Проект доразведки северной части газовой залежи горизонта БТ6-8 Заполярного месторождения. Проект доразведки северной части газовой залежи горизонта бт68 Заполярного месторождения
 Скачать 5.38 Mb.
|
Глава 2 Специальная (проектная) часть2. 1 Методическая частьВ северной части залежь горизонта БТ6 – 8 Заполярного месторождения слабоизучена, поэтому необходимо пробурить разведочную скважину. Цель бурения – перевести часть запасов из категории С2 в категорию С1. Задачи бурения: пробурить разведочную скважину № 101 в северной части залежи, в двух километрах к западу от скважины № 41; уточнение геологического строения; уточнение промысловых характеристик эксплуатационных объектов в процессе разработки. Конструкция скважины – это совокупность данных о числе и размерах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом. На Заполярном месторождении конструкция скважин выбирается с учётом геологического строения вскрываемых скважиной пластов. Каждая колонна опускается до определённой глубины и цементируется до запроектированного уровня. Типовая скважина Заполярного месторождения имеет следующую конструкцию (рис. 7).  Рис.7 – Конструкция типовой скважины [10] Направление диаметром 324 мм спускается на глубину Lн = 100 м и цементируется до устья. Применяется для перекрытия верхних почвенных слоёв, предания скважине устойчивого вертикального направления. Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину Lк = 500 метров для добывающих и 700 метров для нагнетательных. Кондуктор изготавливается из обсадных труб с трапециевидной резьбой типа ОТТМ исполнением «Б». Цементируют до устья тампонажным раствором плотностью 1,83 г/см3. Применяемая марка цемента ПЦТ – ДО – 50 ГОСТ 1581 – 85, служит для перекрытия верхних неустойчивых пород, предотвращения осыпей и прихвата инструмента при бурении. Кондуктор оборудуют башмаками типа БК – 426, БК – 324 и БК – 245, тремя пружинными центраторами ЦЦ – 426/508-1 и ЦЦ –х 245/295 – 1. Расстояние между центраторами составляет не менее 10 метров. Эксплуатационная колонна изготавливается из обсадных труб диаметром 139,7 или 146мм спускается на глубину на 50метров ниже проектного горизонта. Цементируется на 100метров выше башмака кондуктора. Тампонажный раствор плотностью 1,8 г/см3 приготовлен из портландцемента марки ПЦ – ДО – 100 ГОСТ 1581-85. Эксплуатационная колонна оборудуется направляющим башмаком БК-139,7, БК – 146 и обратным клапаном типа ЦКОД – 139,7 – 1 и ЦКОД – 146 – 1. Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Глубина цементного стакана, остающегося после цементирования эксплуатационной колонны, является искусственным забоем. В процессе эксплуатации скважины забой может быть засыпан осадком, засорен аварийным оборудованием, посторонними предметами. В этом случае глубина верха аварийного оборудования или осадка является текущим забоем скважины. Верхняя часть обсадных труб заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки обсадных колонн с целью герметизации межтрубного пространства, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого оборудования – для различных способов эксплуатации скважин. Оборудование устья скважины обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации, и возможность проведения различных технологических операций. Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтесбора, монтируется обратный клапан. Была разработана рецептура бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин в осложненных геологических условиях на месторождениях Западной Сибири. Таблица 6
Таблица 7
Интервал отбора керна в скважине № 37 – [2767 м – 2785 м]. Испытание скважины происходило в интервале [2769,9 м – 2785,1 м]. В интервале [0 – 1243,8 м] провели комплекс геофизических исследований скважин. А именно такие методы, как: гамма-каротаж; компенсированный нейтронный по тепловым нейтронам; инклинометрия пластов; контроля качества цементирования скважин; потенциалов собственной поляризации; кажущегося сопротивления; бокового электрического зондирования; индукционный; боковой микрокаротаж; компенсированный нейтронный; опробование пластов приборами на кабеле; контроля качества цементирования скважин и термометрия скважин. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||