Сооружения нефтяных и газовых скважин

содержание

Введение

Конечная  цель сооружения нефтяных и газовых  скважин – достижение залежей  углеводородов в земных недрах и  получения их промышленного притока.

Под термином «заканчиванием скважин» понимают комплекс технологических процессов от начала вскрытия продуктивных пластов бурением до окончания их освоения как промышленного  объекта.

Этот  комплекс включает:

- первичное  вскрытие продуктивных пластов  посредством бурения ствола;

- испытание  пластов в период бурения;

крепление ствола скважины и разобщение пластов  обсадными трубами и тампонажными материалами;

- создание  фильтра между продуктивными  пластами и скважиной;

- вторичное  вскрытие продуктивных пластов  перфорацией;

- исследование  эксплутационных характеристик  продуктивных пластов.

Эти процессы включают в себя многочисленные операции как систематически применяемые  при бурении (СПО, промывка и углубление ствола скважины, регулирование свойств  технологических растворов и  др.), так и специфические (спуск  эксплуатационной колонны, сооружение фильтра, приготовление специальных  тампонажных или других технологических  растворов, цементирование эксплуатационной колонны, перфорация обсадных труб и  цементной оболочки за ними, испытание  продуктивных пластов специальными устройствами – пластоиспытателями, уменьшение гидростатического давления столба жидкости в скважине с целью  вызова притока пластового флюида и  т.д.).

1 Общие сведения о районе

1.1 Административное расположение

В административно-территориальном  отношении Изяславская площадь  расположена в Арзгирском районе Ставропольского края.

Ближайшая железнодорожная станция  г. Благодарный расположена в 58 км от площади, село Арзгир - в 12 км к северо-востоку.

Рельеф местности  характеризуется наличием пологих  высот и балок. Высотные отметки  варьируются в пределах 100-200 м; в  точке заложения скважины альтитуда  составляет 134 м.

Гидрографическая  сеть практически отсутствует; если не считать небольшой степной  речки Чограй, пересыхающей летом  и отстоящей от площади в 8 км к  северо-востоку. Чограйское водохранилище  расположено в 40 км к северо-востоку.

Климат района континентальный. Среднегодовое количество осадков не превышает 30 мм. Лето жаркое и сухое. Зима относительно мягкая, но иногда морозы достигают 36°.

В непосредственной близости от площади проходит газопровод Арзгир-Мирное-Благодарный.

Работы на площади проводятся Ставропольским управлением буровых работ.База материально-технического снабжения  расположена в г. Благодарном.Энергоснабжение  буровой предусматривается от двигателей внутреннего сгорания.

Снабжение буровой  технической водой - от артезианских скважин. Связь с буровой по радиотелефону.

1.2 Краткие сведения из истории разведки, разбуривания и разработки

История геологической изученности рассматриваемого района тесно связана с историей изучения геологии Ставропольского  края.

С 1957 г. по 1967 г. в исследуемом районе проводились  работы МОВ трестом "Грознефтегеофизика"

В результате были выявлены и закартированы поднятия; Мирненское. Кучерлинское, Арзгирское и др. 

В 1968 - 1969 гг сейсмопартиями 19/68 и 19/69 тр."Краснодарнефтегеофизика" выполнены исследования на участке  между Мирненской и Серафимовской  площадями. В результате, к востоку   от     Мирненской структуры закартированы Сельские структурные осложне-ния, из которых подтверждено бурением только собственно Сельское поднятие, в пределах которого в 1971 г. установлена газоконденсатная залежь (I2   пласт нижнего мела).

В 1979 году в результате сейсморазведочных  работ партии 2/79 треста «Ставролольнефтегеофазика» было выявлено Изяславской поднятие, а в 1983г. с/п 2/82 подготовлено для глубокого бурения методом ОГТ с использованием профилей сейсмопартии 2/83 треста "Ставропольнефтегеофизика" по отражающим горизонтам 1К и К2, сопоставляёмым, соответственно, с кровлей и подошвой нижнемеловых отложений.

