Проектирование строительства эксплуатационной скважины №11 на Северо-Прибрежной площадке Краснодарского края

В результате геохимических исследований в отложениях караганского яруса среднего миоцена отмечаются, в основном, фоновые газопоказания (от 0.04 до 0.07%), с кратковременными увеличениями газопоказаний до 0.17%. ЛБА составляет 1 - 2 балла БГ МБ, иногда повышается до 1 – 2 баллов ГЖ МБ.

Такая геохимическая характеристика говорит о присутствии в данных отложениях легких битумоидов в рассеянном состоянии и указывает на наличие пластовой воды с незначительным количеством растворенных УВ.

В интервале 2490 – 2564 м отмечено резкое повышение фоновых газопоказаний до 0.8 – 1.5%, с кратковременным повышением до 2%. Состав газа: СН4 15 - 26%, С2Н6 0.5 – 2%, С3Н8 0.5 – 1%, С4Н10 14 – 20%, С5Н12 35 – 60%, iС4Н10 1 – 2%, iС5Н12 10 – 15%. ЛБА 1 – 2 ГЖ МБ. Это связано с установкой нефтяной ванны при ликвидации аварии. Добавки нефти в промывочную жидкость затрудняют интерпретацию газового каротажа указанного интервала.

Чокракский ярус N12ch

2738 – 3057.9 м

Разрез представлен глинистыми породами с прослоями алевролитов, песчаников и доломитизированных мергелей. Многочисленные стяжения пирита и пиритизированные раковины. Зерна прозрачного и молочно-белого кальцита.

 Глины коричневато-серые и тёмно-серые, алевритистые, слюдистые, полосчатые, слоистые, карбонатные (CaCO3 до 15 %), плотные и глины серые, вязкие, пластичные, хорошо размокающие в воде, слабо алевритистые, известковистые.

Песчаники кварцевые с зернами глауконита серые и светло-серые, мелкозернистые и тонкозернистые, слабосцементированные, реже плотные на карбонатно-глинистом цементе.

Алевролиты светло-серые и коричневато-серые, кварц-полевошпатовые, плотные.

Мергель доломитизированный коричневато-серый, крепкий.

Фоновые газопоказания в отложениях чокракского горизонта по данным геохимических исследований составляют 0.03-0.06 %. При вскрытии песчаных пачек чокракского горизонта наблюдалось увеличение газопоказаний до 0.6–1 %. В процессе газового каротажа после бурения (СПО, промывок) наблюдались выходы пачек разгазированного глинистого раствора до 2.5–4.7 % и повышенное содержание маслянистых битумоидов при ЛБА (3 балла, цвет – бело-голубой, голубовато-желтый). Это может свидетельствовать о наличии в песчаниках газа либо газоконденсата.

В интервале 2782 – 2783 м наблюдалось повышение газопоказаний до 0.211% при увеличении скорости проходки до 2.99 м/ч. По данным геохимических исследований: ЛБА 2 балла ГЖ МБ, приведенное к объему породы газосодержащие составило 3.4, остаточное углеводородосодержание горных пород по пласту Fг=2.6%, что говорит о возможном газонасыщении.

Повышение газопоказаний до 0.611% с одновременным повышением скорости проходки до 5 м/ч наблюдалось в интервале 2793 – 2795 м. По результатам геохимических исследований: ЛБА 2 балла ГЖ МБ, остаточное углеводородосодержание горных пород по пласту составило Fг=2.02 - 3.3%, что говорит о возможном газонасыщении пласта.

 Интервал 2895 – 2896 м характеризуется повышением суммарных газопоказаний до 0,17%, ЛБА 3 балла БГ ЛБ, остаточное углеводородосодержание горных пород составляет Fг=2.2%, что говорит о возможном газонасыщении пласта.

При бурении интервалов 2904 – 2906 м, 2955 – 2958м и 2963 – 2964 м резкого повышения газопоказания над фоновыми не наблюдалось. Однако повышение показаний ЛБА до 2 - 3 баллов ГЖ МБ приурочено к песчано-алевритовым пластам со скоростью проходки до 3.55 – 3.88 м/ч. Данные пласты вероятно водонасыщенные, однако по ЛБА имеют признаки УВ насыщения.

При бурении интервала 3021 – 3024 м наблюдалось повышение суммарных газопоказаний до 1.09 %, по результатам геохимических исследований: ЛБА 3 балла ГЖ МБ, приведенные газопоказания 4.4, остаточное углеводородосодержание горных пород составило Fг=3.3%. По результатам геохимических исследований пласт вероятно газонасыщенный.

1.2.3 Тектоника

Газоконденсатные месторождения Прибрежной площади относятся к одному типу залежей – пластовому и приурочены к сводам антиклинальных поднятий.

