Проект бурения и крепление эксплуатационной скважины на газ на Песчаной площади Краснодарского края

АННОТАЦИЯ 

     Дипломная работа содержит __ таблиц, литературных источников – 11 и графических приложений – 4.

     Дипломной работой предусмотрен проект бурения  и крепления эксплуатационной скважины на Песчаной площади Краснодарского края.

     Дипломная работа составлена согласно требованиям методических указаний и включает три части.

     Первая  общая часть содержит сведенья о  районе буровых работ, геологическом  строение Песчаной площади и характеристики продуктивных горизонтов.

     Во  второй проектной части решаются вопросы сооружения скважины: проектирование конструкции скважины, выбор оборудования буровой установки, породоразрушающего инструмента, технологии бурения и цементирования.

     В третьей части дается описание возможных  аварий и осложнений при бурении, их предупреждение. Тщательно освещены вопросы охраны недр и окружающей среды при строительстве скважины. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

ВВЕДЕНИЕ 

     Настоящая дипломная работа предусматривает  проведение работ по бурению и  креплению эксплуатационной скважины на газ глубиной 3160 м на Песчаной площади.

     Важной  задачей работы является рассмотрение высокоэффективной и безопасной технологии крепления скважины.

     Углеводородное  сырье является одним из основных источников благосостояния России. Поэтому  поиски, разведка и разработка перспективных  месторождений являются одной из важнейших задач для экономики государства.

     Эксплуатация  нефтяных и газовых месторождений  продолжается в течении многих десятилетий, поэтому многие из известных крупных  залежей значительно истощены. Имея развитую нефтедобывающую и нефтеперерабатывающую инфраструктуру регион крайне заинтересован в восполнении топливно-энергетических ресурсов. Особенно ценными являются запасы качественного углеводородного сырья в пределах известных и эксплуатируемых месторождений. Так как их вовлечение в эксплуатацию не требует дополнительных затрат на развитие новых инфраструктур, как это происходит в отдельных регионах. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Общая часть

1.1. Общие сведения о районе буровых работ 

     Площадь проектируемых работ расположена  на территории Краснодарского края Славянского района, в 100 км от г.Краснодара.

     Рельеф  местности представляет собой низменность  с многочисленными старицами, заболоченными  участками, мелкими островами. Максимальные абсолютные отметки 0 – 1 м. Сейсмичность района до 5 баллов по шкале Рихтера.

     В качестве источников питьевой и технической  воды могут служить: Лиман Мечетный в 3 км. К востоку, Лиман Восточный  в 0,5 км. к западу, ерик Терноватый в 6 км. к северо-востоку, Варавенский  канал в 16 км. к северо-востоку. Имеется  артезианская скважина глубиной 300 м.

     Среднегодовая температура в Славянском районе +15⁰С, среднеянварская – 5⁰С, среднеиюльская +26⁰С, минимальная – 30⁰С, максимальная +42⁰С. Среднегодовое количество осадков 600 мм, максимальное количество выпадает в осеннее-весенний период. Преобладающие направление ветра восточное, северо-восточной до 20 м/с.

     Отопительный  сезон 6 месяцев с 15.10 – 15.04.

     На  территории проектируемых работ  имеются заповедники, рыбопитомники. Ближайшие населенные пункты ст.Черноерковская, в 3 км. к Юго-востоку, хут.Верхний – в 3 км к северу. Этнический состав населения в основном русские. Ведущими отраслями народного хозяйства являются: растениеводство, животноводство, птицеводство и рыболовство.

     В 136 км к Юго-востоку, в п.Яблоновский  ив 125 км к северо-востоку, в ст.Каневской имеются материально-технические базы. В 2 км к Юго-западу имеется газопровод диаметром 219 мм.

     Основной  вид связи – радиотелефон.

     Пути  сообщения: ж/д трасса Москва – Ростов-на-Дону – Краснодар – Новороссийск, в 35 км к Юго-востоку и автобус Краснодар – Славянск-на-Кубани – Петровская – Черноерковская в 3 км к Юго-востоку.

