Глубина (по вертика-ли), м	Давление, МПа		Эквивалент градиента давлений	Градиент
	Пласто-вое	Гидро-разрыва	Эквивалент градиента давлений	Градиент
				Глубина спуска колонн, м	Плотность раствора, г/см³
				Глубина спуска колонн, м	Плотность раствора, г/см³
	0,098	0,175			1,15+0,02
	3,43	6,125			1,15+0,02
	3,43	6,125			водопроявление 1,17+0,02
	3,7	6,63
	4,5	8,12
	5,5	9,88
	7,08	12,6
	8,2	14,77
	8,9	16,065			1,15 0,02
	9,4	16,9
	9,6	17,7
	11,7	21,035
	18,8	27,05
	12,6	22,6
	13,034	23,2

Таблица 12 - Итоги выбора конструкции скважины по номограмме

Вид обсадной колонны	Интервал зоны совмести-мых условий бурения (по вертикали), м	Диаметр колонн, мм	Диаметр долота, мм	Глубина спуска колонны (по стволу), м	Интервал цементирования, м (по стволу), м
Направление	0-30		374,7		0-30
Кондуктор	0-390				0-390
Эксплуатационная колонна	0-1312	190,5	187,3		0-1312

Направление спускается на глубину 30м, высота подъема цемента - до устья. Направление спускается для крепление верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины.

Кондуктор спускается на глубину 390м, для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза и изоляции водоносных горизонтов, на устье кондуктора устанавливается ПВО, а также предназначен для подвески обсадных колонн. Цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна спускается на глубину 1312м, предназначена для крепления и разобщения продуктивных горизонтов от других пластов. Предназначена для извлечения пластового флюида на поверхность, цементируется до устья.

2.1.2 Выбор способа бурения

На Юськинской площади на практике используется турбинно – роторный способ бурения, что связано с геолого – техническими условиями бурения: глубина бурения составляет 1130 м, профиль ствола скважины наклонно – направленный. бурение под эксплуатационную колонну осуществляется винтовыми забойными двигателями Д2 - 195, ДР176, Д-106 и ДР -106.

В качестве промывочной жидкости используется полимер-солевой раствор плотностью 1,17 г/см³при бурении под кондуктор, далее при бурении под эксплуатационную колонну до продуктивного горизонта - пластовоая вода, в продуктивном горизонте верейского горизонта полимер - солевый раствор плотностью 1,17 г/см³. Продуктивный башкирский ярус двигателями ДР -106 и Д-106 (50 м) на полисахаридном растворе плонтностью 1,05 г/см³.

2.1.3 Профиль наклонно - направленной скважины

Проектный профиль наклонно - направленной скважины согласно Проекта строительства скважины на Юськинской площади имеет параметры:

Горизонтальное смещение на кровлю продуктивного горизонта 326,7 м

Магнитный азимут 6⁰08”

Проектный зенитный угол 20⁰15”

Интервалы набора кривизны 200-335м

Расчет и построение профиля наклонно- направленной скважины (ННС) Методика и пример расчета приведены в [1], стр.292-297, стр.22-31 [3], стр.264-289 [8].

Интенсивность набора кривизны в градусах, i ₁5⁰

Интенсивность снижения кривизны, i ₂4⁰

Верхний вертикальный участок, h 200м

β=10⁰15

О₂

О₁

R₁=286м

a₁₌_87,2м

R₂=357,8м

a₂₌_80м

A=326,7м

a₃₌_159,5м

Рисунок 2 – Профиль ствола скважины

Условные обозначения

i ₁ - интенсивность набора кривизны в градусах (на каждые n1 = 25м проходки);

i ₂- интенсивность снижения кривизны в градусах (на каждые n2 = 25м проходки);

L –общая длина наклонной скважины;

H - длина вертикальной проекции наклонной скважины;

А - длина горизонтального смещения (отклонения) забоя скважины;

R ₁-радиус дуги, по которой происходит плавный набор кривизны;

R ₂- радиус дуги, по которой происходит плавное снижение кривизны;

а₁ -длина горизонтального смещения (отклонения)забоя на участке плавного набора кривизны;

a₂ - длина горизонтального смещения забоя на участке плавного снижения кривизны;

а₃ - длина горизонтального смещения забоя на участке, где кривизна постоянная;

h –длина верхнего вертикального участка;

h₄ -длина нижнего вертикального участка;

h₁- длина вертикальной проекции первой дуги;

h₂-длина вертикальной проекции второй дуги;

h₃ -длина вертикальной проекции прямолинейного наклонного участка;

L₁ - длина первой дуги;

L₂ –длина второй дуги;

L₃- длина наклонного прямолинейного участка;

β -угол между наклонной прямой и вертикалью (зенитный угол);

g - угол входа ствола скважины в пласт;

l₁-длина хорды, стягивающей первую дугу; 1₂ длина хорды, стягивающей вторую дугу.

