Файл: 2. Разработка нефтяных месторождений 1 Общие сведения о промысловом объекте.rtf
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 73
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
натриевой подгруппе, классу S1.
В нижнепермских отложениях водоносные горизонты приурочены к трещиноватым и пористым участкам карбонатных пород кунгурского, артинского, сакмарского и ассельского ярусов.
Воды кунгурско-артинских отложений
Водоносные горизонты связаны с трещиноватыми и пористыми доломитами и известняками. Водоупорными служат глинистые карбонатные породы. По данным анализов плотность вод изменяется от 1.0018 до 1.0033г/см3, минерализация – от 7 до 129 мг-экв/л. Воды относятся к сульфатнонатриевому и хлоркальциевому типу, сульфатной и хлоридной группе, кальциевой и натриевой подгруппе, классу S2.
Воды сакмарско-ассельских отложений
В толще этих отложений, сложенных в основном карбонатными породами, водоносные горизонты приурочены к трещиноватым и пористо-кавернозным литологическим разностям. Водоупорными служат сульфатные и глинистые карбонатные породы. Плотность вод изменяется от 1.0007 до 1.012г/см3, минерализация – от 3.72 до 96.4мг-экв/л. Воды относятся к сульфатнонатриевому и хлормагниевому типу, сульфатной группе, кальциевой подгруппе, классу S1 , S2
Каменноугольные отложения
Водоносные горизонты в карбонатных отложениях верхнего и среднего отделов отмечались по поглощениям промывочной жидкости при бурении скважин.
Отложения верхнего карбона
Водоносные горизонты проявляли себя поглощениями промывочной жидкости на Фоминовском участке при бурении скважин. Водоносные породы – трещиноватые и пористые и пористые доломиты и известняки. Воды верхнего и среднего карбона не изучались в связи с отсутствием результатов испытания этих отложений. Учитывая отсутствие промышленных скоплений нефти в отложениях верхнего и среднего карбона, данные анализов вод из этих отложений по соседним месторождениям не приводятся.
Воды бобриковского горизонта
Притоки воды получены при опробовании песчаников и алевролитов бобриковского горизонта в скважинах Алексеевского участка. Притоки колеблются от 1 до 93 м3/сут с уровня 700-800м. Вода имеет плотность от 1.158 до 1.165г/см3, минерализацию от 6950.8 до 7914.76 мг-экв/л и относится к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе, классу S1.
Воды турнейских отложений
Воды турнейского яруса получены при опробовании скважин Алексеввского и Фоминовского, Подгорного участка. Притоки воды колеблются от 1 до 30 м3/сут. По данным анализов плотность вод изменяется от 1.407 до 1.1565 г/см3, минерализация – от 6303 до 7880мг-экв/л. Воды относятся к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе, классу S1.
Девонские отложения
Притоки воды получены при опробовании карбонатных пород фаменского яруса, верхнефранского подъяруса, терригенных коллекторов франского яруса верхнего отдела и живетского, эйфельского ярусов среднего отдела девона.
Воды фаменского яруса
Приурочены к трещиноватым и кавернозно-пористым известнякам. Водоупорами служат плотные карбонатные породы. Вода получена при опробовании скважин Алексеевского и Фоминовского участков. Притоки воды колеблются от 0.6 до 6.5м3/сут с уровней 700-1100м. По данным анализов вод плотность их изменяется от 1.1572 до 1.1754 г/см3, минерализация – от 6817 до 8845.88 мг-экв/л. Воды относятся к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе, классу S1. Содержат йод до 13.4 мг/л, бром – от 283.6 до 524.8мг/л.
Воды карбонатных отложений девона
франского яруса
Вода получена при опробовании трещиновато-пористых известняков в скважине Сулинской площади. Дебит равнялся 126.6м3/сут с уровня 800м. Плотность воды – 1.1736г/см3, минерализация в пределах 7989.6-8879.48 мг-экв/л. По ионному составу вода аналогична водам фаменского яруса. Содержание йода равна 9.14мг/л, брома - 432.5мг/л.
Воды терригенных отложений франского яруса
Притоки воды получены из алевролито-песчаных коллекторов пашийского горизонта при опробовании скважин как на Алексеевском, так и на Фоминовском участке. Дебиты вод колеблются от 1.2м3/сут до 6.8м3/сут. с уровней 700-1078м. В скважинах №№358,50,101 притоки вод составили, соответственно, 55м3/сут, 60 м3/сут и 108 м3/сут с уровней 700-800м. Водоупорные породы франского яруса – аргиллиты. Плотность вод по анализам изменяется от 1.1751 до 1.1895г/см3, минерализация – от 7552.6 до 9777.8мг-экв/л. Воды относятся к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе, классу S1. Содержат йод от 5.9 до 10.6мг/л, бром от 918.4 до 1116 мг/л.
