Краткая геотехническая характеристика разреза скважин

К у р с о в О Й П р о Е К т

на тему:

«Проект работ по заканчиванию скважин на Каменном месторождении»

по дисциплине: Заканчивание скважин

Выполнил: ст.гр.БНГС 04-2

Кострулев В.Л.

Проверил: доц.Долгих Л.Н.

Пермь 2008г.

СОДЕРЖАНИЕ.

Краткая геотехническая характеристика разреза скважин…………
Обоснование заложения, профиля глубины ствола скважины…….
Обоснование конструкции скважины…………………………………
Расчет эксплуатационной колонны и ее цементирования…………..
Проектируемые организацией и технологий работ по подготовке ствола скважины, обсадных труб к спуску обсадных колонн. Средства ускорения и удешевления работ по креплению скважин………………………………………………..
Приложенияе……………………………………………………………

Краткая геотехническая характеристика разреза скважин

Проектные данные по скважине № 31622

Лицензионный участок	Каменный
Куст
Альтитуда ротора, м	32, 105
Проектный горизонт (свита)	Викуловская свита, пласты ВК_1-3, К₁
Проектная глубина по вертикали, м
Глубина кровли проектного пласта по вертикали, м
Мощность продуктивного пласта по вертикали, м
Глубина ВНК по вертикали, м
Передвижка, м (вид монтажа)	Передвижка 5 метров
Назначение скважины	Добывающая
Категория скважины	вторая
Магнитный азимут бурения	29° 42' 00''
Смещение, м	527, 1
Магнитный азимут направления мостков	179° 54' 00''
Магнитный азимут НДС	89° 54' 00''
Радиус круга допуска, м
Интервал отбора керна (по вертикали), м	Нет
Пластовые давления на глубине ВНК, МПа	14, 4
Глубина вертикального участка, м
Глубина спуска кондуктора по вертикали, м
Порядковый номер БУ на кусту
Номер позиции/порядковый номер в позиции	1/3
Ожидаемый дебит жидкости/ нефти, м³/с / т/с	38/16

Стратиграфия

Стратиграфия	Глубина по вертикали, м	Глубина по стволу, м
от	до	мощность	от	до	мощность
Четвертичные отложения
Туртасская свита
Новомихайловская свита
Атлымская свита
Тавдинская свита
Люлинворская свита
Талицкая свита
Ганькинская свита
Березовская свита
Кузнецовская свита
Уватская свита
Ханты-Мансийская свита
Викуловская свита
В том числе пласт ВК1	1471	1497	26	1574	1602	28

Возможные осложнения

Стратиграфическое подразделение	Интервал по стволу, м	Вид (название осложнения)	Условия возникновения
от	до
Четвертичные отложения			Поглощения бурового раствора	Увеличение репрессии на нефтеводоносные пласты, отклонения параметров бурового раствора от проектных
Туртасская свита
Новомихайловская свита
Тавдинская свита
Четвертичные отложения			Осыпи, обвалы	Создание депрессии, отклонения параметров бурового раствора от проектных. Несвоевременный долив скважины. Поршневание скважины при подъеме инструмента.
Туртасская свита
Новомихайловская свита
Тавдинская свита
Люлинворская свита
Талицкая свита
Ханты-Мансийская свита
Уватская свита			Водопроявления
Викуловская свита			Нефтепроявления
Уватская свита			Сужение ствола скважины	Разбухание глин, толстая глинистая корка
Викуловская свита

Нефтеносность

Индекс пласта	Кровля по вертикали, м	Подошва по вертикали, м	Кровля по стволу, м	Подошва по стволу, м	Отметка ВНК по вертикали/ по стволу, м	Интервалы отбора керна, м	Текущее пластовое давление, МПа	Газовый фактор м³/ м³
от (верх)	до (низ)
К₁, ВК₁					-	-	-	14, 2

Обоснование заложения, профиля глубины ствола скважины

На каменном месторождении при кустовом бурении используются наклонно-направленные скважины.

Нефтеносный пласт расположен в Викуловской свите в интервале 1565-1611м.

Используется конструкция, с закрытым забоем применяемая для крепления неоднородных коллекторов с целью изоляции близко расположенных пластов в неоднородном коллекторе порового, трещинного типов. При такой конструкции забоя глубина скважины рассчитывается по формуле.

где h_з глубина зумфа, оставляемого для обеспечения прохождения геофизического, и испытательного и промыслового оборудования до подошвы пласта и сбора выносимой твердой фазы при последующей эксплуатации, принимается 4м.

h_ст – высота цементного стакана, оставляемого в эксплуатационной колонне принимаем равной 5м.

