Материал: Проект зарезки второго ствола в нефтяной скважине Кудако-Киевского месторождения

Проект зарезки второго ствола в нефтяной скважине Кудако-Киевского месторождения

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

.1 Общие сведения о месторождении

.2 Литолого-стратиграфическое строение

.3 Нефтегазоносность

.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторские свойства горных пород

. Технологическая часть

.1 Область применения зарезки второго ствола

.2 Этапы работ по зарезке второго ствола

.3 Промывочные жидкости

.4 Крепление скважин обсадными трубам

.5 Оборудование для цементирования

.6 Технологический расчет

. Охрана труда и окружающей среды

.1 Техника безопасности

.2 Охрана окружающей среды и недр

Выводы и заключение

Литература

Введение

Одним из эффективных мероприятий, проводимых в последние годы в области капитального ремонта скважин, является зарезка и бурение вторых стволов в эксплуатационных скважинах.

Важность этого мероприятия определяется тем, что оно осуществляется в скважинах, где произошли какие-либо осложнения и восстановление которых другими, известными в технике способами считалось невозможным (из-за сложной аварии с подземным оборудованием, слома, смятия или отвода колонны, сильного нарушения фильтровой зоны, искривления ствола скважин и т.д.) такие скважины раньше относили к числу подлежащих ликвидации.

В данном курсовом проекте рассматривается зарезка второго ствола в нефтяной скважине Кудако-Киевского месторождения.

1. Геологическая часть

.1 Общие сведения о месторождении

Разработку месторождения следует разбить на три периода. Первый с 1939 по 1942 год характеризуется плохим учетом добываемой нефти и полным отсутствием данных по исследованию скважин. Второй период (1950-1960 гг.) разработка находилась под контролем укрупненного нефтепромысла. Среднесуточная добыча составляла 13,4 т, в работе находилось 7 скважин.

Началом третьего периода разработки считается июль 1960 года с вводом в пробную эксплуатацию скважины №105. В то же время укрупненный нефтепромысел начал эксплуатационное бурение в центральной части залежи.

В 1962 году был произведен подсчет запасов нефти и газа месторождения. При подсчете запасов, выделено III продуктивных горизонта: I горизонт- нефтяной, относится к чокраку и низам карагана, II горизонт - нефтяной, относится к верхам карагана и нижнему сармату и III горизонт - газовый - к среднему и верхнему сармату.

В 1978 году был составлен проект доразработки по Кудако-Киевскому месторождению до 2000 года, который предусматривал доразработку месторождений на естественном режиме имеющегося фонда скважин.

Со времени вышеупомянутых работ на месторождении получен большой объем информации в результате бурения скважин в процессе разработки.

.2 Литолого-стратиграфическое строение

Литологические исследования пород миоцена были сопоставлены с результатами ГИС. В результате были изучены геофизические характеристики разных литологических типов пород (в т.ч. коллекторов) и выявлено распределение их по площади.продуктивный горизонт представлен керновым материалом достаточно полно и детально изучался по скважинам №№ 60,80,160. Для его характеристики дополнительно использовано описание керна и боковых грунтов из 24 скважин.

Разрез рассматриваемого горизонта сложен органогенно-обломочными карбонатными породами, терригенная часть которых состоит в основном из органических остатков и обломков известняковых пород. По структурным признакам эти породы относятся к слабосцементированным, часто рыхлым песчаникам и алевролитам.

Кроме перечисленных разностей органогенно-обломочных пород в I горизонте встречаются алевролиты и песчаники кварцевого состава. По структурным особенностям они в основном относятся к плотным породам с глинисто-известковистым цементом.

Средний плиоцен

Киммерийский ярус

Верхняя часть представлена песками ("надрудные пески"). Пачка песков мощностью до 100 м может быть сопоставлена с пантикапейским горизонтом. Ниже залегают темно-серые, неизвестковистые глины с линзами бурого железняка ("рудные слои") мощностью 80-150 м. Толщина отложений киммерия от 200 до 300 м.

Нижний плиоцен

Понтический ярус

Понтические отложения по аналогии с соседними площадями подразделяются на две части. Верхняя часть разреза представлена преимущественно глинами серыми, сильно известковистыми, алеврито-слюдистыми. Отложения нижнего понта представлены глинами зеленовато-серыми, известковистыми, обычно не яснослоистыми и мелкозернистыми песками, которые приурочены к верхней части подяруса и могут быть сопоставлены со II и III горизонтами Анастасиевско-Троицкого района.

