Файл: Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная.rtf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 157
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Газоносность отображена в таблице 1.6
Таблица 1.6 - Газоносность по разрезу скважины
| Индекс подразделения | № пласта, пачки | Интервал, м | Мощность, м | Тип коллектора | Ожидаемый дебит, тыс. м3/сут | Относительная плотность по воздуху | ||||
| | | от | до | | | | | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |||
| N12 tsch | VII | 2950 | 2990 | 40 | поровый | 32,4 | 0,733 | |||
Конденсатность по разрезу скважины отсутствует.
Давление и температура по разрезу скважины представлена в таблице 1.7
Таблица 1.7 - Давление и температура по разрезу скважины
| Индекс подразделения | Интервал, м | Температура, ºС | Давление на нижней глубине интервала, МПа | Градиенты давлений, МПа/100 м | Градиент геортемический, град/м | |||||||||
| | от (верх) | до (низ) | | пластовое | поровое | гидроразрыва | горное | пластового | порового | гтидроразрыва | горного | | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | ||
| Q4+ N23 kl | 0 | 620 | 31 | 6,2 | 6,2 | 11,8 | 12,1 | 1,00 | 1,00 | 1,90 | 1,95 | 0,027 | ||
| N22 km | 620 | 1020 | 43 | 10,2 | 10,2 | 19,4 | 20,2 | 1,00 | 1,00 | 1,90 | 1,98 | 0,028 | ||
| N21 pt | 1020 | 1660 | 67 | 17,3 | 17,8 | 31,5 | 33,2 | 1,04 | 1,07 | 1,90 | 2,00 | 0,038 | ||
| N13 mt | 1660 | 1950 | 78 | 20,5 | 21,8 | 38,0 | 40,0 | 1,05 | 1,12 | 1,95 | 2,05 | 0,038 | ||
| N13 srm3 | 1950 | 2160 | 87 | 23,1 | 25,5 | 43,2 | 46,4 | 1,07 | 1,18 | 2,00 | 2,15 | 0,045 | ||
| N13 srm2 | 2160 | 2310 | 94 | - | 34,0 | 49,2 | 49,7 | - | 1,47 | 2,13 | 2,15 | 0,046 | ||
| N13 srm1 | 2310 | 2490 | 103 | - | 41,1 | 55,8 | 56,0 | - | 1,65 | 2,24 | 2,25 | 0,046 | ||
| N12 kn+kr | 2490 | 2798 | 117 | - | 56,0 | 63,0 | 63,2 | - | 2,00 | 2,25 | 2,26 | 0,046 | ||
| N12 tsch | 2798 | 3025 | 126 | 61,4 | 62,0 | 68,1 | 68,4 | 2,03 | 2,05 | 2,25 | 2,26 | 0,042 | ||
1.4 Зоны возможных осложнений
В процессе бурения эксплуатационной скважины на Северо-Прибрежной площади возможны следующие виды осложнений:
сальникоообразование;
прихваты бурового инструмента;
нефтегазоводопроявления.
Возможные осложнения и условия их возникновения представлены в таблице 1.8
Таблица 1.8 - Осложнения и условия их возникновения в процессе строительства скважины
| Интервал залегания, м | Вид осложнения | Условия возникновения | ||||
| от | до | | | |||
| 0 1660 2160 | 1020 1950 2490 | Сальникообразование | Загрязнённость ствола скважины выбуренной породой при его неудовлетворительной промывке, плохая очистка бурового раствора от выбуренной породы и шлама, длительное бурение в глинистых отложениях без периодического отрыва долота от забоя. | |||
| 1950 | 2310 | Осыпи и обвалы стенок скважины | Нарушение технологии бурения, отклонение параметров бурового раствора от проектных, несоблюдение скоростей СПО, несвоевременная реакция на признаки осложнений | |||
| 1020 1660 | 1660 1950 | Прихватоопасные зоны | Несоблюдение режима промывки, недостаточная очистка скважины от выбуренной породы. Несоблюдение параметров бурового раствора, отсутствие проработки ствола в интервалах его сужения, оставление бурового инструмента без движения. Установление плотности бурового раствора выше проектной. | |||
| 2310 | 3025 | Нефтегазопроявления | Несоблюдение параметров бурового раствора и скорости СПО. Возникновение депрессии на продуктивные пласты. | |||
1.5 Геохимические исследования
В результате проведённых 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 киммерийских-сарматских отложениях (состав газа С1 = 98-99%, С2 = 1-2%), возможно, связаны с перетоками УВ из чокракских отложений соседних скважин.
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.
В чокракских отложениях выделяются перспективные участки разреза, представленные песчаниками и алевролитами. Песчаники в интервалах 3017 - 3022 м. характеризуются по результатам геохимических исследований (диаграмм Пикслера, величине остаточного газосодержания FГ, остаточного газонефтесодержания FHГ и люминесцентно-битуминологической характеристике) как вероятно газонасыщенные.
При анализе газовых пачек в буровом растворе после простоев скважины (метод ГКПБ - газовый каротаж после бурения) отмечается повышенное газосодержание бурого раствора до 2 - 2,7 см3/л. Качественный состав газа здесь приближается к эталонному составу газа газовых и газоконденсатных залежей чокракских отложений. Прибрежного месторождения. Увеличение содержания тяжелых УВ в фактическом составе газа, вероятно, связано с наличием в разрезе нефтенасыщенных коллекторов.
Таблица 1.9 - Состав газа чокракского горизонта
| | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | iС4Н10 | С5Н12 |
| Газ чокракского продуктивного горизонта Северо-Прибрежной площади (данные лаборатории Каневского ГПУ) Скв. 4 Песчаная, забой 3081 | 86,0 83,00 | 8,3 11,1 | 2,3 1,3 | 0,7 2,7 | 0,7 0 | 0,5 0 |
В результате комплексного анализа геохимических данных, механического каротажа выделены пласты коллекторы и определен характер их насыщения.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
.1 Выбор и обоснование способа бурения
Принятие решения об использовании того или иного способа бурения - один из ответственных этапов при проектировании технологии бурения, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения: режимы бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и технологию крепления скважины.
Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при минимальных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов.
Выбранный способ бурения должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно обеспечивали бы следующее: качественное вскрытие продуктивного пласта; достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможность применения долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.
Окончательное решение по выбору способа бурения представляет собой сложную задачу. В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения следует использовать следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола скважины и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.
Основываясь на опыте ранее пробуренных скважин на площади Северо-Прибрежная и во всём Краснодарском крае, для бурения скважины применяем роторный способ бурения, а в интервале набора и стабилизации зенитного угла будем использовать винтовой забойный двигатель.