     На  данной территории ведутся работы по добыче ракушечника, песка, глины. 

     1.2. Геологическое строение участка буровых работ 

     Таким образом, основные перспективы на Песчаной площади связываются с предполагаемыми залежами, которые приурочены к сложнопостроенным ловушкам в VII и VIII пачках. Благоприятные структурные условия не исключают возможности существования ловушек и в других пачках, в случае развития в них гранулярных коллекторов.

     Песчаная  площадь входит в состав Азово-Кубанского нефтегазоносного бассейна. В пределах северного борта ЗКП, к которому в тектоническом плане относится  площадь проведения работ, продуктивным является миоценовый нефтегазоносный  комплекс.

     По  данным бурения и ГИС в разрезе  чокрака выделено одиннадцать пачек, обладающих различными залежами, которые  приурочены к сложнопостроенным  ловушкам в VII и VIII пачках. Благоприятные структурные условия не исключают возможности существования ловушек и в других пачках, в случае развития в них гранулярных коллекторов.

     В целом, анализ результатов поисково-разведочных  работ в чокракских отложениях западной части северного борта ЗКП  позволяет сделать следующие  выводы:

1. Чокракские отложения рассматриваемого района характеризуется резкой гидравлической дифференцированностью резервуаров, что находит отражение в региональном развитии АВПД с широким диапазоном коэффициентов аномальности (от 1,37 до 2,08).

2. Продуктивность  чокракских отложений не коррелируется  со степенью гидродинамической напряженности вмещающих резервуаров.
3. УВ залежи приурочены сложнопостроенным комбинированным ловушкам, с элементами тектонического и литологического экранирования.
4. Экранирующие разрывные нарушения, обособляющие тектонические блоки на северном борту ЗКП, как правило, прослеживаются от среднего сармата до Майкопа. Сопоставление толщин, осложненных дизъюнктивными дислокациями отложений по смежным блокам показывает, что часть разломов имеет кон-, а часть постседиментационный характер.
5. Линзовидный замкнутый характер чокракских коллекторов позволяют исключить механизм формирования УВ залежей за счет латеральной миграции на региональном уровне.
6. Распределение пластовых давлений по разрезу чокракских отложений не имеет выраженной закономерности увеличения с глубиной, в ряде случаев наблюдается флюидодинамическая инверсия разреза (площади Морозовская, Южно-Морозовская, Варавенская и др.).
7. Строгой математической зависимости между пластовой температурой и глубиной залегания по разрезу чокракских отложений на локальном уровне не прослеживается, что обусловлено резкой литолого-фациальной изменчивостью пород, обладающих различными теплофизическими свойствами.

1.2.1. Стратиграфия 

     По  данным сейсмических исследований, а  также результатам бурения на соседних площадях, в районе проектируемых работ наиболее выдержаны VII и VIII пачки, с которыми связываются основные перспективы нефтегазоносности чокракских отложений на площади Песчаной. Учитывая сложности, имеющиеся при определении фазового состояния выявленных залежей и невозможность его достоверного прогноза на Перспективных Площадях, тип залежи VII пачки на площади Песчаной, по аналогии с залежью, вскрытой скв.№20 Приблежной, принимается газоконденсатным, а в VIII пачке (по аналогии с залежью СКВ.№1 Восточно-Прибрежной) – нефтяным:

     К настоящему времени на лицензионном участке ООО «Кубаньгазпром», коллектора VII пачки вскрыты на Прибрежной (скв. № 1, 3, 4, 12, 13, 14, 15, 25 Бис), Северо-Прибрежной (скв. №№1, 21), Восточно-Прибрежной (скв. №№ 1, 2) площадях.