В тектоническом  отношении Изяславское поднятие расположено в юго-восточной части  Мирненско-Арзгирской структурной  зоны, в 12 км к востоку от Сельской газоконденсатной залежи.

 Изяславская  структура представляет собой  брахиантиклинальную складку с  наиболее крутым, юго-восточным крылом, слегка вытянутую в направлений  3-В по отражающему горизонту  IК1 и С-3   и Ю-В   по отражающему горизонту Кп. 

Складка располагается северо-восточнее  Серафимовского   и восточнее  Сельского месторождений. По горизонту "К" ( кровля зеленой свиты эоцена ) Изяславскому поднятию соответствует   приподнятый участок в районе сводовых частей складок по горизонтам 1К1 й Кп.

Наиболее  рельефно поднятие отображается на структурной 
карте по горизонту 1К1. По горизонту 1К; поднятие представлено брахиантиклинальной складкой субширотного простирания с крутым юго-восточным крылом. Складка более рельефна по сравнению с другими горизонтами, оконтурена двумя изогипсами ( - )   2340 м (-) 2360 м и имеет размеры по последней замкнутой изогипсе 2,5 х 4 км  и амплитада 30м.

 По  горизонту Кп поднятие предоставлено  брахиантиклинальной складкой северо-запад-юго-восточного  простирания, оконтурено одной изогипсовой ( - ) 2950 м. Южная половина складки фиксируется неуверенно. Размеры ее 2 х 3 км, амплитуда 25 м,

По всем горизонтам складка располагается  в пределах террасовидной площадки, представленной в виде расширения изолиний    при общем погружения отложений  на восток и юго-восток

2 Геологическая характеристика площади и условия бурения

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

На основании  данных бурения скважин    на Серафимовской и Сельской площадях, а также глубин отражающих сейсмогоризонтов, установленных   с/разведкой в  пределах Изяславокой площади, проектной скважиной при гл.3500 м ожидается вскрытие литолого-стратиграфического разреза, представленного в табл. 1. Альтитуда скважины 134м

Таблица 1 – Литолого-стратиграфический  разрез

Приведенный вариант литолого-стратиграфического разреза в своей нижней части соответствует паспортным данным на Изяславскую структуру, где под нижнем мелом предполагается     вскрытие 300 метровой толщи отложений пермо-триасового возраста. Однако авторами проекта и рекомендаций не исключается возможность, размыва и отсутствия этих отложений на Изяславской площади.

2.2 Водоносность

На Изяславской  площади на основания гидрогеологических и  геологических исследований и  наблюдений, проведенных в пределах Мирненско-Арзгирской зоны, можно выделить следующие водоносные комплексы.  

Четвертичный  комплекс характеризуется солоноватыми водами с минерализацией 5 и выше г/л. Неогеновый комплекс характеризуется водами хлоркальциевого типа и минерализацией от  5    до 35 г/л.

Палеогеновый  комплекс, охватывающий отложения Майкопа, хадума, эоцена и палеоцена,  характеризуется  водами от хлоркальциевого до переходного  типа с минерализацией от 35 до 52 гр/л. и дебитами от 0,3 до 164 м^З/сут. Верхнемеловые отложения опробованы на Мирненcком, Сельском и других площадях. В результате получены непереливающие притоки воды с дебитом до 60 м^З/сут, хлоркальциевого типа с минерализацией от 43 до 2 г/л.

Наиболее  изученными являются  нижнемеловые отложения, где можно выделить два  самостоятельных водоносных  комплекса.