Общая толщина отложений понтического яруса в сводовой части складки не превышает 120-170 м, возрастая на крыльях до 300-400 м.

Миоцен

Верхний миоцен

Меотический ярус

Меотические отложения в пределах площади характеризуются значительной фациальной изменчивостью. В большинстве скважин меотические отложения представлены глинами не известковистыми и черными, жирными, не известковистыми; встречаются гнезда и тонкие прослои алевритов. В юго-восточной части площади среди глин развиты довольно мощные (до 5-15 м) пачки слабосцементированных песчаников и алевролитов, иногда расслоенных глинами.

Толщина отложений меотического яруса колеблется от 0 (скв.№65) до 200-300 м (скв. №№ 90,45).

Сарматский ярус

Верхнесарматские отложения бедны органическими остатками и при ограниченном отборе керна выделяется условно.

Отложения представлены глинами зеленовато-серыми, не ясно слоистыми с гнездами алевритов и редкими прослоями мергелей.

Максимальная толщина подяруса, около 200 м, установлена в скважине №45, в среднем не превышает 30-40 м.

Средний сармат - отложения подяруса представлены глинами серыми, не яснослоистыми, известковистыми с редкими прослоями мелкозернистых песчаников (до 2-3 см), доломитов (до 10 см), иногда мергелей (до 3 см).

Местами наблюдается тонкая полосчатость за счет налетов карбонатно-диатомового материала. Толщина отложений меняется от 20-30 до 70-90 м с полным выклиниванием/в скважине №90.

Нижний сармат - отложения представлены глинами серыми, слоистыми, алеврито-слюдистыми, известковистыми. По всему разрезу отмечаются прослои крепких доломитизированных мергелей.

Толщина отложений достигает 70-90 м, сокращаясь на северном крыле и в юго-западной части площади до 20-40 м.

В скважине № 165 нижний сармат, а в скважине №90 полностью сарматские отложения размыты и меотис залегает непосредственно на конке.

Средний миоцен

Тортонский ярус

Конкский горизонт

Прослеживается по всей площади и выражен глинами серыми, известковистыми, в различной степени алевритистыми, прослоями почти черными, жирными на ощупь.

Толщина пород незначительна, от 5 до 15 м.

Караганский горизонт

Отложения горизонта в верхней части представлены глинами серыми и темно-серыми с тонкими налетами карбонатного материала или присыпками алеврита по наслоению.

По всему разрезу встречаются прослои мергелей толщиной от долей см до 10-15 см, серых мягких, глинистых иногда бурых нефтенасыщенных и крепких, доломитизированных, трещиноватых. В основании залегает пачка темно-серых, почти черных глин, обычно неизвестковистых, жирных, с мелкими зеркалами скольжения и обуглившимися остатками. Толщина пачки глин около 10 м.

На Кудако-Киевской площади в караганских отложениях заметное место занимают терригенные породы: повсеместно встречаются присыпки, гнезда и прослои до 10-15 см алевролитов, пропластки песчаников, нередко нефтенасыщенных.

Толщина караганских отложений достигает 100-150 м, сокращаясь в северной части площади до 40-50 м и до 15-20 м в районе скважин №№ 356,365,165. В скважине № 90 караган отсутствует.

Чокракский горизонт

Отложения представлены чередованием глин, алевролитов, мергелей, рыхлые детритусовые и спириалисовые слои. Глины темно-серые, реже зеленовато-серые, неяснослоистые, иногда брекчиевидные, в различной степени известковистые и алевритистые.

Алевролиты и песчаники встречаются реже, в виде прослоев толщиной от нескольких мм до 10-15 см, кварцевых, с большим или меньшим количеством раковинного детрита и включениями мелких обломков глинистых пород (вплоть до перехода в песчанистые детритусовые ракушняки и микроконгломераты).

Встречаются пачки тонкого чередования глинистых и алеврито-детритусовых прослоев, а также глин и рыхлого карбоната, имеющие своеобразную "полосчатую" текстуру.

Нередки мергели серые, мягкие или крепкие, доломитизированные, толщиной 0.5-20 см.

Повсеместно отмечаются признаки нефтенасыщенности: резкий битуминозный запах, пропитывание нефтью гранулярных пород, примазки нефти по трещинам в мергелях.

Толщина отложений горизонта колеблется в широких пределах от 5- 10 м (скв.№№ 58,90) до 120-135 м (скв.№№ 23,70), в большинстве скважин она равна 40-80 м.