Таким образом проектная глубина скважины по вертикали 1611м

На каменном месторождении наклонно-направленные скважины бурятся трех интервальным профилем. Данный профиль включает следующие участки (глубины по вертикали)

Вертикальный участок (0-100м)

Участок набора зенитного угла (100-328м)

Участок стабилизации зенитного угла (328-1611м)

Интервал по вертикали, м.	Длина интервала по верти- кали, м.	Зенитный угол, градус	Горизонтальное отклонение, м.	Интервал по стволу, м.	Длина интервала по стволу, м.
От (верх)	До (низ)	В начале интервала	В конце интервала	За интервал	Общее	От (верх)	До (низ)

			0, 00	0, 00	0, 00	0, 00
			0, 00	22, 77	44, 66	44, 66
			22, 77	22, 77	482, 44	527, 10
			22, 77	22, 77	10, 91	538, 01
			22, 77	22, 77	3, 48	541, 50

Геологическое обоснование

На бурение эксплуатационной скважины № 2258 месторождения Кумколь.

Скважина № 2258 закладывается в соответствии с программой эксплуатационного бурения ОАО ”Онтустик мунай газ„ на 2007 год, согласно ”Технологической схемы опытно-промышленной разработки месторождения Кумколь„, составленной КазНИИНП и утвержденной МНП г. Шимкент.

Ближайшие пробуренные скважины в настоящее время находятся в консервации или ликвидированы.

Предполагаемая абсолютная отметка вскрытия кровли Верхняя юра кумкольской по скважине № 2258 – 1898 м.

Ожидаемая эффективная нефтенасыщеная мощность коллекторов пласта Т₁ составляет – 5 м. Ожидаемый дебит составляет 20 т/сут. Условный уровень ВНК для пласта Т₁ на а.о. – 1935 м.

Выбор конструкции скважины.

3.1.1. График совмещенных давлений.

Для проектирования конструкции скважин необходимо выделить зоны с несовместимыми условиями бурения. Условия бурения в двух смежных зонах несовместимы, если для перехода к разбуриванию нижней из них плотность или состав промывочной жидкости изменяются так, что это приведет к возникновению осложнений в верхней зоне.

Выделить зоны с несовместимыми условиями бурения помогает график совмещенный давлений (таблица 8).

По графику совмещенных давлений видно, что в геологическом разрезе, вскрываемом проектной скважиной, зон с несовместимыми условиями бурения нет. Графические значения эквивалентов градиентов пластового давления, давления ГРП и гидростатического давления промывочной жидкости не пересекаются друг с другом.

Таблица 8

Глубина, м.	Название стратиграфического подразделения.	Зоны возможных ослохнений.	Давление, МПа.	Эквиваленты градиентов давлений. 1, 0 1, 2 1, 4 1, 6 1, 8 2, 0	Конструкция скважины.	Плотность бурового раствора, кг/м³
Пл.	ГРП
0-61	Четвертичные отложения	Обвалы стенок скважин, поглощение бурового раствора	Р_пл ≈ Р_{гидрост.}	Р_грп ≈ 2Р_{гидрост.}
61-141	Неогеновые отложения
141-351	Палеоген
351-472	Сенон
472-598	Турон	Сужение ствола скважины против песчаных отложений Уватской и викуловской свит, а при повышеннрй водоотдаче раствора набухание и обвалы глинистых пород.
598-759	Сеноман кызылкиинская
759-899	Альб+апт карачетауская
899-939	Верхн. Неоком даульская
939-1317	Нижн. Неоком арыскумская	Р_грп ≈ 1, 7Р_{гидрост.}
	Жусалская свита
	Акчагыльская свита
	Челкарская свита
	Леушинская свита
	Улансынская свита
	Харасоимская свита
	Сантасская свита	Возможны нефтеводопроявления.	Р_грп ≈ 1, 6Р_{гидрост.}
	Верхняя юра акшабулакская
	Верхняя юра кумкольская

Из построенного графика совмещенных давлений видим, что конструкция скважины будет состоять из двух обсадных колонн: кондуктора и эксплутационной колонны.

Кондуктор необходим для предотвращения осыпания стенок скважины, а также для недопущения загрязнения верхних питьевых вод.

Эксплутационная колонна необходима назначением скважины, т.е. добычей нефти, а именно транспортировкой нефти на поверхность.

С учетом отсутствия в разрезе многолетнемерзлых пород и пластовых флюидов, агрессивных по отношению к цементному камню и обсадным трубам окончательно принимаем конструкцию скважины, состоящую из двух обсадных колонн: кондуктора и эксплуатационной колонны. Также это приведет к уменьшению затрат времени и средств на строительство скважины.