Воды живетских отложений
Приурочены к алевролито-песчаниковым пачкам муллинского, старооскольского, воробьевского горизонтов, отделенных друг от друга слоями карбонатно-аргиллитовых пород.
Песчаники муллинского горизонта опробовались в скважине №68 Сулинской площади. Получена вода плотностью 1.1881г/см3, минерализацией 8005.2мг-экв/л. Притоки воды получены также из скважины №365-25м3/сут с уровня 570м и №433 – 16м3/сут .
Песчаники и алевролиты старооскольского горизонта при опробовании скважин №№82,83,84,93,111 на площади Алексеевского участка дали притоки воды от 0.8 до 5м3/сут с уровней 500-1000м.
Из песчаников в скважине №101 Алексеевского участка получен приток воды 96м3/сут с уровня 750м.
Физико-химические свойства исследованных проб вод муллинского старооскольского и воробьевского горизонтов сходны между собой. Плотность вод изменяется от 1.1832 до 1.1931 г/см3, минерализация от 7972.8 до 9844 мг-экв/л. Воды относятся к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе, классу S1. Содержат йод до 7.6мг/л, бром – до 1035.7мг/л.
Воды эйфельских отложений
Водоносными являются песчаники, алевролиты, водоупорными - аргиллиты. Вода, полученная при опробовании скважины в восточной части Алексеевского месторождения, имеет плотность 1.1888 г/см3. Минера- лизация достигает 10131.2мг-экв/л. По В.А.Сулину вода хлоркальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы, класса S1.
4. Организация и производство буровых работ
Требования к конструкциям скважин и их креплению.
Конструкция скважины выбирается в зависимости от геологического строения залежей, местоположения скважины на местности, требований охраны недр и окружающей среды.
Конструкция скважин должна обеспечить:
— осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и эксплуатации скважины;
— предотвращение осложнений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологических процессов при эксплуатации;
— минимум затрат на строительство скважин, а также необходимых дополнительных объектов и сооружений в целом.
На Алексеевском месторождении проектируется бурение скважин на девонские отложения и турнейский ярус. Рекомендуется применять следующую конструкцию скважин: направление, кондуктор и эксплуатационная колонна.
Глубина спуска колонн определяется фактической альтитудой устья скважины: для направления – с учетом устойчивости пород верхней части разреза; промежуточного кондуктора – с учетом глубины залегания карстовых отложений; кондуктора – с учетом кровли артинских отложений; промежуточной колонны – для решения специальных задач, в т.ч. изоляция осложнений; эксплуатационной колонны – способами заканчивания и эксплуатации скважины.
Высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами при цементировании в один или несколько приемов должна и должна выбираться с учетом выполнения следующих требований:
— направления, кондукторы, потайные колонны, нижние и промежуточные ступени при ступенчатом цементировании эксплуатационных колонн цементируются на всю длину;
— не допускается разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами, кроме как при перекрытии направлением, кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции. Допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОПЗ) проведением встречного цементирования через межтрубное пространство от устья до кровли поглощающего пласта и разрывом сплошности цементного камня на величину интервала поглощающего пласта ± 10 метров.
Крепление скважины проводить согласно РД 39-0147585-201-00 «Сборник инструкций регламентов и РД по технологии крепления скважин на месторождениях ОАО «Татнефть»
Рекомендуется, бурение скважины до продуктивного (проектного) карбонатного пласта вести на технической воде или глинистом растворе, в зонах осложнений. Продуктивный пласт вскрывать растворами на полимерной основе для сохранения коллекторских свойств – ФЭС роторным способом. После вскрытия провести перфорацию на этом же растворе. Спустить колонну. Провести цементирование колонны в две ступени и глубокую перфорацию на растворами на полимерной основе. Освоить скважину с кислотной ОПЗ.
В ТатНИПИнефть разработан регламент на заканчивание скважин строительством месторождений Татарстана.
Крепление скважин пробуренных на девонские отложения производить следующим образом:
— технология крепления включает двухступенчатое цементирование эксплуатационной колонны, заколонный пакер ПДМ (муфта МСЦ) устанавливается выше продуктивного пласта так, чтобы статическое
давление столба цементного и бурового раствора было не более чем на 5-10%
выше пластового. Цементирование первой ступени до ПДМ (МСЦ) производить пластифицированным тампонажным раствором (ПТР) плотностью 1820 кг/м3. Вторую ступень (выше ПДМ или МСЦ) цементировать тремя порциями: первая порция — тампонажный раствор с пониженной водоотдачей, вторая — облегченный тампонажный раствор (ОТР), третья — тампонажный раствор с пониженной водоотдачей;
— бурение скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны до кровли продуктивного пласта с последующим вскрытием продуктивной части в щадящем режиме и крепление его цементируемым "хвостовиком" с использованием пластифицированного тампонажного раствора (ПТР).