     Коллектора  VIII пачки на землях ООО «Кубаньгазпром» вскрыты на Прибрежной (скв. №№ 3, 14, 15, 25 Бис), Восточно-Прибрежной (скв. №№ 1, 20) и Черноерковской (скв. №№ 1, 2) площадях, а на участке ООО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» - на Восточно-Черноерковской, Западно-Мечеттской, Морозовской, Западно-Морозовской и Южно-морозовской площадях. С отложениями VIII пачки связана нефтяная залежь, вскрытая скв. №1 Восточно-Прибрежной. На штуцере 5 мм дебит нефти составил 205 м³/сут, а газа – 50,6 тыс. м³/сут. Пластовое давление, замеренное на глубине 3258 м составило 606,0 кгс/см² (К_АН=1,98) Пластовая температура 131⁰С.

     Таким образом, доказанная продуктивность VII и VIII пачек чокракских отложений на соседних площадях, территориальная близость к выявленным месторождениям, а также сходство термобарических и геологических условий позволяют с достаточной степень достоверности прогнозировать наличие УВ залежей на Песчаной площади в VI и VIII пачках. Кроме того, при развитии коллекторов и благоприятных структурных условиях не исключена возможность наличия УВ залежей в других пачках чокракских отложений. 
 
 
 
 

     1.2.2. Тектоника

     В тектоническом плане Песчаная площадь  расположена в зоне сочленения северного  борта и погруженной части  ЗКП, который является восточной, сухопутной частью Индоло-Кубанского прогиба. На юге ЗКП через Ахтырскую шовную зону сочленяется с мегантиклинорием Большого Кавказа, а на севере полого переходит в Тимашевскую ступень (Рис………).

     Осадочный чехол в пределах северного борта  ЗКП представлен породами от антропогенового до юрского возраста включительно, общая толщина которого изменяется от 4,5 – 5 км на севере до 10-12 км в осевой части прогиба.

     Майкопские  и нижележащие отложения в  рассматриваемом районе бурением не изучены. Подстилающие осадочный чехол  породы, по аналогии с более северной зоной, по-видимому, представлены дислоцированными породами триаса, слагающими промежуточный между осадочным чехлом и фундаментом комплекс.

     В разрезе осадочного чехла северного  борта ЗКП выделяются три структурных  этажа: нижний (юрский), средний (мел-эоценовый) и верхний – олигоцен-антропогенный.

     Нижний  и средний структурные этажи  разделяются предмеловым перерывом  в осадконакоплении, в результате которого меловые отложения с  угловым несогласием ложатся  на породы нижнего этажа. Отложения среднего этажа слабо дислоцированы, залегают, в основном, моноклинально, погружаясь в пределах северного борта в южном направлении.

     Средний и верхний структурные этажи  в рассматриваемом районе разделяются  ингрессивным несогласием.

     В пределах верхнего структурного этажа складчатость отмечается в понт меотических отложениях (внутриформационные складки уплотнения), а также в караган чокраке. 

     1.2.3. Характеристики продуктивных  горизонтов 

     Четвертиричная  система – Куяльницкий ярус Q+N₂²kl (0 – 715 м)

     В верхней части разрез представлен  суглинком буровато-коричневого  цвета, бесструктурным, и супесью  бурой, в основной массе, содержащей песок буровато-коричневый, мелкозернистый, раже зерна полевых шпатов, темноцветных минералов, слюды и с включением обломков раковин.

     Ниже  вскрыты глины голубовато-серые  и бурые сильно песчанистые слабо  уплотненные вязкие, легко преходящие в буровой раствор, с прослоями  песка кварцевого и полимиктового (в составе преимущественно кварц, реже – полевые шпаты и темноцветные минералы), разнозернистого. 

     Киммерийский  ярус N₂²km (715 – 1205 м) 

     Переслаивание глин голубовато-серых песчанистых, некарбонатных, вязких, слабо уплотненных  с песками светло-серыми кварц-олевошпатовыми мелкозернистыми, песчаниками полимиктовыми  буровато-серыми тонкозернистыми, средней плотности и крепости и кварцевыми с глауконитом мелкозернистыми, слабо сцементированными, тонкие прослои алевролита буровато-серого.