Алъбаптский комплекс характеризуется хлоркальциевыми  водами с минерализацией от 50 до 78 г/л. Газосодержание изменяется от 1,9 до 2,8 м^З/м^З, приведенный напор составляет 220 м. Из аптнеокомского комплекса получены притоки непереливащих вод дебитом 4,5 м^З/сут., при уровне установившемся на глубине 60 м. Минерализация достигает 80 г/л, газосодержание 0,8-2 м^З/м^З. Водовмещающими породами пермо-триасового водоносного комплекса являются коллектора порово-трещинного типа. Приток вод по скважинам близлежащих площадей в среднем составил 3,6 м^З/сут, при статическом уровне 50-60 м, газосодержащие 8м^З/м^З.

2.3 Газонефтеносность

Прямых  признаков газонефтеносности в  виде выходов газа или нефти в  пределах рассматриваемой площади  не отмечено.

Перспективы газоносности Изяславского поднятия связаны, главным образом, с нижнемеловыми ( альб-аптскими ) отложениями.

Их перспективы  обусловлена установлением промышленных залежей газоконденсата в I₂, I₃, I4 пластах альбского яруса на Мирненской площади, 1₂ пласта на Сельской, Крутоярской, Северо-Мирненской площадях. Так, на соседней Сельской площади в скважину 6 при испытании 1₂ пласта на 8 мм штуцере получен приток газа, дебитом 144,6 т.м.^З/сут., конденсата 10,3 м^З/сут., воды .13,1 м^З/сут. Притоки газа отмечены также в скв. 9 ( сл.) П ( сл ) и 15 ( сл).     Промышленная газоносность У_II   пласта апта в Мирненско-Арзгирской зоне установлена на Южно-Серафимовской площади, а    в пределах Чернолесской впадины - на Южно-Спасской площади.

Определенный  поисковый интерес представляют нижнее-майкопские отложения, из которых  на Журавской, Южно-Спасской, Воробьевской и Пашолкинской   площадях Чернолесской впадины получены притоки нефти. Так, в скв. I Воробьевской дебит нефти на 5,1 мм штуцере, составил 30,7 м^З/сут, в скв. 6 Южно-Спасской на штуцере, 10мм   получен приток нефти дебитом 83 м^З/сут, и газа 7000 м^З/сут, в скв. 62 Журавской приток нефти из этих отложений составил 116 м^З/сут., 

Таким образом, благоприятные структурно-литологические условия нижнемеловых отложений  на Изяславской площади, близость ее к площадям с установленной газоносностью, позволяют рассматривать последнюю в качестве объекта для постановки поискового бурения.

2.4 Пластовые (поровые) давления и давления гидроразрыва

В проектной  скважине ожидаются следующие величины пластовых и поровых давлений, расчитанные по данным бурения скважин на соседних площадях ( Южно-Серафимовской и др).

Таблица 2 - Пластовые (поровые) давления

Давление  гидроразрыва необходимо знать при  определении конструкции скважины, особенно глубины спуска кондуктора, а также при цементировании обсадных колонн. Ожидаемые величины давления гидроразрыва приведены в табл. 3.

Таблица 3 – Величины давлений гидроразрыва

2.6 Температурный режим в скважине

Таблица 4 – Температурный режим в скважине

2.5 Виды осложнений, встречающихся при бурении

Судя  по материалам пробуренных в данном районе скважин, строительство скважины на Изяславской площади характеризуется  следующими прогнозными условиями.

Интервал 0-600 м, представленный чередованием слабосцементированных  песчаников, алевритов и глин от антропогенового до верхнемайкопского  возраста, характеризуется низкими  пластовыми давлениями Р_пл=0,8-0,9 Р_гдс. Здесь возможны поглощения глинистого раствора различной интенсивности.

Интервал 600-1700 м, представленный майкопскими  глинами, характеризуется отсутствием  коллекторов. Поровые давления в 1,25 раза превышают гидростатические (Р_пор = 1,25 Р_гдс ). Возможны обвалы, осыпи, кавернообразования.