Обозначения приведены для профиля IV типа (пяти-интервального), как наиболее обобщающего. Для расчета и построения профиля обычно задаются следующие исходные данные: i₁, i₂, H, А, h,β.

Необходимые расчетные формулы для определения отдельных элементов профиля в зависимости от типа приведены в табл.9. 1 [2].

Решение для пяти интервального профиля:

Определим длину первой дуги на вертикаль

L₁ = _n1∙ β / i₁ , м [2, стр.82] (2)

sin β = 0,46947

L₁ = 25∙20/5 = 100м

Проекция дуги на вертикаль

h₁= (L₁∙sin β) / (0,017453∙ β), м [2 , стр.82] (3)

h₁ = 100∙0,46947 / (0,017453∙20) = 134,5м

Отклонения в интервале набора кривизны

a₁= h₁∙ tg (β /2), м [2, стр.85] (4)

a₁ = 134,5 ∙ tg (20/2) = 87,2м

Радиус дуги набора кривизны

R₁= h₁/ sin β, м [2, стр.86] (5)

R₁=134,5/ 0,46947 = 286 м

Длина дуги, на которой происходит сброс кривизны до нуля

L₂= n₂ ∙β / i₂ , [2, стр.86] (6)

L₂= 25∙20/4 =125м

Проекция этой дуги на вертикаль

h₂ = (L₂∙ sin β) / (0,017453∙ β), м [2, стр.87] (7)

h₂ = 125∙0,46947/(0,017453∙20) = 168м

Радиус дуги R₂= h₂ / sinβ, м

R₂ = 168/0,46947 =357,8м

Длина хорды, стягивающей эту дугу

l₂=2R₂∙sin (β / 2) = L₂∙ sin (β / 2)/ ((0,017453∙ ( β / 2)), м [2, стр.88] (8)

l₂= 357∙sin(20/2)=214м

Отклонение на этом интервале

a₂ = l₂∙sin (β / 2), м [2, стр.89] (9)

a₂ = 214 ∙sin(20/2) = 80м

Отклонение на прямолинейном участке

a₃= A - (a₁ + a₂), м [2, стр.90] (10)

а₃ =326,7- (87,2+80) = 159,5м

Длина наклонного прямолинейного участка

L₃= а₃ / sin β , м [2, стр.91] (11)

L₃=159,5/ 0,46947= 339,7м

Проекция наклонного участка на вертикаль

h₃= L₃ ∙ cos β , м [2, стр.92] (12)

h₃=339,7∙ 0,766= 260,2 м

Длина нижнего вертикального интервала

h₄ = H - (h + h₁+ h₂+ h₃) , м [2, стр.85] (13)

h₄= 1312– (70+134,5+168+260,2) =679,3м

Общая длина скважины по профилю

L = h + L₁+L₂+L₃+h₄, м [2, стр.86] (14)

L= 70+100+125+339,7+679,3 = 1314м

Удлинение ствола скважины за счет её кривизны

Lудл = L – H, м [2,стр.87] (15)

Lудл=1314-1312 = 2м

Допустимое отклонение расчетного отклонения А от проектного не более 3%. По расчетным данным построим профиль наклонной скважины.

2.1.4 Выбор буровых растворов

Практика бурения показала, что успех проводки скважин в значительной мере зависит от качества применяемого раствора. Поэтому перед началом бурения определяют состав и свойства буровых растворов, которые будут использоваться для промывки скважины по-интервально в соответствии с Проектом строительства скважин и Программой буровых работ на Юськинской площади.

При бурении под направление от 0 - 30 м в качестве промывочной жидкости проектируется глинистый раствор плотностью 1,06 г/см³.

При бурении под кондуктор в интервале 0 - 390 м проектируется применять глинистый раствор с параметрами:

- плотность - 1,06 г/см³;

- условная вязкость - 26 - 35 сек;

- фильтрация - не более 10 см³/ 30 мин.

Химическая обработка раствора не допускается в связи с наличием пресных вод в Уфимской свите. Возможны добавки кальцинированной соды для регулирования параметров раствора.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 390 – 1312 м проектируется применения пластовой воды, в связи с наличием в разрезе устойчивых пород и незначительностью зон осложнений.

Для вскрытия продуктивного пласта в интервале 920 – 1312 м применять безглинистый полимер - солевой раствор с параметрами:

- плотность - 1,15 г/см³;

- условная вязкость – 25 - 27 сек;

- фильтрация - не более 6 см³/30 мин.

С целью регулирования параметров раствора предусматривается химическая обработка реагентами: сода кальцинированная, сода каустическая – для снижения вязкости, фильтрации, диспергирования глиноматериалов; карбоксиметилцеллюлоза, гексаметафосфат натрия – для увеличения стабильности, снижения фильтрации; нефть, графит – смазывающие добавки.