     С глубины 1080 м глины, слюдистые, слабо  карбонатные (CaCO₃ до 3%), вязкие тонким вкраплением пирита и темно-серые, тонкослоистые, слюдистые, алевритистые, плотные. 

     Понтический ярус N₂¹pt (1205 – 1715 м) 

     Верхнюю часть понтического яруса до глубины 1465 м слагают глины серые, слюдистые, сильно известковистые (CaCO₃ до 26%), вязкие, слабо уплотненные с тонким вкраплением пирита и глины темно-серые, плотные, тонкослоистые.

     Отложения в интервале 1465 – 1600 м, представлены чередованием мощных (до 50 м) пластов  песчаников кварцевых серых и  светло-серых, разнозернистых (от мелкозернистых до крупнозернистых), слабосцементированных с глинами темно-серыми, алевритистыми, карбонатными (CaCO₃ до 10%), плотными.

     В интервале 1600 – 1715 м – глины серые, темно-серые, плотные, слоистые и неяснослистые, алевритистые, слюдистые, слабо известковистые (CaCO₃ до 5%) с редкими прослоями алевролитов и песчаников. 

     Меотический ярус N₂¹mt (1715 – 2220 м) 

     Верхняя часть яруса до глубины 1850 – глина  темно-серая, плотная, алевритическая, слюдистая, слабо известковистая (CaCO₃ до 3 – 5,5%) с налетами мучнистого карбонатного материала и присыпками алевролита по плоскостям наслоения с прослоями (мощностью до 15 м) серых, грязно-серых, песчаников кварцевых, мелкозернистых, редкие тонкие прослои белых и желтоватых известняков.

     Нижняя  часть 1850 – 2002 м представлена песчаниками  кварцевыми светло-серыми, мелкозернистыми и полимиктовыми, разнозернистыми, слабосцементированными с прослоями алевролитов серых, темно-серых и глин темно-серых, плотных, алевритистых, слюдистых, слабоизвестковистых (CaCO₃ до 2,4%) и неизвестковистых (мощностью до 8 м). 

     Сарматский  ярус N₂¹ srm³ (2220 – 2750 м)

     Верхний сармат N₂¹ srm³ (2220 – 2425 м), переслаивание мощных словев и песчаников (10 – 40 м). Глина серая и темно-серая, алевритистая, слюдистая, некарбонатная и слабокарбонатная (CaCO₃ до 4,7%), тонкослоистая, плотная. Песчаник кварцевый светло-серый, тонкозернистый и мелкозернистый, слабосцементированный, тонкие редкие прослойки доломита светло-коричневого, крепкого, известняка белого, мелоподобного, хрупкого и мергеля серого, плотного.

     Средний сармат N₂¹ srm³ (2435 – 2625 м) представлен глинами темно-серыми, слюдистыми, алевритистыми, слабокарбонатная (CaCO₃ до 3,6%), тонкослоистая, плотная с тонкими прослоями мергелей коричневатых и темно-серых, плотных, крепких; известняков грязно-серых, рыхлых и песчаников полимиктовых серых, мелкозернистых.

       Нижний сармат N₂¹ srm³ (2625 – 2750 м), глина серая с зеленоватым оттенком, темно-серая, тонкослоистая и неяснослоистая, слабоалевритистая слюдистая, слабоизвестковистая и неизвестковистая (CaCO₃ от 0 до 3,5%), плотная, местами вязкая, пластичная с прослоями песчаника кварц-глауконитового и полимиктового серого и буровато-серого, мелкозернистого, единичные прослои алевролита темно-серого, плотного и известняка мелкоподобного белого.