Интервал 1700-1835 м, представленный глинисто-алевролитовыми породами баталпашинекой и хадумской  свит характеризуется повышенными  поровыми давлениями (Р_пор =1,35 Р_гдс). В случае присутствия коллектора пластовое давление ожидается равным 1,3 Р_гдс (Р_пл = 1,З Р_гдс). Возможны нефтегазопроявления.

Интервал 1835-2470 м, представленный отложениями  эоцена, палеоцена и верхнего мела, характеризуется нормальными условиями  проводки скважин (Р_пл ~ Р_гдс, Р_пор=1,2 Р_гдс). Из осложнений возможны осыпи.

Интервал  2470-3100 м,  представленный  нижнемеловыми  отложениями, характеризуется нормальными  давлениями (Р_пл=Р_пор=Р_гдс)- Из осложнений здесь возможны газонефтепроявления и сужение ствола скважины против проницаемых пластов.

Интервал 3100-3500 м, представленный пермо-триасовыми и палеозойскими отложениями  характеризуется повышенными пластовыми давлениями (Р_пор=1,2 Р_гдс, Р_пор=1,15 Р_гдс). Возможны газонефтепроявления.

3 Проектирование  конструкции скважины

3.1 Построение совмещенного графика давлений

При проектировании конструкции скважины строится совмещенный график изменения эквивалента градиента пластового давления и эквивалента градиента давления гидроразрыва

  (1)

_,  (2)

Где P_эпл, Р_эгр – эквиваленты градиентов пластового давления Р_пл (МПа) и давления гидроразрыва Р_гр (МПа) соответственно; h – глубина залегания рассматриваемого горизонта, м.

Эквивалент градиента давления - это та относительная плотность некоторой жидкости, столб которой на глубине h создает давление равное давлению пластовому (поровому) Р_пл или гидроразрыва Р_гр.

Величины  Р_пл, Р_гр или определяют на основании данных промысловых исследований, или прогнозируют.

На основании  данных таблиц 2 и 3 построим совмещенный график эквивалентов градиентов давлений для выбора конструкций скважин

Рисунок 1 –  Совмещенный график эквивалентов градиентов давлений

Построенный совмещенный график давлений не имеет  зон несовместимых условий бурения, но, несмотря на это, конструкция скважины предполагает спуск трех обсадных колонн: направления (0-80м), кондуктора (0-600м) промежуточной (0-1850м) эксплуатационной (0-3500м).

Установка кондуктора в интервале 0-600 м обуславливается тем, что в интервале 0-600 м возможны поглощение бурового раствора различной интенсивности.

В интервале 0-3500 м спускается эксплуатационная колонна типа ОТТГ диаметром 140 мм.

3.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

По требованию Заказчика диаметр эксплуатационной колонны должен быть 140 мм, исходя из этого, рассчитаем диаметры остальных обсадных труб и долот под эти трубы. Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх.

Диаметр долота под эксплутационную колонну  рассчитаем по формуле:

d_д.э. = d_м + Δ (1)

где d_д.э – диаметр долота под эксплутационную колонну;

d_м – диаметр муфты;

Δ – нормативная разность между  диаметром скважины и диаметром  муфты (для 0,140 м трубы Δ = 0,02 м)

d_д.э. = 0,159 + 0,02 = 179 мм.

Учитывая  характер осложнений, длину открытого  ствола и опыт бурения на Ставрополье, принимаем долото диаметром 0,2159 м.

Определяется  диаметр промежуточной колонны  из условия прохождения

долота  под эксплуатационную колонну

где 0,006 0,008 м – зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 0,245 м.

Определяется диаметр долота под  промежуточную колонну

где диаметр муфты промежуточной колонны;

 зазор между муфтой технической колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,015 м из опыта бурения.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,2953 м.

Определяется диаметр  кондуктора из условия прохождения  долота под промежуточную колонну колонну

где 0,006 0,008 м – зазор между долотом и внутренним диаметром кондуктора. Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 0,324 м.

Определяется диаметр долота под  кондуктор