Файл: Выпускная квалификационная работа на тему " Технология бурения эксплуатационной скважины глубиной 4800 метров в условиях поглощения бурового раствора на месторождении Южный Небитдаг (Республика Туркменистан) " Выпускную квалификационную.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 02.05.2024
Просмотров: 171
Скачиваний: 0
СОДЕРЖАНИЕ
1. основные сведения о районе буровых работ
1.1. Состояние и изученности месторождения и анализ ранее проведенных работ
1.2. Целевое назначение скважины
1.3. Методика и объем ранее выполненных работ
2. Описание геологического месторождения
Рисунок 2.1. Структурная карта месторождения Юж.Небитдаг
2.5. Коллекторские свойства пород
2.6. Геотермическая характеристика месторождения
2.7. Возможные осложнения и авария при проводке
2.7.1. Поглощение бурового раствора
2.7.2. Нефтегазоводопроявления
2.7.3. Прочие возможные осложнения
2.8. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
2.9. Геофизические исследования при проводке
3.2. Выбор конструкции скважины
Рисунок 3.2. Буровая установка Уралмаш-3Д
3.5. Выбор породоразрушающего инструмента
3.6. Расчёт параметров режима бурения
3.7. Выбор вида и промывочной жидкости по слоям горных пород
3.8. Выбор бурильной колонны, компоновки ее низа, расчет бурильной колонны
3.9. Выбор аппаратуры для контроля процесса бурения, средств механизации и автоматизации
3.11. Выбор способа и расчет цементирования скважины
3.11.1. Технология цементирования
3.11.2. Расчёт одноступенчатого цементирования
3.13. Освоение и испытание скважины
3.14. Заканчивание и обоснование конструкции забоя
Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора при бурении скважин
4.1. Причины поглощения промывочной жидкости
4.2. Методы исследования поглощающих зон в скважинах
4.3. Методы предупреждения и ликвидации поглощений.
4.4. Изоляция поглощающих горизонтов глиноцементными растворами
4.5. Тампонажные устройства для изоляции поглощающих зон
5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
5.1. Техника безопасности при бурении скважин
6. ЭКОНОМИКА И ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ
6.1. Геолого-экономическое обоснование необходимости строительства эксплуатационной скважины
2.4. Нефтегазоносность
Отчетная площадь охватывает большую часть Гызылгумского газоносного района (ГАР), расположенного между крупным Прибалханским нефтеносным районом (НГР) субширотного простирания и не менее обширным Гогерендаг-Экеремским газонефтеносным районом (ГНР) субмеридионального простирания. На территории Гызылгумского ГР выявлено 4 месторождения: Гызылгумское (Кызылкумское) и Южнонебитдагская газоконденсатные, Гуйыджикское (Куйджикское) нефтегазоконденсатное и Гумдагское нефтяное. В непосредственной близости к площади отчетных работ с юга к ней примыкает Гогерендагское (прежде Гограньдагское) нефтегазоконденсатное месторождение. Продуктивные горизонты в разрезах упомянутых месторождений приурочены, главным образом к отложениям акчагыльского яруса и красноцветной толщи, включая ее нижний отдел.
Нефте-Газоконденсатное месторождение Южный Небитдаг. Промышленная продуктивность месторождения установлена в отложениях акчагыльского яруса (горизонт II), верхнего (III, IIIa, IV) и нижнего отделов (НК) красноцветной толщи [1]. Первооткрывательница месторождения скв.1, где при опробовании интервала 2155-2165м (в отложениях акчагыльского яруса) получен приток газа дебитом 500 тыс. м3/сут. по штуцеру 10мм. Суммарная эффективная газонасыщенная мощность применяется от 5 – до 23м.
Промышленная газоносность ВК впервые установлена опробованием в скв.№5 в интервале от 2469 до 2846м, где получен фонтанный приток газа дебитом 243-303 тыс. м3/сут, конденсата 66,5 м3/сут. Газовые залежи акчагыльского яруса и ВК приурочены к своду складки.
В нижнекрасноцветных отложениях в 1982г. в разрезе свк.№10 в интервале 4125-4167м получена нефтегазоконденсатная смесь дебитом - 108 м3/сут. и газа – 276 тыс. м3/сут. Поднятие Южный Небитдаг до 2014 являлось газовым месторождением. В 2014 году при бурении скважины №88 из нижнекрасноцветных отложений (интервал 4454-465м, НК9) была получена дебитом 10
Разведка по оконтуриванию выявленных в нижнем красноцвете отложений говорит об их продуктивности. Невскрытая скважинами перспективная часть НК может достигать 200-250 м и более.