     Конкский + Караганский ярус N₁² kn+kr³ (2750 – 2940 м) 

     Отложения представлены глинами серыми с зеленоватым  оттенком, реже темно-серыми, неравномерно алевритистыми слюдистыми слоистыми  слабокарбонатными и карбонатными (CaCO₃ от 2,2 до 13%), плотными, с прослоями песчаника серого кварцевого мелкозернистого, песчаника буровато-серого полимиктового, алевролита темно-серого и светло-серого глинистого, плотного, мергеля доломитизированного коричневато-серого, крепкого. Стяжения пирита. 

     Чокракский  ярус N₁² ch (2940 – 3160 м) 

     Разрез  представлен глинистыми породами с прослоями песчаников и реже алевролитов и доломитизированных мергелей.

     Глины серые, темно-серые, алевристые, слюдистые, плотные, тонкослоистые, местами массивные, слабоизвестковистые (CaCO₃ до 10%), неравномерно пиритизированные с прослойками песчаников и доломитизированных известняков и мергелей.

     Песчаники серые, слабо сцементированные, режеплотные, кварцевые с включением зерен  глауконита, в основном мелкозернистые, на глинистом цементе.

     Алевролиты  серые, плотные, крепкие, кварц-полевошпатовые.

     Известняки  серые, коричневато-серые, крепкие, доломитизированные.

     Мергель серый, с буроватым оттенком, плотный, крепкий, доломитизированный. 

     1.2.4. Геохимические исследования 

     В результате проведенных 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 киммериских-сарматских отложениях (состав газа С₁ = 98-99%, С₂ = 1-2%), возможно, связаны с перетоками УВ из чокракских отложений соседних скважин №1 и №2.

     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. Возможно, это связано с перетоками газа из чокракских отложений, расположенных рядом скважин Песчаная №1 и №2.

     В чокракских отложениях выделяются перспективные  участки разреза, представленные песчаниками  и алевролитами. Песчаники в интервалах 3017 – 3022 м, 3026 – 3030 м и 3036,5 – 3046 м, характеризуются  по результатам геохимических исследований (диаграмм Пикслера, величине остаточного газосодержания F_Г, остаточного газонефтесодержания F_HГ и люминесцентно-битуминологической характеристике) как вероятно газонасыщенные, а в интервалах 3060 – 3065 и 3081 – 3090 м как возможно газоконденсатные или нефтенасыщенные.

     В интервалах отбора керна результаты газового каротажа искажены за счет значительного разбавления (коэффициент разбавления Е = 1500 – 9000). Помимо количественной интерпретации газового каротажа и ЛБА шлама для определения характера насыщения вскрываемых пород геологической службы ГТИ произведены экспресс-исследования керна.

     При отборе керна в интервале 3036,4 – 3040,2 м поднят песчаник, где геохимическая  характеристика по результатам ЛБА  до 3 – 4 баллов МБ (ГЖ), что позволяет  предположить его нефтегазонасыщенность. Также заслуживает внимание пласт песчаника в интервале 3088,7 – 3089,6 м с битуминозностью до 4 баллов МБ (ГЖ).  

     2. Выбор и обоснование способа бурения 

     Выбор наиболее эффективного способа бурения  обусловлен задачами, которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях.

     При бурении нефтяных и газовых скважин  получили распространение способы  бурения: роторный, гидравлическими  забойными двигателями и бурение  электробурами. Бурение проектной скважины будет производиться роторным способом.

     Участок набора кривизны и стабилизации угла искривления предусмотрено бурить с применением ВЗД. 

     2.1. Конструкция скважины 

     Конструкция скважины определяется числом спускаемых обсадных колонн, глубиной их установки, диаметром применяемых труб, диаметром долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, высотой подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве и конструкцией забоя.

     Конструкция скважины зависит от глубины залегания  продуктивных пластов, их продуктивности и коллекторских свойств, пластовых и поровых давлений, а также давления гидроразрыва проходимых пород, физико-механических свойств и состояния пород.

