ооарбаб. Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная
 Скачать 4.62 Mb.
|
|
1.5 Геохимические исследования В результате проведённых геохимических исследований в отложениях куяльника, киммерия, понта, меотиса, верхнего и среднего сармата фоновые значения газосодержания составили от 0 до 0,05% в газо-воздушной смеси, что свидетельствует об отсутствии промышленных скоплении УВ. Кратковременные повышения газопоказаний при бурении и промывках до 0,5 - 1,4% в киммерийских-сарматских отложениях (состав газа С1 = 98-99%, С2 = 1-2%), возможно, связаны с перетоками УВ из чокракских отложений соседних скважин. Исследования шлама песчаников и глин куяльника, киммерия и понта по методике ЛБА показали отсутствие признаков битуминозности. Породы меотиса, сармата, конки и карагана отмечены фоновыми значениями ЛБА 1 - 2 балла ЛБ (БГ) (<0,05%). В отложениях нижнего сармата и конка-караганского яруса фоновые газопоказания составили 0,01 - 0,07 в газовоздушной смеси. При промывках наблюдалось увеличение значений газопоказаний до 0,9 - 1,5%, газ по составу к чокракскому. В чокракских отложениях выделяются перспективные участки разреза, представленные песчаниками и алевролитами. Песчаники в интервалах 3017 - 3022 м. характеризуются по результатам геохимических исследований (диаграмм Пикслера, величине остаточного газосодержания FГ, остаточного газонефтесодержания FHГ и люминесцентно-битуминологической характеристике) как вероятно газонасыщенные. При анализе газовых пачек в буровом растворе после простоев скважины (метод ГКПБ - газовый каротаж после бурения) отмечается повышенное газосодержание бурого раствора до 2 - 2,7 см3/л. Качественный состав газа здесь приближается к эталонному составу газа газовых и газоконденсатных залежей чокракских отложений. Прибрежного месторождения. Увеличение содержания тяжелых УВ в фактическом составе газа, вероятно, связано с наличием в разрезе нефтенасыщенных коллекторов. Таблица 1.9 - Состав газа чокракского горизонта
В результате комплексного анализа геохимических данных, механического каротажа выделены пласты коллекторы и определен характер их насыщения. 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ .1 Выбор и обоснование способа бурения Принятие решения об использовании того или иного способа бурения - один из ответственных этапов при проектировании технологии бурения, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения: режимы бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и технологию крепления скважины. Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при минимальных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов. Выбранный способ бурения должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно обеспечивали бы следующее: качественное вскрытие продуктивного пласта; достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможность применения долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород. Окончательное решение по выбору способа бурения представляет собой сложную задачу. В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения следует использовать следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола скважины и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора. Основываясь на опыте ранее пробуренных скважин на площади Северо-Прибрежная и во всём Краснодарском крае, для бурения скважины применяем роторный способ бурения, а в интервале набора и стабилизации зенитного угла будем использовать винтовой забойный двигатель. Бурение роторным способом наиболее приемлемо в следующих условиях: Бурение глубоких интервалов (более 4200 метров). Когда оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35 - 150 об/мин. Разбуривание мощных толщ горных пород, для которых целесообразно применять энергоемкие долота. Бурение скважин в осложненных условиях, требующих применение буровых растворов плотностью более 1700 - 1800 кг/см3 . Бурение скважин с промывкой аэрированной жидкостью с высокой, низкой степенью аэрации, продувкой забоя газом, с применением пены. Бурение скважин в условиях высоких забойных температур, более 140 0С. Но также следует помнить, что бурение роторным способом при повышенных частотах вращения (200 об/мин и более) приводит к быстрому износу бурильных труб, бурильных замков, а также к авариям. 2.2 Проектирование профиля и конструкции скважины 2.2.1 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины Профиль ствола скважины определяется для наклонно - направленных скважин. Профиль наклонно направленной скважины должен обеспечивать: высокое качество скважины как объекта последующей эксплуатации; бурение и крепление скважины с применением существующих технологий и технических средств; минимальные затраты на строительство скважины; безаварийное бурение и крепление; минимальные нагрузки на буровое оборудование при спуско-подъёмных операциях; свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств; надёжную работу внутрискважинного оборудования. Профили скважины классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух-, трех-, четырех-, пяти- интервальные и более. Для скважин со смещением забоя по вертикали до 300м. чаще принимают трёхинтервальные профили. Для строительства эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная также используется трёхинтервальный профиль. Основным параметром, характеризующим профиль наклонной скважины является интенсивность углов искривления на участке набора кривизны и падения углов искривления на участке стабилизации. Для реализации поставленных задач применим трёхинтервальный профиль скважины (рисунок 2.1). При проведении расчетов пользуемся следующими условными обозначениями: h - глубина скважины по вертикали, м; S - общий отход скважины (смещение), м; H - вертикальная проекция интервала, м; l - длина интервала, м; R - радиус кривизны интервала, м; L - глубина скважины по стволу (L=l1+l2+l3), м; q - зенитный угол скважины в конце интервала, град.  Рисунок 2.1 - Трёхинтервальный профиль скважины По интервалам работы погружных насосов интенсивность искривления ствола не должна превышать 30 на 100метров длины ствола, в остальных случаях на интервалах допускается интенсивность искривления до 100 на 50 метров, но не более 2030’на 10 метров. Для обсадной колонны диаметром 140 мм интенсивность искривления на участке набора кривизны не должна превышать 0,150 на 1м проходки [1]. Ссылаясь на опыт проходки скважин на Северо-Прибрежном месторождении, принимаем интенсивность искривления равной 0,5º/10 м. Этому значению соответствует радиус искривления R2 = 1146 м. В дальнейшем определяем H, пользуясь следующими данными: глубина скважины по вертикали h = 3025 м, Н1 = 649 м. общий отход скважины S = 751 м. Определятся промежуточный параметр Н по формуле 2.1: Н = h - Н1, (2.1) Н = 3025 - 649 = 2376 м. Зенитный угол в конце второго интервала по формуле 2.2. составит:  (2.2)Расчет профиля ведется по следующим формулам: l2 = 0,01745 · R2 · q2 (2.3) l2 = 0,01745 · 1146 · 18,9 = 378 м. Н2 = R2 · sinq2 (2.4) Н2 = 1146 sin18,9 = 371,2 м. S2 = R2 · (1- cosq2) (2.5)2 = 1146 · (1- cos18,9) = 64,6 м.3 = (Н - Н2 )/cosq2 (2.6) l3 = (2376 - 371,2)/cos18,9 = 2119,1 м. Н3 = h - Н1 - Н2 (2.7) Н3= 3025 - 649 - 371,2 = 2004,8 м. S3 = (Н - Н2 ) · tgq2 (2.8) S3 = (2376 - 371,2) · tg18,9 = 686,4 м. L = Н1 + l2 + l3 (2.9) L = 649 + 378 + 2119,1 = 3146,1 м H = Н1 + Н2 + Н3 (2.10) H = 649 + 371,2 + 2004,8 = 3025 м. S = S2 + S3 (2.11) S = 64,6 + 686,4 = 751 м. Все расчетные параметры заносятся в программу на проводку наклонно-направленной скважины, отображенной в таблице 2.1. Таблица 2.1 - Программа на проводку наклонно-направленной скважины
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||