Файл: Технология бурения вертикальной скважины глубиной 4220м на Самотлорское месторождении.docx

Отдельные части Самотлорской структуры несколько различаются по истории развития. Общим для всех участков является интенсивный рост в сравнительно молодое время. Так, около 60% амплитуды Мартовского поднятия сформировалось за послеэоценовое время. На собственно Самотлорской части амплитуда послеэоценового времени составляет 40% современной амплитуды пласта БВ8, а на Белозерной -50%. Таким образом, Самотлорская структура в целом по сравнению с другими структурами Нижневартовского свода является более молодой.

1.4. Нефтегазоводоносность

Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями вартовской свиты (пласты АС_4-8, АС9, БС10, БС11), мегионской свиты (пласты БС10, БС11), ачимовской толщи (пласт БС16) и тюменской свиты (пласт ЮС2). Залежи пластов БС1, БС2, БС10, БС1-2 и ЮС2 нефтяные, залежи пластов АС4-8, АС9 - газонефтяные. Месторождение включает четыре площади:Миннибаевская, Абдрахмановская, Павловская, собственно Самотлорское, Зеленогорская и Восточно-Сулеевская .На месторождении выбелено семь эксплуатационных объектов: пласты АС4-8, АС9, БС1-2, БС10, БС1-2 и ЮС2. Пласт БС10 является объектом разработки и содержит 88% извлекаемых запасов месторождения. Из семи эксплуатационных объектов АС9, БС1-2, БС10 полностью вовлечены в разработку.

Пласт БС10. Газовый фактор составил 91 м³/т. По интерпретации ГИС характеризуется неясным характером насыщения. В остальных скважинах пласт водонасыщен, без признаков нефти.

Пласт БС10, является основным продуктивным пластом на месторождении.

Залежь пластов БС10 представляет собой обширную подгазовую, водоплвающую зону. Эта нефтяная залежь характеризуется очень сложным геологическим строением продуктивной части разреза, обусловленным резкой литолого-фациальной изменчивостью пород как по разрезу, так и по площади. Небольшие нефтенасыщенные толщины, малые толщины глинистых прослоев или их полное отсутствие на уровне ГНК и ВНК, высокая неоднородность строения коллектора.

2 Выбор диаметров, обоснование числа

---

обсадных колонни глубин их спуска

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.

При проектировании конструкции скважины в первую очередь выбираем число обсадных колонн и глубины их спуска с учетом условий бурения отдельных интервалов ствола.

Составляем конструкцию скважины снизу вверх. Для снижения стоимости скважины бурить ее следует возможно меньшим диаметром. Конструкция должна быть простой с минимальной металлоемкостью.

Исходными данными для составления конструкции скважины являются:

- физико-механические свойства пород геологического разреза;

- геолого-технические условия проводки скважины;

- предполагаемый дебит скважины и способ добычи углеводородного сырья;

- габариты средств добычи (для эксплуатационных скважин).

Таким образом целесообразно принять следующую конструкцию скважины:

1. 
   эксплуатационная колонна 127 мм, Н_ЭК = 4220м – для крепления и разобщения нефтеносного песчаника.
   
2. 
   вторая техническая колонна 219 мм, Н_ТК = 2950м
   
3. 
   первая техническая колонна 298 мм, Н_ТК = 2150м
   
4. 
   кондуктор 377 мм, Н_К=800м В целом, такая конструкция кондуктора, обеспечивает надежное перекрытие интервала залегания
   

5) направления 472 мм, Н_ТК = 30м

Данные по конструкции скважины сводены в таблицу 1.1

Таблица 1.1

Конструкция скважины

Название колонны	Диаметр колонны, мм	Длина колонны, м
Направление	472	30
Кондуктор	377	800
1-я техническая	298	2150
2-я техническая	219	2950
Эксплуатационная	127	4220

---

Схема конструкции скважины приведена на рисунке 1.1


472


377


298


219


127


30

---

800


2150



2950

4220

---

3. Выбор промывочного агента

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 – обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

При проектировании технологического процесса бурения разведочных и эксплуатационных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые особое внимание уделяется определению состава и свойств буровых растворов (промывочных жидкостей) и газообразных агентов, находящихся в непрерывной и принудительной циркуляции.

Тип и параметры циркулирующих агентов выбираются с учетом: ожидаемых геологических и гидрогеологических условий залегания пород, их литологического и химического составов; устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора; наличия проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений; давлений гидравлического разрыва; с учетом накопленного опыта в аналогичных условиях, а также наличия сырья для приготовления бурового раствора.

В зависимости от перечисленных условий и глубины скважины цир­кулирующий агент иногда приходится выбирать не только для каждого района, участка или отдельно взятой скважины, но и для бурения различных интервалов в одной скважине.

Тип и свойства циркулирующей среды в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также качество вскрытия продуктивных горизонтов.

При выборе параметров бурового раствора следует руководствоваться следующими правилами:

• 
  Плотность бурового раствора _б.р, кг/м³ или г/см³, выбирается, исходя из условий создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых флюидов, и предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов с последующим поглощением. Изменение _б.р – основное средство регулирования давления в скважине.
  
• 
  Условная вязкость бурового раствора Т_б.р, с, должна быть достаточной для обеспечения выноса частиц выбуренной породы из скважины, предотвращения, снижения или прекращения поглощений раствора в скважине. Однако чрезмерная вязкость повышает гидравлические сопротивления в циркуляционной системе скважины и ухудшает условия очистки бурового раствора.
  
• 
  Статическое напряжение сдвига (СНС) , Па( дПа или мгс/см²), должно быть достаточным для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя и частиц выбуренной породы при прекращении циркуляции промывочной жидкости. Вместе с тем СНС должно быть минимально допустимым, так как повышенное значение прочности структуры промывочной жидкости вызывает затруднение при запуске насосов, спуске геофизических приборов, создает значительное давление на стенки скважины, что в слабосвязанных породах может вызвать гидравлический разрыв пласта при восстановлении циркуляции, ухудшает условия очистки от частиц выбуренной породы и дегазации очистного агента.
  
• 
  Величина фильтрации (водоотдача) бурового раствора В, см³ за 30 мин, определяется устойчивостью пород, а также их насыщенностью пластовыми водами и флюидами. Снижение этого показателя рекомендуется для бурения в неустойчивых, хорошо проницаемых породах и при вскрытии продуктивных залежей. Однако чрезмерное снижение водоотдачи может вызвать ухудшение технико-экономических показателей процесса бурения из-за нарушения баланса гидростатического и пластового (призабойного) давления в скважине. Проникающий в забой фильтрат способствует компенсации давления вокруг сколотой частицы, что приводит к улучшению условий очистки забоя.
  

---