Файл: 2. Техническая часть. Обоснование точки заложения скважины.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 06.11.2023

Просмотров: 135

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

2. Техническая часть.

2.1. Обоснование точки заложения скважины

  1. Эксплуатационная наклонно-направленная скважина закладывается на Федоровском месторождении в соответствии с проектным документом.

  2. Цель бурения - добыча нефти из меловых отложений.

  3. По результатам бурения скважины предполагается прирост добычи нефти по пласту Ач1, Федоровского месторождения.

  4. Скважина проектируется на глубину 2730м по вертикали со вскрытием следующего геологического разреза:

Четвертичные отложения 0-90м.

Палеогеновые отложения 90-500м.

Меловые отложения 500-2730м.

  1. Скважина будет иметь следующую конструкцию по стволу:

Направление ø 324 мм - 40 м, цемент до устья. Кондуктор ø 245 мм - 800 м, цемент до устья. Эксплуатационная колонна ø146 мм - 2730 м, с подъёмом тампонажной смеси в интервале 650-2000 м - гельцемент, в интервале 2000-2730 м - цемент.

  1. Скважина должна быть закончена бурением в течение 29,3 суток.

2.2. Состояние техники и технологии бурения скважин на месторождении.

Для совершенствования техники и технологии строительства скважины при конкретных горно-геологических условиях Федоровского месторождения требовалось разработать необходимые технико-технологические мероприятия. Для этого решался ряд задач по схемам монтажа бурового оборудования, главным образом в системе очистки промывочной жидкости, по вопросам режимов бурения, подбору наиболее эффективного породоразрушающего инструмента и забойных гидравлических двигателей, компоновок низа бурильной колонны и особенно систем буровых растворов и его очистки.

С целью обеспечения полноты удаления выбуренной породы из бурового раствора и регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе, а также с целью уменьшения объема наработки бурового раствора, а следовательно, уменьшения объема отработанного бурового раствора (ОБР) при бурении эксплуатационных скважин применяется многоступенчатая система очистки бурового раствора с возможным использованием средств очистки, изготовленных зарубежными фирмами.


Схема расположения и обвязки оборудования для приготовления и очистки бурового раствора позволяет вести бурение скважин по экологически малоопасной технологии.

К основному оборудованию системы приготовления и очистки бурового раствора относятся:

  • полнопоточное вибросито (2 шт.) ВС-1 (или аналогичное) в комплекте с приемной емкостью и емкостью под виброситом;

  • гидроциклонный пескоотделитель ПГ-360 (1 шт);

  • гидроциклониый илоотделитель (2 шт.);

  • емкость с песколовушкой;

  • центробежные насосы, емкости, лопастные, перемешиватели, всасывающие и нагнетательные линии, запорная арматура и т.п.;

  • центрифуга (1 шт.) фирмы Деррик / Ойлтулз с полным гидравлическим приводом (модель ДЕ-1000 FHD), с плавной независимой регулировкой скорости вращения барабана и шнека, автоматическим очищением и остановкой шнека, радиальным потоком;

  • автоматическая станция флокуляции-коагуляции фирмы Ойлтулз или аналогичного оборудования как импортного так и отечественного производства

Применение полимерной системы раствора типа на основе полианионной целлюлозы позволило улучшить технические показатели бурения (проходка на долото и механическая скорость выросли на 10%), снизить в 1,5-2 раза непроизводительные затраты времени на проработку и промывку ствола скважины, а также уменьшить расход химреагентов.

Исходя из постановки задачи недопущения осложнений при бурении за счет не только изменения рецептуры бурового раствора, но и за счет изменения режима течения раствора, обеспечивающего снижение дифференциального давления на забой, размыва стенок скважин, проникновения фильтрата раствора в породы, подверженные обвалообразованию, а также за счет ускоренного прохождения нижних горизонтов .

Для массового бурения в не осложненных условиях предназначена система недиспергирующего бурового раствора с малым содержанием твердой фазы на основе полисахаридов.

