Таблица 1.3 – Давление и температура по разрезу Ярейюского месторождения
Индекс стратиграфич еского подразделени я
|
Градиенты давления в интервале, МПа/10 м
|
Температура в
конце интервала
|
по вертикали
|
пластов ого
|
источник получени я
|
гидроразр ыва пород
|
источник получения
|
горного
|
источник получени я
|
°С
|
источни к
получения
|
от (верх)
|
до (низ)
|
1
|
2
|
3
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
Q
|
0
|
250
|
2,45
|
РСЧ
|
4,57
|
РСЧ
|
6,38
|
РСЧ
|
6,1
|
РСЧ
|
К1
|
250
|
435
|
4,27
|
РСЧ
|
7,19
|
РСЧ
|
11,10
|
РСЧ
|
10,8
|
РСЧ
|
J3
|
435
|
610
|
5,98
|
РСЧ
|
11,23
|
РСЧ
|
15,73
|
РСЧ
|
15,2
|
РСЧ
|
J2-1
|
610
|
750
|
7,36
|
РСЧ
|
11,38
|
РСЧ
|
19,44
|
РСЧ
|
18,8
|
РСЧ
|
T3nm
|
750
|
1040
|
10,2
|
РСЧ
|
19,31
|
РСЧ
|
27,12
|
РСЧ
|
24,3
|
РСЧ
|
T2an
|
1040
|
1160
|
11,95
|
РСЧ
|
21,83
|
РСЧ
|
30,3
|
РСЧ
|
29,8
|
РСЧ
|
T1hr
|
1160
|
1310
|
13,49
|
РСЧ
|
22,4
|
РСЧ
|
34,27
|
РСЧ
|
35,3
|
РСЧ
|
T1cb
|
1310
|
1590
|
16,38
|
РСЧ
|
30,01
|
РСЧ
|
41,69
|
РСЧ
|
40,7
|
РСЧ
|
Р2
|
1590
|
1780
|
18,67
|
РСЧ
|
33,77
|
РСЧ
|
46,72
|
РСЧ
|
45,4
|
РСЧ
|
Р1k
|
1780
|
2000
|
21,18
|
РСЧ
|
31,64
|
РСЧ
|
52,55
|
РСЧ
|
51,2
|
РСЧ
|
Р1ar
|
2000
|
2055
|
20,16
|
РФЗ
|
34,66
|
РФЗ
|
54
|
РФЗ
|
51,4
|
РФЗ
|
Р1a+s
|
2055
|
2095
|
20,55
|
РФЗ
|
31,44
|
РФЗ
|
55,06
|
РФЗ
|
54,8
|
РФЗ
|
Таблица 1.4 – Нефтеностность
Индекс стратиграфического горизонта
|
Интервал, м
|
Тип коллектора
|
Плотность, кг/м3
|
Подвижность мкм2
МПа∙с
|
Содержание по весу, %
|
свободный дебит м3/сут
|
Параметры растворенного газа
|
от
|
до
|
в пластовых условиях
|
после дегазации
|
|
серы
|
парафин
|
|
газовый фактор м3/м3
|
содержание по объему
|
относительная плотность по воздуху
|
коэффициент сжимаемости
|
давление насыщения в пластовых условиях, кг/см2
|
|
|
сероводорода
|
углекислого газа
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
T1cb
|
1350
|
1500
|
Карбонатный
|
763
|
810
|
0,17
|
0,39
|
3,2
|
51,7
|
47,8
|
ост.
|
0,01
|
0,627
|
8,6
|
11
|
Таблица 1.5 – Газоносность
Интервал, м
|
Тип коллектора
|
Состояние (газ, конденсат)
|
Содержание сероводорода, % по объему
|
Содержание углекислого газа, % по объему
|
Относительная по воздуху плотность газа
|
Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях
|
Свободный дебит, м3/су
|
Плотность, кг/м3
|
Фазовая проницаемость, мД
|
От
|
До
|
в пластах
|
после дегазации
|
2000
|
2095
|
P1a+s
|
газоконденсат
|
-
|
-
|
0,609
|
0,81
|
н.д.