В процессе первичного вскрытия турнейского яруса и подготовки ствола скважины к креплению произвести гидравлическую волновую кольматацию проницаемых пластов с использованием забойных кольмататоров.
Крепление скважины на турнейский ярус рекомендуется производить в зависимости от выбора типа конструкции забоя после бурения следующим образом:
1) спустить эксплуатационную колонну с оборудованием для селективной изоляции в интервал продуктивного пласта с последующим ее цементированием;
2) бурение скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны до кровли продуктивного пласта с последующим вскрытием продуктивной части в щадящем режиме и оставлением открытого забоя;
3) бурение скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны до кровли продуктивного пласта с последующим вскрытием продуктивной части в щадящем режиме и крепление ее нецементируемым "хвостовиком" соответствующего диаметра.
Конструкции скважин
В нижнепермских отложениях водоносные горизонты приурочены к трещиноватым и пористым участкам карбонатных пород кунгурского, артинского, сакмарского и ассельского ярусов.
Воды кунгурско-артинских отложений
Водоносные горизонты связаны с трещиноватыми и пористыми доломитами и известняками. Водоупорными служат глинистые карбонатные породы. По данным анализов плотность вод изменяется от 1.0018 до 1.0033г/см3, минерализация – от 7 до 129 мг-экв/л. Воды относятся к сульфатнонатриевому и хлоркальциевому типу, сульфатной и хлоридной группе, кальциевой и натриевой подгруппе, классу S2.
Воды сакмарско-ассельских отложений
В толще этих отложений, сложенных в основном карбонатными породами, водоносные горизонты приурочены к трещиноватым и пористо-кавернозным литологическим разностям. Водоупорными служат сульфатные и глинистые карбонатные породы. Плотность вод изменяется от 1.0007 до 1.012г/см3, минерализация – от 3.72 до 96.4мг-экв/л. Воды относятся к сульфатнонатриевому и хлормагниевому типу, сульфатной группе, кальциевой подгруппе, классу S1 , S2
Каменноугольные отложения
Водоносные горизонты в карбонатных отложениях верхнего и среднего отделов отмечались по поглощениям промывочной жидкости при бурении скважин.
Отложения верхнего карбона
Водоносные горизонты проявляли себя поглощениями промывочной жидкости на Фоминовском участке при бурении скважин. Водоносные породы – трещиноватые и пористые и пористые доломиты и известняки. Воды верхнего и среднего карбона не изучались в связи с отсутствием результатов испытания этих отложений. Учитывая отсутствие промышленных скоплений нефти в отложениях верхнего и среднего карбона, данные анализов вод из этих отложений по соседним месторождениям не приводятся.
Воды бобриковского горизонта
Притоки воды получены при опробовании песчаников и алевролитов бобриковского горизонта в скважинах Алексеевского участка. Притоки колеблются от 1 до 93 м3/сут с уровня 700-800м. Вода имеет плотность от 1.158 до 1.165г/см3, минерализацию от 6950.8 до 7914.76 мг-экв/л и относится к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе, классу S1.
Воды турнейских отложений
Воды турнейского яруса получены при опробовании скважин Алексеввского и Фоминовского, Подгорного участка. Притоки воды колеблются от 1 до 30 м3/сут. По данным анализов плотность вод изменяется от 1.407 до 1.1565 г/см3, минерализация – от 6303 до 7880мг-экв/л. Воды относятся к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе, классу S1.
Девонские отложения
Притоки воды получены при опробовании карбонатных пород фаменского яруса, верхнефранского подъяруса, терригенных коллекторов франского яруса верхнего отдела и живетского, эйфельского ярусов среднего отдела девона.
Воды фаменского яруса
Приурочены к трещиноватым и кавернозно-пористым известнякам. Водоупорами служат плотные карбонатные породы. Вода получена при опробовании скважин Алексеевского и Фоминовского участков. Притоки воды колеблются от 0.6 до 6.5м3/сут с уровней 700-1100м. По данным анализов вод плотность их изменяется от 1.1572 до 1.1754 г/см3, минерализация – от 6817 до 8845.88 мг-экв/л. Воды относятся к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе, классу S1. Содержат йод до 13.4 мг/л, бром – от 283.6 до 524.8мг/л.