Рассчитаем плотность промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта, определим необходимое количество промывочной жидкости, глины, воды и утяжелителя для приготовления раствора заданной плотности. Расчеты выполним по методике стр. 18, 189-198 [3] или стр.178 [8].

Решение

1) Плотность бурового раствора определяется по формуле:

Для скважины глубиной до 1200 м

rбр = 100∙ Рпл ∙ (1,05...1,1)/ Нв, г/см³ [3, стр.189 ] (16)

Для скважины глубиной свыше 1200 м

rбр = 100∙ Рпл ∙ (1,05….)/ Нв

rбр = 100∙18,8∙ 1,05/1260 =1,56 г/см3

где Нв – глубина скважины по вертикали, м

Принимаем плотность раствора по ГТН равный 1,14 г/ см³.

2) Объем скважины рассчитаем по формуле:

Vскв = p∙ D²скв ∙ L + Vж + V емк [3, стр.194] (17)

Vскв =3,14∙0,1905² ∙1312+10+100= 147,3 м³

где Dскв = к ∙ Ддэк = 1,0 ∙ 0,2159 = 0,2591 м

к - коэффициент кавернозности - 1,2

Ддэк - диаметр долота под эксплуатационную колонну, м;

L – длина эксплуатационной колонн, м;

Vж - объем желобов - 10 м³;

Vемк - 100 м³.

2)Определим количество бентонитовой глины и технической воды, потребных для приготовления 1 м³ раствора плотностью rбр = 1,16 т/ м³ .

Решение. Количество глины, расходуемой на приготовление 1 м³ раствора заданной плотности, определим по формуле

Gг = r г (r гр - r в) / r г - r в, т/м³ [3, стр.194 ] (18)

где rг - плотность глины, т/ м³ (rг = 2,2 - 2,7 т/ м ³) ;

rв - плотность воды, т / м³

G г = 2,5 ( 1,56 - 1,0 ) / 2,6 - 1,0 = 0,461 т / м ³

Объем глины в 1 м³ раствора составит:

Vг = Gг / r г [3, стр.195] (19)

Vг = 0,461 / 2,5 = 0,084 м ³/ м³

Объем воды будет равен

Vв = 1 - Vг = 1- 0,184 =0,815 м³ [3, стр.196] (20)

3) Определение количества бентонитовой глины, утяжелителя и воды, необходимых для приготовления утяжелённого раствора заданной плотности.

Определить количество бентонитовой глины плотностью rг = 2,5 т / м³, утяжелителя плотностью rу = 4,5 т / м³ и воды, чтобы получить буровой раствор объемом 188 м³ плотностью rбр =1,16 т/м³.

Используя данные, полученные в задаче имеем: количество глины для приготовления 1 м³ раствора плотностью rгр =1,14 т / м ³ Gг =0, 461 т / м³ и объём глины в 1 м³ раствора Vг = 0,084 м³.

Определим суммарный объём глины без утяжелителя в 1 м³ раствора:

V = Vг = 0,084м³/м³[3, стр.189] (21)

Объем воды в 1 м³ утяжеленного раствора будет

Vв = 1 - V = 1 - 0,084= 0,815м³/м³ [3, стр.196] (22)

Для приготовления 179м³ раствора необходимо:

Глины: V ' г = Vбр ∙ Vг [3, стр.198] (23)

V ' г = 179 ∙ 0,084 = 15,03м³

Воды: V' в = Vбр * Vв [3, стр.190] (24)

V' в = 179∙0,816= 146,064 м³

Тогда общий объём раствора составит:

Vобщ =15,03+146,064 =161,094 м³

Количество сухой глины, необходимой для приготовления 161,094 м³ раствора, будет:

Gг = V ' г ∙ rг [3, стр.192] (25)

Gг = 15,03 ∙ 2,5 = 37,5 т

Таким образом, для приготовления 167 м³ утяжеленного раствора плотностью 1,44 т/м³ необходимо

Воды 0,815 м³

Бентонитовой глины плотностью 2,51 т / м³ 37,5 т

Полиакриламид 3% от объема раствора

161,094-100%

X_ПАА = 3 X_ПАА = 161,094∙3/100 =4,83 м³.

2.1.5 Технологические решения при углублении скважины

Параметры бурового раствора должны соответствовать геолого-техническому наряду содержание песка при бурении под направление и кондуктор не более 5%, при бурении под техническую колону не более 3%, под эксплуатационную колону не более 1%, смазывающие добавки согласно рецептуре подрядчика по буровым растворам (по согласованию смазку увеличить до 5%). При содержании песка в буровом растворе выше указанных параметров произвести выравнивание параметров бурового раствора согласно ГТН. После сборки КНБК на опрессовке использовать фильтр.

Перед подъёмами промывать скважину не менее 1,5 цикла до полного

выноса шлама и приведение бурового раствора в соответствие с ГТН.

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 Следующая ⇒