|
н.д.
|
705
|
н.д.
|
Таблица 1.6 – Ожидаемые осложнения
Интервал по вертикали
|
Возможные осложнения в интервале
|
Рекомендации
|
от
|
до
|
ММП
|
0
|
435
|
Растепление ММП
|
Для предотвращения осложнений в качестве промывочных агентов следует применять высоковязкие полимерглинистые и биополимерные растворы с регулируемым содержанием твердой фазы. При креплении необходимо применять цемент для низких и нормальных температур с добавлением ускорителем
схватывания, а так же специальные незамерзающие буферные жидкости.
|
Поглощение
|
1310
|
1510
|
Возможны поглощения бурового раствора
|
Контроль над параметрами бурового раствора, своевременный долив скважины, ограничение скорости СПО. Контроль над обработкой раствора ингибиторами, смазывающими добавками, реагентами, снижающими диспергирование глин. Проработка ствола скважины, повышение вязкости раствора.
|
2. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ
Таблица 2.1 - Расчет пластовых, горных давлений, давлений гидроразрыва, эквивалентов, плотностей
Исходные данные и результаты расчетов
|
Исходные данные
|
Результаты расчетов
|
Глубина по вертикали,м
|
Градиент пластового давления, кПа/м3
|
Плотность пород, кг/м3
|
Коэффициент Пуассона
|
Давление,Мпа
|
Эквивалент
|
Плотность, г/см3
|
Пластовое
|
Горное
|
Гидроразрыва
|
Кпл
|
Кгр
|
ρ коэф безоп
|
ρ репрессия
|
Принятая
|
0
|
9,81
|
0,35
|
2450
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
1,00
|
1,86
|
1,10
|
1,61
|
1,10
|
250
|
9,81
|
0,35
|
2600
|
2,45
|
6,38
|
4,57
|
1,00
|
1,86
|
1,10
|
1,61
|
1,10
|
250
|
9,81
|
0,3
|
2700
|
2,45
|
6,38
|
4,13
|
1,00
|
1,69
|
1,10
|
1,61
|
1,10
|
435
|
9,81
|
0,3
|
2600
|
4,27
|
11,10
|
7,19
|
1,00
|
1,69
|
1,10
|
1,35
|
1,10
|
435
|
9,81
|
0,35
|
2700
|
4,27
|
11,10
|
7,94
|
1,00
|
1,86
|
1,10
|
1,35
|
1,10
|
610
|
9,81
|
0,35
|
2700
|
5,98
|
15,73
|
11,23
|
1,00
|
1,88
|
1,10
|
1,25
|
1,10
|
610
|
9,81
|
0,25
|
2700
|
5,98
|
15,73
|
9,23
|
1,00
|
1,54
|
1,10
|
1,25
|
1,10
|
750
|
9,81
|
0,25
|
2700
|
7,36
|
19,44
|
11,38
|
1,00
|
1,55
|
1,10
|
1,20
|
1,10
|
750
|
9,81
|
0,35
|
2700
|
7,36
|
19,44
|
13,86
|
1,00
|
1,88
|
1,10
|
1,20
|
1,10
|
1040
|
9,81
|
0,35
|
2700
|
10,20
|
27,12
|
19,31
|
1,00
|
1,89
|
1,10
|
1,15
|
1,10
|
1040
|
10,3
|
0,35
|
2700
|
10,71
|
27,12
|
19,55
|
1,05
|
1,92
|
1,15
|
1,20
|
1,15
|
1160
|
10,3
|
0,35
|
2700
|
11,95
|
30,30
|
21,83
|
1,05
|
1,92
|
1,15
|
1,18
|
1,15