Кондуктор цементируется до устья для обеспечения эффективного перекрытия верхних неустойчивых отложений, а также для исключения перетоков пластовых флюидов между пластами.

Эксплуатационная колонна цементируется не до устья.

3.1.2.Расчет конструкции скважины.

1. Глубина спуска кондуктора.

где α _грп= 2 – эквивалент градиента давления гидроразрыва пласта;

К_б= 1, 15 – коэффициент безопасности;

ρ _о.ж.= 0, 795 – относительная плотность нефти;

Δ P_у= 1 МПа. – дополнительное давление на устье;

P_у= - давление на устье при его герметизации.

P_у= МПа.

м.

Принимаем глубину спуска кондуктора 562 м.

2. Принимаемдиаметр эксплуатационной колонны – 146 мм.

Диаметр долота для бурения ствола скважины под эксплуатационную колонну:

где = 166 мм. – диаметр муфт;

Δ = 20 мм. – зазор между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины.

мм.

По номограмме выбираем долото диаметром 215, 9 мм.

3. Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны:

где 2δ = 10 мм. – зазор между внутренней поверхностью предыдущей обсадной колонны и долотом для последующего бурения.

мм.

3. Наружный диаметр предыдущей обсадной колонны:

где t = 8, 9 мм. – максимально возможная толщина стенки трубы.

мм.

По номограмме выбираем обсадные трубы с наружным диаметром 245 мм.

4. Диаметр долота для бурения под обсадную колонну диаметром 245 мм:

где = 270 мм.

Δ = 12 мм.

мм.

По номограмме выбираем долото диаметром 295, 3 мм.

Окончательный вариант конструкции скважины показан на рис. 2.

245 мм. х 8, 9 мм. 146 мм. х 7мм.

Н_ц – до устья

Н_ц – 510 м. от устья

М.

Рис.2. Конструкция скважины.

Для бурения под кондуктор используется долото диаметром 295, 3 мм.

Для бурения под эксплуатационную колонну используется долото диаметром 215, 9 мм.

Исходные данные.

Глубина скважины – 2110 м.

Длина скважины – 2453 м.

Диаметр эксплуатационной колонны – 146 мм.

Диаметр долота – 215, 9 мм.

Коэффициент уширения – 1, 14.

Предыдущая обсадная колонна:

глубина спуска – 562 м.

длина колонны – 610 м.

диаметр – 245 мм.

Тампонажный материал:

- интервал – 510 – 2153 м. – по длине;

490 – 1800 м. – по вертикали.

удельный вес – 1, 5 ^. 10⁴ Н/м³.

- интервал – 2153 – 2453 м. – по длине;

1800 – 2110 м. – по вертикали.

удельный вес – 1, 82 ^. 10⁴ Н/м³.

Удельный вес бурового раствора – 1, 12 ^. 10⁴ Н/м.

Продуктивный пласт:

- интервал – 2388 – 2403 м. – по длине;

2050 – 2064 м. – по вертикали.

пластовое давление – 19, 6 МПа.

давление ГРП – 31, 4 МПа.

Освоение скважины:

снижение уровня жидкости – 1285 м. – по длине;

1100 м. – по вертикали.

удельный вес – 1 ^. 10⁴ Н/м³.

Конец эксплуатации:

снижение уровня жидкости – 1519 м. – по длине;

1300 м. – по вертикали.

удельный вес – 0, 795 ^. 10⁴ Н/м³.

Начало загустевания цементного раствора – 2 ч. 40 мин.

Интенсивность набора угла 1, 75 град/10 м.

Выбор материала.

Технологии мощных ГРП осуществляются неньютоновскими жидкостями – гелями, которые обладают очень большой кажущейся вязкостью, меньшими гидравлическими потерями и высокой несущей способностью закрепляющего агента – керамического проппанта.

В качестве жидкости разрыва используется загущенная нефть, для чего перед проведением ГРП скважина переводится на нефть. Жидкость-песконоситель – WGA-11 (водный гель). Тип проппанта – Боровичи 20/40.

Давления:

максимальное рабочее давление – 550 атм.;

давление на затрубье – 70-80 атм.;

давление опрессовки НКТ 88, 9 мм. – 700 атм.;

давление опрессовки обсадной колонны 146 мм. – 100 атм.

Планируемые объемы жидкости:

на месте до ГРП – 98 м³;

жидкость разрыва – 30 м³;

жидкость-песконоситель – 42 м³;

продавочная жидкость – 11, 1 м³;

всего закачать – 83, 1 м³.

Планируемый объем проппанта – 20, 2 т.

Планируемый расход жидкости – 3, 5 м³/мин.