2.5. Коллекторские свойства пород
Разрез продуктивных горизонтов плиоценовых отложений месторождения сложен мощными пластами песчаных, в меньшей степени алевритовых пород, разделенных глинистыми образованиями. При этом количество алевритовых пластов несколько увеличивается в объеме верхнего плиоцена и верхнего отдела красноцветной толщи.
Коллекторами нефти и газа служат главным образом слабоуплотненные разности песчано-алевритовых пород, среднее значение открытой пористости которых по горизонтам отдельных участков месторождения колеблется в пределах 18,3—30,7% (часто встречается 20—24%); карбонат-
По площади месторождения отмечается некоторый рост емкости коллекторов от периферийных участков структуры к ее своду. Так, средняя пористость всех песчаных пород (коллекторов и не коллекторов) красноцветной толщи Центрального (присводового) участка равна 27,8 %, Восточного - 25,4 и Западного 25,0%. В то же время содержание карбонатного вещества несколько увеличивается в указанных пределах, что свидетельствует о тесной зависимости между пористостью и известковистостью пород-коллекторов плиоценовых отложений. В целом по месторождению емкостная ступень составляет 250 м на 1%, что позволяет прогнозировать наличие гранулярных типов коллекторов промышленного значения на глубинах 2100 - 2450 м.
Сопоставление свойств нефтей двух участков, залегающих в одних и тех же стратиграфических комплексах, показывает, что нефти Центрального (за исключением горизонта Па) имеют более высокий удельный вес и преимущественно нафтеновый или иафтенометановый характер. Для месторождения в целом характерно увеличение содержания в нефтях парафина с глубиной от следов до 8 - 11%.
2.6. Геотермическая характеристика месторождения
В результате исследования авторы пришли к выводу, что сравнительно высокие значения геотермической ступени на отдельных участках месторождения связаны с застойностью подземных вод. В. П. Бабелюк обобщил около 2000 замеров температур в эксплуатационных скважинах. Отмечено возрастание температур с гипсометрической глубиной, а также наличие различных значений температур для одних и тех же глубин залегания пластов.
Другой крупной обобщающей работой по геотермии месторождения являются исследования С- С. Джибути. Он считает, что основную роль в распределении тепла по площади структуры и по ее разрезу играют выходящие по зонам разрывов с глубины хлоридно-гидрокарбонато-натриевые воды, создающие отдельные участки местных тепловых аномалий. Им же отмечается прямолинейная зависимость изменения температур с глубиной.
Приведенные данные по месторождению свидетельствуют об увеличении геотермической ступени и уменьшении геотермического градиента с глубиной. Средние значения геотермического градиента нижнекрасноцветных, верхнекрасноцветных, акчагыльских, апшеронских отложении составляют 1,35; 2,10; 2,30 и 2,45°С/100 м соответственно.
Анализ геотермических условий месторождения показывает, что влияние гидрогеологического фактора в распределении тепла по площади имеет место лишь в верхней части разреза, что иллюстрируется данными рис. 1.6.1 где верхняя часть выделяется наибольшим изгибом кривой (1500 м). Ниже указанной глубины влияние гидрогеологического фактора резко снижается, и геотермическая ступень в интервале глубин 2000 - 2500 м составляет 81,9 м/°С. Наибольшая нагретость складки дает возможность предполагать близость кровли мезозойских отложений, что является наиболее перспективным на нефть и газ.
Рис. 2.2. Геотермическая условия месторождения
2.7. Возможные осложнения и авария при проводке
2.7.1. Поглощение бурового раствора
Таблица 2.1
Индекс стратиграфического подразделения | Интервал,м | Имеется ли потеря циркуляции (Да,или Нет) | Градиент давления поглощения,кгс/см2 м | Условия возникновения | ||
от (верх) | до (низ) | при вскрытии | после изоляционных работ | |||
N23aр-N22kr1 | 1220 | 4800 | да | 0,152-0,170 | - | Создание репрессии выше допустимой |
2.7.2. Нефтегазоводопроявления
Таблица 2.2.
Индекс стратиграфического подразделения | Интервал,м | Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ, конденсат) | Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, г/см3 | Условия возникновения | Характер проявления (в виде плёнок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и.т.д.) | ||||||
от (верх) | до (низ) | внутреннего | наружного | ||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 6 | 7 | 8 | 9 | ||||
N32aр-N23ak | 1220 | 2600 | вода | - | 0,57 | | перелив воды | ||||
N22kr | 2600 | 4800 | Нефть,газ,вода | - | 0,57 | Создание репрессии ниже допустимой | В виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды |