Крсовой техн. бур. Самотлор. Геологическая часть
 Скачать 0.67 Mb.
|
|
1.3. Тектоника Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры III порядка. Все они оконтурены изогипсами 2235,0 – 2475м и имеют амплитуду порядка 50-100 м. По отражающему горизонту “М”, приуроченному к низам алымского оруса, структурный план Тарховского куполовидного поднятия существенно выхолаживается. В частности, отдельные структуры III порядка, четко выделяемые по горизонту “Б”, объединяются в единое куполовидное поднятие. Оконтуривается изогипсой 2080м. В целом Самотлорское куполовидное поднятие (по замыкающей изогипс – 2200м) имеет размеры 32 х 40 км, амплитуду 150м. 1.4. Нефтегазоводоносность Нефтеносность, водоносность, газоносность приведены в табл. 1.6-1.9 Таблица 1.6 Нефтеносность
Таблица 1.7 Водоносность
Таблица 1.8 Газоносность
Таблица 1.9 Давление и температура по разрезу
2. Техническая часть 2.1 Состояние техники и технологии проводки скважин на месторождении На Самотлорском месторождении в последние годы в основном ведется бурение эксплуатационных скважин. Для крепления скважин используется следующая конструкция: направление ф 323,9мм, спускаемое на глубину 60-110м, кондуктор ф 244,5мм, спускаемый на глубину 650-800м, эксплуатационная колонна ф 146мм. Бурение под направление ведется долотом ф 393,7мм. При турбинном бурении используют ТСШ – 240, Т12 РТ – 240. Бурение производится с промывкой глинистым стабилизированным раствором, приготовленным из качественного глинопорошка. Бурение под кондуктор производится долотом ф 295,3мм. Набор кривизны при бурении наклонно-направленных скважин производится в интервале бурения под кондуктор. Компоновка для набора зенитного угла включает: долото, калибратор, одну секцию ЗТСШ1 – 240, кривой переводник, колонну бурильных труб. Бурение производится с промывкой полимерными растворами. В качестве основной рецептуры используется раствор с импортными реагентами Сайпан и Дк-Дрилл. В качестве альтернативной используются рецептуры на основе КМЦ и комплексного реагента Полигум. Все рецептуры отличаются экологической чистотой в результате замены нефти на рыбожировые отходы (ОРЖ). Бурение под эксплуатационную колонну ведется долотами диаметром 215,9мм, используются турбобуры типа ЗТСШ1 -195, ТРХВ – 195, с глубины 2200м используют Д -195. Для повышения герметичности обсадных колонн и ликвидации межпластовых перетоков используют заколонные пакеры типа ППГ, ПГП или пакерфильтры /1/. 2  .2 Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение и анализ совмещенного графика давленийИнтервалы 0-400м 400-640м сложены неустойчивыми породами, склонными к 640-915м обвалообразованию. При разбуривании его, возможны обвалы стенок скважины, слабые поглощения. Интервал 915 – 1615м сложен породами, при разбуривании которых возможны слабые поступления флюидов в скважину, обвалы стенок скважины. В интервале 1615 – 2250м происходит сужение ствола скважины, слабые водопроявления. В интервале залегания продуктивного пласта возможны нефтепроявления. Число интервалов несовместимых по условиям бурения, определяем по современному графику изменения коэффициентов аномальности, пластовых давлений (Ка), индексов давления поглощений (Кn) и устойчивости породы с глубиной (Ку) /2/.  , (2.1)где Рпл – пластовое давление (табл.1.9), МПа; ρ = 1000 кг/м3 – плотность воды; q = 98м/с2 – ускорение свободного падения; Zпл – глубина залегания пласта (табл.1.9), м. Для интервала 0 -915м  Аналогично определяют (Ка) для других интервалов  , (2.2)где Рrp – давление гидроразрыва, МПа (табл. 1.9). Для интервала 0 -915м  Аналогично определяем (Кп) для других интервалов. Результаты сводим в таблицу 2.1  , (2.3)где Кр – коэффициент резерва, Кр = 1,1 – 1,15 при Zпл ≤ 1200м; Кр = 1,05 – 1,1 при 1200 ‹ Z ≤ 2250м Для интервала 0 -915м Ку = 1,02·1,1= 1,1 Аналогично считаем (Ку) для других интервалов результаты сводим в таблицу 2.1 Нижняя граница плотности бурового раствора будет определяться индексом устойчивости пород. Определяем верхнюю границу плотности бурового раствора.  , (2.4)где К – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым, К = 1,15 при Zпл ‹ 1200м, К = 1,1 при Zпл ≥ 1200м. Для интервала 0 -915м  г/см3Аналогично определяем ρбр для других интервалов. Результаты сводим в таблицу 2.1 Таблица 2.1 Результаты расчетов Ка, Кп, Кц и ρбр
По результатам расчетов (табл. 2.1) строим совмещенный график (рис. 2.1). По совмещенному графику видно, что для данной скважины нет зон с несовместимыми условиями бурения. Для интервала 0 -915м, сложенного потенциально неустойчивыми породами желательно применение промывочной жидкости с большей плотностью ρбр ≈ 1150 кг/м3. При бурении интервала 1735 -2250м необходимо использовать буровой раствор плотностью ρбр ≥ 1110 кг/м3, чтобы не допустить нарушения устойчивости стенок ствола скважины в интервале 1700 – 1735м. Совмещенный график давления
Рис. 2.1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
лубина скважины, м
лубина спуска колонн, м