Газ месторождений заключен в песчаных пластах различной мощности нижнемелового возраста (альб – апт).

По всему месторождению газосодержащий коллектор представлен песчаниками, переслаивающимися глинами; общее число прослоев иногда достигает 10 и более.

 Мощность песчаных слоев невелика, и лишь отдельные пласты достигают 10-15 метров.

Коллектор, как правило, имеет очень неоднородную литологическую характеристику по разрезу, значительную изменчивость физических свойств по вертикали и по площади. Средние значения пористости и проницаемости пластов по месторождению колеблется соответственно от 10 до 19% и от 0,1 до 0,6 дарси. Газонасыщенные песчаники залегают на глубинах 1450-2800 метров. Температура пластов изменяется от 42 до 128ºС.

В период, предшествующий открытию газоконденсатных месторождений на Кубани (1952-1956 гг.), на промысловых площадях наблюдались межколонные проявления, открытое фонтанирование и грифонообразования.

Наибольшее количество межколонных проявлений и грифонообразова-ний произошло в те периоды, когда продуктивные горизонты уже были возбуждены и работали после спуска и крепления колонн.

Анализ имеющихся данных показывает, что 93% осложнений на Кубани произошло на площадях: Ново-Дмитриевской, Калужской, Прибреж-ной и Анастасиевско-Троицкой.

В тектоническом плане эти площади представляют собой антиклинальные складки. Крупные тектонические нарушения здесь отсутствуют, а геологическое строение не отличается от остальных разбуриваемых площадей.

1.2.4 Исходные данные для разработки проекта

Эксплуатационная скважина № 11 расположена в пределах Северо-Прибрежной площади, в 0.35км северо-западнее от разведочной скважины № 15 Прибрежной площади, и заложена с целью эксплуатации газовых залежей в чокракских отложениях.

Геолого-технологические исследования проводились станцией геолого-технологического контроля типа: "Сириус" в интервале 193–3057.9 м с 01.04.05 г по 27.07.05.

Перечень основных геолого-технических параметров скважины приведен в таблице 1.2.

Таблица 1.2 Основные геолого-технические параметры скважины

Объем выполненных геологических исследований приведен в таблице 1.3.

Таблица 1.3 Объем выполненных геологических исследований

В перспективных участках разреза чокрака проводился отбор проб бурового раствора для определения коэффициента дегазации дегазатора, фактического углеводородосодержания бурового раствора, расчет коэффициента разбавления, определение приведенного к объему породы газосодержания и остаточного углеводородосодержания горных пород Fг.

В процессе бурения проводился непрерывный газовый каротаж в интервале 0 - 3057м с фиксированием суммарных газопоказаний в газовоздушной смеси из бурового раствора, одновременно на ХГ производилось покомпонентное определение состава газа, а также люминесцентно-битуминологический анализ шлама.

2. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА БУРЕНИЯ

Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находят только способы механического бурения – ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки. Ударный способ более 50 лет не применяется на нефтегазовых промыслах России, следовательно на проектируемой скважине применяем вращательное бурение.

При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.

Существует две разновидности вращательного бурения – роторный и с забойными двигателями.

При бурении с забойным двигателем долото привинчено к валу, а бурильная колонна – к корпусу двигателя. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

При роторном бурении мощность от двигателей передается через лебедку к ротору - специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы и привинченных к ней с помощью специального переводника бурильных труб.

2.2.ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ, ОБОСНОВАНИЕ И РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ ПРОЕКТНОЙ СКВАЖИНЫ

Конструкция газовой или газоконденсатной скважины должна выбираться с учетом конкретных особенностей не только данного месторождения, но и каждой отдельной скважины. Она зависит от геологических условий, глубины залегания и пластового давления эксплуатационного объекта, физико-механических и других свойств горных пород и характера осложнений в процессе бурения. Кроме того, конструкция должна разрабатываться с учетом максимально возможной экономии пластовой энергии и получения больших дебитов газа. Эти два требования определяют выбор диаметра эксплуатационной колонны, которая в свою очередь является основным элементом конструкции скважины, так как от ее диаметра зависят диаметры остальных обсадных колонн[1].

Выбор конструкции скважины зависит также от комплекса неуправляемых и управляемых факторов.

· К неуправляемым факторам следует отнести геологические условия месторождения: глубину залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; пластовые и поровые давления, а также давления гидроразрыва проходимых пород; физико-механические свойства и состояние пород, вскрываемых скважиной с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления и т.д.

· К управляемым факторам можно отнести способ бурения; число продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия продуктивных горизонтов; материально-техническое обеспечение.