Воды карбонатных отложений девона
франского яруса
Вода получена при опробовании трещиновато-пористых известняков в скважине Сулинской площади. Дебит равнялся 126.6м3/сут с уровня 800м. Плотность воды – 1.1736г/см3, минерализация в пределах 7989.6-8879.48 мг-экв/л. По ионному составу вода аналогична водам фаменского яруса. Содержание йода равна 9.14мг/л, брома - 432.5мг/л.
Воды терригенных отложений франского яруса
Притоки воды получены из алевролито-песчаных коллекторов пашийского горизонта при опробовании скважин как на Алексеевском, так и на Фоминовском участке. Дебиты вод колеблются от 1.2м3/сут до 6.8м3/сут. с уровней 700-1078м. В скважинах №№358,50,101 притоки вод составили, соответственно, 55м3/сут, 60 м3/сут и 108 м3/сут с уровней 700-800м. Водоупорные породы франского яруса – аргиллиты. Плотность вод по анализам изменяется от 1.1751 до 1.1895г/см3, минерализация – от 7552.6 до 9777.8мг-экв/л. Воды относятся к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе, классу S1. Содержат йод от 5.9 до 10.6мг/л, бром от 918.4 до 1116 мг/л.
Воды живетских отложений
Приурочены к алевролито-песчаниковым пачкам муллинского, старооскольского, воробьевского горизонтов, отделенных друг от друга слоями карбонатно-аргиллитовых пород.
Песчаники муллинского горизонта опробовались в скважине №68 Сулинской площади. Получена вода плотностью 1.1881г/см3, минерализацией 8005.2мг-экв/л. Притоки воды получены также из скважины №365-25м3/сут с уровня 570м и №433 – 16м3/сут .
Песчаники и алевролиты старооскольского горизонта при опробовании скважин №№82,83,84,93,111 на площади Алексеевского участка дали притоки воды от 0.8 до 5м3/сут с уровней 500-1000м.
Из песчаников в скважине №101 Алексеевского участка получен приток воды 96м3/сут с уровня 750м.
Физико-химические свойства исследованных проб вод муллинского старооскольского и воробьевского горизонтов сходны между собой. Плотность вод изменяется от 1.1832 до 1.1931 г/см3, минерализация от 7972.8 до 9844 мг-экв/л. Воды относятся к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе, классу S1. Содержат йод до 7.6мг/л, бром – до 1035.7мг/л.
Воды эйфельских отложений
Водоносными являются песчаники, алевролиты, водоупорными - аргиллиты. Вода, полученная при опробовании скважины в восточной части Алексеевского месторождения, имеет плотность 1.1888 г/см3. Минера- лизация достигает 10131.2мг-экв/л. По В.А.Сулину вода хлоркальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы, класса S1.
4. Организация и производство буровых работ
Требования к конструкциям скважин и их креплению.
Конструкция скважины выбирается в зависимости от геологического строения залежей, местоположения скважины на местности, требований охраны недр и окружающей среды.
Конструкция скважин должна обеспечить:
— осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и эксплуатации скважины;
— предотвращение осложнений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологических процессов при эксплуатации;
— минимум затрат на строительство скважин, а также необходимых дополнительных объектов и сооружений в целом.
На Алексеевском месторождении проектируется бурение скважин на девонские отложения и турнейский ярус. Рекомендуется применять следующую конструкцию скважин: направление, кондуктор и эксплуатационная колонна.
Глубина спуска колонн определяется фактической альтитудой устья скважины: для направления – с учетом устойчивости пород верхней части разреза; промежуточного кондуктора – с учетом глубины залегания карстовых отложений; кондуктора – с учетом кровли артинских отложений; промежуточной колонны – для решения специальных задач, в т.ч. изоляция осложнений; эксплуатационной колонны – способами заканчивания и эксплуатации скважины.
Высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами при цементировании в один или несколько приемов должна и должна выбираться с учетом выполнения следующих требований:
— направления, кондукторы, потайные колонны, нижние и промежуточные ступени при ступенчатом цементировании эксплуатационных колонн цементируются на всю длину;
— не допускается разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами, кроме как при перекрытии направлением, кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции. Допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОПЗ) проведением встречного цементирования через межтрубное пространство от устья до кровли поглощающего пласта и разрывом сплошности цементного камня на величину интервала поглощающего пласта ± 10 метров.