Большое внимание уделено внедрению наиболее эффективных технических средств и технологии для наклонно-направленного бурения. Ориентирование отклонителя осуществляется с помощью телесистемы ЗТС-172.


Учитывая, что имеются возможности обвалооброзования рекомендуется ряд особых требований к технологии бурения. Эти требования касаются указаний по ограничению скорости спуска-подъема инструмента, по освобождению от "сальников", ликвидации затяжек инструмента, по периодической промывке скважины в определенных интервалах, по доливу скважины, по контролю за циркуляцией бурового раствора.

2.3. Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение совмещенного графика давлений.

Для выбора конструкции скважины определяем зоны осложнений и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Далее строим совмещенный график давлений, для которого определяем эквиваленты градиента пластовых, горных давлений и гидроразрыва.

В интервалах от 0 до 800м наблюдаются обвалы стенок скважины, слабые частичные поглощения глинистого раствора, посадки и прихваты бурильного инструмента при бурении.

От 820м до 1810м наблюдаются слабые водоопроявления, разжижение глинистого раствора, слабые обвалы стенок скважины.

В интервале от 2085 до 2650м по вертикали, нефтегазопроявления, сужение ствола скважины, слабые водопроявления, разжижение глинистого раствора, слабые обвалы стенок скважины. В интервале от 1810м до 2650м (по вертикали) слабые водопроявления.

Выделение интервалов с несовместимыми условиями бурения производится после построения графика изменения пластового давления и давления гидроразрыва по глубине .

Для этого определяем коэффициентом аномальности и индексы давления поглощения.

Под коэффициентом аномальности понимают отношение пластового давления Рпл на глубине Zmi от устья скважины к давлению столба пресной воды на такой же высоте :

К= Рпл /B*g*Zпл,

где Рпл - пластовое давление, Па;

В- плотность пресной воды (1000 кг/м3);

Zпл - глубина залегания пласта, м.

Индексом давления поглощения называют отношение давления гидроразрыва на стенки скважины, при котором возникает давление поглощения, к давлению столба пресной воды высотой от рассматриваемого объекта до устья: Kn=Prp/B*g*Zпл

где Ргр - давление гидроразрыва, МПа;

в - плотность пресной воды (1000 кг/м3);

Zпл - глубина залегания пласта, м.

Значение пластового давления и давления гидроразрыва представлены в таблице 2.2.1.
Таблица 2.3.1

Интервал залегания по стволу, м
Индекс стратиграфического подразделения
Градиенты, (МПа/м)*102

от
ДО
Пластового давления
Гидроразрыва пород

0
390
Q+ Рз+Р2
1,00
1,90

390
810
P2+P1+К2
1,00
1,90

810
1820
К2+К1
1,00
1,80

1820
2100
K1
1,00
1,77

2100
2250
К1
0,98
1,72

2250
2291
K1
1,00
1,73

2291
2329
К1
0,98
1,71

2329
2411
К1
0,99
1,71

2411
2560
К1
0,98
1,74

2560
2730
К1
0,98
1,73

Значения Ка и Кп определяем по выше указанным формулам результаты заносим в таблицу 2.2.2.

Для определения относительной плотности бурового раствора воспользуемся формулой:

ρ= Ка * Кр,

где Кр - коэффициент резерва, зависящий от глубины скважины:

при глубине до 1200м, Кр= 1,10- 1,15;

при глубине до 2500 м, Кр = 1,05 - 1,10;

при глубине свыше 2500 м, Кр = 1,04 - 1,07.

Таблица 2.3.2

Расчетные значения коэффициентов аномальности, индексов давления поглощения и относительной плотности


Интервал по стволу, м
Ка
Кп
ρ

0-390
1,00
1,90
1,14

390-810
1,00
1,90
1,14

810-1200
1,00
1,70
1,10

1200-1820
1,00
1,70
1,05

1820-2100
1,00
1,70
1,05

2100-2250
0,98
1,60
1,04

2250-2291
1,00
1,60
1,05

2291-2329
0,98
1,60
1,04

2329-2411
0,99
1,50
1,05

2411-2730
0,98
1,50
1,04

Смотрите также файлы