Конструкция скважины считается рациональной, если она обеспечивает минимальную стоимость ее строительства, а также выполнение технических (существующие технические средства и материалы, условия их доставки), технологических (освоенные технологические приемы, организация труда основных и вспомогательных подразделений) и геологических (проявление пластовых флюидов, поглощение буровых и тампонажных растворов, обвалообразование и пластическое течение горных пород) ограничений и требований к надежности и долговечности скважины (обеспечение успешного испытания, освоения и эксплуатации)[8].

2.2.1 Расчет и обоснование конечного, промежуточного и начального диаметров бурения

Строительство скважины состоит из двух последовательно идущих процессов: бурения скважины и ее крепления. Бурение – это разрушение пород и создание ствола скважины. Цель крепления ствола скважины – во-первых, закрепить ее стенки, сделать их устойчивыми против усилий, создаваемых боковым давлением пород, и, во-вторых, изолировать друг от друга разнородные пласты.

Основным элементом при сооружении скважины является ее технический разрез, т.е. конструкция скважины, которая определяется диаметром, глубиной спуска и числом обсадных колонн, толщиной стенок труб, диаметром самой скважины на разных ее глубинах, высотой подъема цемента за трубами.

 Для доведения обсадных колонн до намеченных глубин необходимо определить диаметр ствола скважины. Для этого пользуемся данными практики бурения – величинами зазоров просвета и коэффициентов просвета скважины[3].

Величина зазора или просвета скважины определяется по формуле[4]:

β

где, β – величина зазора или просвета, мм;

Dскв – диаметр скважины, мм;

Dм – наружный диаметр муфты, мм.

Рекомендуемые значения величин зазоров изменяются в пределах от 15 до 50 мм и зависят от жесткости колонны, степени искривления ствола скважины (таблица 2.1).

Таблица 2.1. Значения величин зазоров

Если величину зазора скважины отнести к диаметру скважины, т.е.[4]:

то получим значение коэффициента просвета скважины. Из формулы (2.2) можно получить значение диаметра скважины, выраженное через коэффициент просвета и диаметр муфты[4]:

Если величину 1/(1–2η) обозначить через ƒ, то получим[4]:

Dскв = ƒDм (2.2.4)

Из формулы видно, что диаметр скважины можно определить умножением диаметра муфты обсадной колонны, подлежащей спуску в скважину, на расчетный коэффициент ƒ (таблица 2.2).

Таблица 2.2 Диаметры колонны и муфты и значения коэффициентов

На основании данных таблицы 2.2 находим, что максимальным диаметром долота под 140-мм колонну будет:

Dmin = 1,19 x 160 = 190,5 мм

 Чтобы пропустить долото диаметром 190,5 мм через промежуточную колонну обсадных труб, минимальный диаметр последней должен быть:

Dкол = 190,5 + 6 = 200,5 мм

Для промежуточной колонны, исходя из технологических соображений, выбираем трубы диаметром 245 мм и пробурим ствол скважины под данную колонну долотом согласно формуле (2.2.4):

Dскв = 1,17 x 264 = 308,8 мм

Из стандартных типоразмеров выбираем долото диаметром 295,3 мм.

Чтобы долото диаметром 293,7 мм пропустить через колонну труб, кондуктор должен иметь диаметр 324 мм. Далее определяем диаметр долота под ствол скважины для спуска кондуктора:

Dскв = 1,14 x 351 = 400 мм

Для бурения скважины под кондуктор выбираем долото диаметром 393,7 мм[5].

Таким образом, предусматривается следующая конструкция скважины №11 Северо-Прибрежной:

· Шахтное направление длиной 30 метров и диаметром 530 мм, спускается для предохранения устья от размыва буровым раствором и для обвязки устья с желобной системой, забивается электровибратором;

· Кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 1020 метров, цементируется до устья. Предназначен для изоляции и предохранения вод хозяйственно-питьевого назначения, перекрытия неустойчивых отложений и установки противовыбросного оборудования.

· Промежуточная колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 2450 метров, цементируется до устья. Предназначена для перекрытия неустойчивых отложений понта, меотиса; верхнего, среднего и большей части нижнего сармата и установки противовыбросного оборудования.

· Эксплуатационная колонна диаметром 140 мм спускается на глубину 3025 метров, цементируется в интервале 3025-1850 метров. Служит для разобщения вскрытых пластов, опробования и эксплуатации продуктивного горизонта[5].

2.2.2 Выбор промывочного агента для бурения скважины

Ствол скважины длительное время находится в необсаженном состоянии при значительном всестороннем давлении, что является причиной обвалов и осыпей, вызывающих посадки, затяжки, прихваты бурильного инструмента, недоходы обсадных колонн до проектных глубин. Проходка ствола скважины в неустойчивых породах также осложняет процесс бурения, так как такие породы способствуют обвалам и вследствие этого прихватам бурильного инструмента. Кроме этого, в некоторых районах, подверженных карстообразованию, ствол скважины иногда попадает в огромные каверны[6].

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8