     При проектировании конструкции скважины в первую очередь выбирают число  обсадных колонн и глубины их спуска, исходя из недопущения несовместимости условий бурения отдельных интервалов ствола. В данном проекте предусматриваются три обсадные колонны: под направление, под кондуктор и эксплуатационная колонна. Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется местоположением продуктивных пластов, способами закачивания и эксплуатации скважины, а также конструкцией забоя. В нашем случае она составляет 3160 м. Глубина кондуктора – 850 м, направления – 30 м.

     Диаметры  обсадных колонн и долот выбираем снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.

     Исходя  из предлагаемого дебита и габаритов  средств откачки, а также учитывая установившуюся практику буровых работ  в данном районе, принимаем конечный диаметр бурения 215,9 мм, диаметр эксплутационной колонны – 146 мм.

     Диаметры  кондуктора и направления выбираем в соответствии с величиной кольцевого зазора между долотом и спускаемой обсадной колонной и кольцевого зазора между обсадной колонной и спускаемым в нее долотом для последующего интервала. Диаметры долот для кондуктора и направления составляют 295,3 мм, 39,7 мм и 490 мм, а диаметры обсадных колонн: 245 мм, 324 мм и 426 мм соответственно.

     Высота  подъема тампонажного раствора в  затрубном пространстве определяется на основании действующих инструктивных и методических материалов. Высоту подъема цементного раствора за всеми колоннами следует производить до устья скважины[9]. 

     2.2. Выбор промывочного реагента бурения скважины и вскрытия пласта 

     Буровые растворы выполняют функции, которые  определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций:

• удаление шлама из-под долота, транспорт его по затрубному пространству и обеспечение отделения его на поверхности;
• удержание шлама во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;
• охлаждение долота и облегчение разрушения породы в призабойной зоне;
• создание давления из стенки скважины для предупреждения водо-, нефте- и газопроявлений;
• оказание физико-химического воздействия на стенки скважины, предупреждая их обрушение;
• обеспечение сохранения проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии;
• передача энергии гидравлическому забойному двигателю (при его использовании) и др.

     При бурении проектируемой скважины будут использоваться следующие буровые растворы.

     В процессе бурения под направление  и кондуктор будет применяться  глинистый раствор плотностью 1,1 г/см³ с химреагентами (Na₂CO₃, КССБ, графит), который обеспечит бурение без осложнений интервала 0 – 360 м, где предполагается наличие обвалов.

     Свойства  глинистого раствора:

     плотность, г/см³………………..1,1;

     условная  вязкость, сек. ……….30 – 50;

     СНС_0/10, Па ………….………….4/6;

     водоотдача, см³/30мин (API)…..6 – 8;

     pH………………………………..7;

     толщина глинистой корки, мм…1.

     При бурении под эксплуатационную колонну возможны обвалы в интервалах: 1090 – 1145 м, 1470 – 1505 м, 2990 – 3270 м, и нефтепроявления в интервалах: 3060 – 3080 м, 3100 – 3120 м. Поэтому здесь предусматривается применение высокоингибирующего калиевого раствора на основе гуматов (ВИКР).

     Этот  раствор обладает тройным ингибирующим действием.

• Во-первых, хлорид калия как электролит при концентрации более 2% подавляет процессы набухания глин.
• Во-вторых, ионы калия, проникая в кристаллическую решетку, меняют природу глин, делая их водонечувствительными.
• В-третьих, особое ингибирующее действие в этой системе осуществляют гуматы, растворимость которых зависит от величины pH среды. Существуют критические значения pH (pH_кр), выше которых гуматы растворимы даже в минерализованном буровом растворе и активно действуют как в регулировании водоотдачи, так и структурно-механических свойств. При значениях pH ниже критического уровня гуматы высаливаются и полностью теряют активность, раствор загустевает, водоотдача повышается. В калиевом растворе величина pH_кр колеблется от 8,5 до 9,0, поэтому для поддержания свойств этого раствора на заданном уровне величину pH в системе регулируют на 1 – 1,5 единицы выше, чем pH_кр.