|
1160
|
10,3
|
0,3
|
2700
|
11,95
|
30,30
|
19,81
|
1,05
|
1,74
|
1,15
|
1,18
|
1,15
|
1200
|
10,3
|
0,3
|
2700
|
12,36
|
31,36
|
20,50
|
1,05
|
1,74
|
1,15
|
1,18
|
1,15
|
1201
|
10,3
|
0,3
|
2700
|
12,37
|
31,38
|
20,52
|
1,05
|
1,74
|
1,10
|
1,30
|
1,10
|
1310
|
10,3
|
0,3
|
2700
|
13,49
|
34,27
|
22,40
|
1,05
|
1,74
|
1,10
|
1,28
|
1,10
|
1310
|
10,3
|
0,35
|
2700
|
13,49
|
34,27
|
24,68
|
1,05
|
1,92
|
1,10
|
1,28
|
1,10
|
1590
|
10,3
|
0,35
|
2700
|
16,38
|
41,69
|
30,01
|
1,05
|
1,92
|
1,10
|
1,24
|
1,10
|
1590
|
10,49
|
0,35
|
2700
|
16,68
|
41,69
|
30,15
|
1,07
|
1,93
|
1,12
|
1,26
|
1,12
|
1780
|
10,49
|
0,35
|
2700
|
18,67
|
46,72
|
33,77
|
1,07
|
1,93
|
1,12
|
1,24
|
1,12
|
1780
|
10,59
|
0,25
|
2700
|
18,85
|
46,72
|
28,14
|
1,08
|
1,61
|
1,13
|
1,25
|
1,13
|
2000
|
10,59
|
0,25
|
2700
|
21,18
|
52,55
|
31,64
|
1,08
|
1,61
|
1,13
|
1,23
|
1,13
|
2000
|
9,81
|
0,3
|
2700
|
19,62
|
52,55
|
33,73
|
1,00
|
1,72
|
1,05
|
1,15
|
1,05
|
2055
|
9,81
|
0,3
|
2700
|
20,16
|
54,00
|
34,66
|
1,00
|
1,72
|
1,05
|
1,15
|
1,05
|
2055
|
9,81
|
0,25
|
2700
|
20,16
|
54,00
|
31,44
|
1,00
|
1,56
|
1,05
|
1,15
|
1,05
|
2095
|
9,81
|
0,25
|
2700
|
20,55
|
55,06
|
32,06
|
1,00
|
1,56
|
1,05
|
1,15
|
1,05
|
Таблица 2.2 – Расчет пластовых, устьевых давлений при нефтегазоводопроявлениях
Расчет устьевых давлений при нефтегазоводопроялениях
|
Исходные данные
|
Результаты расчета
|
Глубина, м
|
Стратиграфия
|
Вид флюида
|
Градиент пластового давления, кПа/м
|
Плотность флюида (жидкость), кг/м3
|
Характеристика газа
|
Давление, Мпа
|
Относительная плотность по воздуху, кг/м3
|
Коэффициент сверхсжимае-мости
|
Градиент температуры, град/100м
|
Пластовое
|
Устьевое
|
1350
|
Т1сb(Кровля)
|
10,3
|
810
|
|
|
|
13,91
|
3,18
|
1350
|
1500
|
T1cb(Подошва)
|
10,3
|
810
|
|
|
|
15,45
|
3,53
|
1500
|
2000
|
P1ar-II
|
9,81
|
|
0,69
|
0,85
|
2,6
|
19,62
|
16,45
|
2000
|
2095
|
P1a+s
|
9,81
|
|
0,69
|
0,85
|
2,6
|
20,55
|
17,11
|
2095
|
Рисунок 2.1 - ГСД
Рисунок 2.2 - ГСЭ
ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
Предлагается выбрать следующую конструкцию скважины: направление (40 м), кондуктор (500 м), промежуточная (1062 м),2-ая промежуточная (2154 м) и хвостовик ( 1596-2254 м),
Направление служит для закрепления приустьевой зоны скважины от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости.
Кондуктором мы перекрываем верхние крайне неустойчивые породы.