Крепление скважины проводить согласно РД 39-0147585-201-00 «Сборник инструкций регламентов и РД по технологии крепления скважин на месторождениях ОАО «Татнефть»
Рекомендуется, бурение скважины до продуктивного (проектного) карбонатного пласта вести на технической воде или глинистом растворе, в зонах осложнений. Продуктивный пласт вскрывать растворами на полимерной основе для сохранения коллекторских свойств – ФЭС роторным способом. После вскрытия провести перфорацию на этом же растворе. Спустить колонну. Провести цементирование колонны в две ступени и глубокую перфорацию на растворами на полимерной основе. Освоить скважину с кислотной ОПЗ.
В ТатНИПИнефть разработан регламент на заканчивание скважин строительством месторождений Татарстана.
Крепление скважин пробуренных на девонские отложения производить следующим образом:
— технология крепления включает двухступенчатое цементирование эксплуатационной колонны, заколонный пакер ПДМ (муфта МСЦ) устанавливается выше продуктивного пласта так, чтобы статическое
давление столба цементного и бурового раствора было не более чем на 5-10%
выше пластового. Цементирование первой ступени до ПДМ (МСЦ) производить пластифицированным тампонажным раствором (ПТР) плотностью 1820 кг/м3. Вторую ступень (выше ПДМ или МСЦ) цементировать тремя порциями: первая порция — тампонажный раствор с пониженной водоотдачей, вторая — облегченный тампонажный раствор (ОТР), третья — тампонажный раствор с пониженной водоотдачей;
— бурение скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны до кровли продуктивного пласта с последующим вскрытием продуктивной части в щадящем режиме и крепление его цементируемым "хвостовиком" с использованием пластифицированного тампонажного раствора (ПТР).
В процессе первичного вскрытия турнейского яруса и подготовки ствола скважины к креплению произвести гидравлическую волновую кольматацию проницаемых пластов с использованием забойных кольмататоров.
Крепление скважины на турнейский ярус рекомендуется производить в зависимости от выбора типа конструкции забоя после бурения следующим образом:
1) спустить эксплуатационную колонну с оборудованием для селективной изоляции в интервал продуктивного пласта с последующим ее цементированием;
2) бурение скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны до кровли продуктивного пласта с последующим вскрытием продуктивной части в щадящем режиме и оставлением открытого забоя;
3) бурение скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны до кровли продуктивного пласта с последующим вскрытием продуктивной части в щадящем режиме и крепление ее нецементируемым "хвостовиком" соответствующего диаметра.
Конструкции скважин
| Вариант конструкции скв. | Наименование колонны | Диаметр долота, мм | Диаметр колонны, мм | Глубина спуска колонны, м | Толщина стенки колонны, мм; марка стали | Уровень подъема цемента за колонной |
| 1. | Направление | 393,9 | 329,9 | 50 | 10Д | до устья |
| | Кондуктор | 295,3 | 244,5 | 350 | 7,9Д | - " - |
| | Э/колонна для: | | | | | |
| | добывающих | 215,9 | 168,3 (146,1) | на 100 м выше забоя нижние100 м | 7,3Д(7,0Д) 8,9Д(7,7Д) | - " - - " - |
| | нагнетательных | 215,9 | 168,3 | до забоя | 8,9Д | - " - |
| 2. | Направление | 490,0 | 426,0 | 40 | 10Д | до устья |
| | Промежуточный кондуктор | 393,9 | 323,9 | 200 | 8,5Д | - " - |
| | Кондуктор | 295,3 | 244,5 | 360 | 7,9Д | - " - |
| | Э/колонна для: | | | | | |
| | добывающих | 215,9 | 168,3 (146,1) | на 100 м выше забоя нижние 100 м | 7,3Д(7,0Д) 8,9Д(7,7Д) | - " - - " - |
| | нагнетательных | 215,9 | 168,3 | до забоя | 8,9Д | - " - |
| 3. | Направление | 393,9 | 323,9 | 50 | 10Д | до устья |
| | Кондуктор | 299,5 | 244,5 | 350 | 7,9Д | - " - |
| | Э/колонна | 215,9 | 168,3 | до хвостовика | 7,3Д | - " - |
| | Хвостовик | 139,7 | 114,3 | до забоя | 8,6Д | не цементировать |
| 4. | Направление | 490,0 | 426,0 | 40 | 10Д | до устья |
| | Промежуточный кондуктор | 393,9 | 323,9 | 210 | 8,5Д | - " - |
| | Кондуктор | 295,3 | 244,5 | 360 | 7,9Д | - " - |
| | Э/колонна | 215,9 | 168,3 | до хвостовика | 7.3Д | - " - |
| | Хвостовик | 139,7 | 114,3 | до забоя | 8,6Д | не цемент. |