Промежуточная колонну спускаем до глубины 1062 м для разделения интервалов с несовместимыми условиями бурения и для подготовки ко вскрытию проявляющего нефтяного пласта (на глубине 410 м будет гидроразрыв пласта при выбросе, согласно графику совмещенных давлений). На этой колонне монтируется ПВО ОП-350/80х35 К1 .
2-ую промежуточную колонну спускаем до глубины 2154 м для для подготовки ко вскрытию проявляющего газового пласта (на глубине 1035 м будет гидроразрыв пласта при выбросе, согласно графику совмещенных давлений).
Хвостовик спускается для эксплуатации продуктивного горизонта и извлечения из скважины флюида.
  
Рисунок 2.3 – Конструкция скважины
ДИАМЕТРЫ ОБСАДНЫХ КОЛОНН И ДОЛОТ.
Выбор диаметров долот и обсадных колонн производится согласно правилам в нефтяной и газовой промышленности.
DОК, мм
|
114-127
|
140,146
|
168,178,194,
219,245
|
273,299
|
324,340,351
377,426
|
Δr, мм
|
15
|
20
|
25
|
35
|
39-45
|
Диаметр эксплуатационной колонны выбирается исходя из требуемой производительности скважины.
Диаметр долота D=Dм+ Δr, где
Dм-диаметр муфт спускаемой обсадной колонны, мм
Δr - требуемый диаметральный зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колоны, мм
Наружный диаметр обсадной колонны, внутри которой должно проходить долото диаметром D вычисляется из соотношения:
Dok=D+вд+2t, где
вд- требуемый диаметральный зазор между долотом и внутренней полостью обсадных труб (3-7 мм).
t- толщина стенки обсадных труб, мм.
Хвостовик принимаем: Dok=114 мм
Долото под эксплуатационную колонну: D=127+15=142мм D=139,7 мм
Промежуточную колонну: Dok=139,7+5+210=166,7 мм Dok=178 мм
Долото промежуточную колонну: D=194,5+25=219,5 мм D=215,9 мм
Промежуточную колонну: Dok=215,9+7+210=242,9 мм Dok=245 мм
Долото промежуточную колонну: D=269,9+25=271,9 мм D=295,3 мм
Кондуктор: Dok=295,3+5+210=325,3 мм Dok=324 мм
Долото кондуктор: D=351+39=390 мм; D=393,7 мм
Направление: Dok=393,7+5+210=423,7 мм Dok=426 мм
Долото направление: D=451+45=496мм; D=490 мм
Таблица 2.3 – Конструкция скважины
Название колонны
|
Глубина спуска от-до, м
|
Диаметр долота, мм
|
Диаметр обсадной колонны, мм
|
Диаметр соединительной муфты обсадной колонны, мм (ум. - уменьшенный)
|
Высота подъема цемента в кольцевом пространстве, м
|
Направление
|
0-40
|
490,0
|
426,0
|
451,0
|
0-0
|
Кондуктор
|
0-500
|
393,7
|
324,0
|
351,0
|
0-490
|
1-я промежуточная
|
0-1040
|
295,3
|
245,0
|
269,9
|
0-1020
|
2-я промежуточная
|
0-2000
|
215,9
|
178,0
|
194,5
|
0-1980
|
Хвостовик
|
1500-2100
|
139,7
|
114,0
|
127,0
|
1500-2080
|
3 ПРОФИЛЬ СКВАЖИНЫ
Таблица 3.1 – Исходные данные:
Наименование
|
Значение
|
Тип профиля
|
4х-интервальный
|
Глубина скважины Hскв, м
|
2100
|
Проектный отход от устья скважины на забой A, м
|
630
|
Интенсивность набора угла iн, ˚/м
|
0,1
|
Интенсивность спада угла iсп, ˚/м
|
0,07
|
Максимальный зенитный угол α, °, рад
|
30,5°
|
Глубина вертикального участка hв, м
|
700
| |
Скачать 0.73 Mb.