Второй участок сокращенных мощностей отмечается в крайней юго-западной части площади по скв.№№ 356, 362 и др., где она не превышает 15-25 м, а в скв.№165 горизонт полностью отсутствует.

Тарханский горизонт

Отложения тарханского горизонта представлены глинами темно-серыми до черных, тонкослоистыми, неизвестковистыми, с подчиненными прослоями зеленовато-серых известковистых глин, гнездами песков и включениями обломков глин известковистых и неизвестковистых.

Толщина отложений горизонта не превышает 15-17 м.

Олигоцен - нижний миоцен

Майкопская серия

Верхняя часть вскрытой толщи представлена глинами темно-серыми до черных, неизвестковистых, часто перемятых, с зеркалами скольжения.

Нижняя часть сложена глинами темно-серыми, известковистыми с прослоями песчанистого мергеля белого и включениями серого песка.

Полностью майкопские отложения пройдены только в скважинах южного крыла складки, где толщина их не превышает 250-400 м.

.3 Нефтегазоносность

Нефтепроявления в породах I продуктивного горизонта выражены довольно ярко. Органогенно-известняковые и кварцевые алевриты, алевролиты и песчаники пропитаны нефтью. В них нефть нередко является связующим материалом, после удаления которого, породы теряют плотность и рассыпаются на составные части. Тонкие прослои мягких глинистых мергелей и мучнистого карбонатного вещества в глинах также часто бывают пропитаны нефтью и имеют нефтяной запах.

В плотных карбонатных породах нефтепроявления приурочены к трещинам и кавернам. Изредка 3-4 см прослои плотных известняков и мергелей бывают пропитаны нефтью.продуктивный горизонт охарактеризован керновым материалом значительно слабее, он изучался по керну и боковым грунтам в 33ех скважинах.

Весь продуктивный разрез миоцена Кудако-Киевского месторождения включает от IX до XVIII горизонта. Однако промышленно нефтеносными являются в настоящее время XVII - XVI горизонты. Общая мощность этих горизонтов меняется от 49 м (СКВ.№60) до 185м (СКВ №145 и 325 м (СКВ № 140). Увеличение общей мощности связано с увеличением глинистых разделов между отдельными прослоями и пачками пластов коллекторов и в значительно меньшей степени, за счет появления новых прослоев породколлекторов. Эффективная толщина продуктивных отложений варьируется от 1,7м до 37,3м. Нефть в горизонтах тяжелая, высокосмолистая, малосернистая. Анализ результатов исследования скважин, методом установившихся отборов показал, что увеличение диаметра штуцера по ряду скважин не привел к значительному увеличению дебита нефти. В скважине №60 с уменьшением забойного давления произошел значительный рост газового фактора. Определение проницаемости коллекторов и изменение их по площади и по разрезу затрудняется резкой литологической изменчивостью последних.

Миоценовая залежь Кудако-Киевского месторождения характеризуется высокой степенью неоднородности коллекторов, как по разрезу, так и по площади, о чем свидетельствует анализ промысловых данных по дебитам нефти, и результаты гидродинамических исследований скважин и пластов.

Ситуация осложняется еще и тем, что в продуктивных отложениях одновременно присутствуют пропластки, насыщенные водой и нефтью, при этом вязкость последней достаточно высока и в среднем составляет 55 МПа.

Анализ всего фонда скважин свидетельствует, что только по 27 скважинам накопленная добыча нефти превышает 10 тыс. тонн, из них по 16 скважинам отобрано более 20 тыс. тонн. По 27 скважинам, а это почти половина всех пребывавших в эксплуатации скважин добыча нефти составила менее 5 тыс. тонн. Основной причиной столь низкой производительности скважин следует считать значительную степень неоднородности миоценовых отложений по площади и разрезу и достаточно высокую вязкость нефти.

.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторские свойства горных пород

Свойства пластовой нефти обобщены по 7 глубинным пробам, отобранным из 7 скважин и исследованным в лаборатории пластовых флюидов.

Анализ поверхностных проб показал, что нефть рассматриваемого месторождения относится к нафтеновому типу, высокосмолистая, малопарафинистая, малосернистая, тяжелая, высоковязкая, высоко кислотная. Газопроницаемость коллекторов, изучаемая в лаборатории на аппарате ГК-5, характеризуется невысокими значениями, не превышающими единиц и десятков мД.

Исследования "микрозондом приращений" произведены в 11 скважинах. Положительные приращения на диаграммах отвечают проницаемым пластам, что было подтверждено получением притока нефти 7-8 т/сут. из скв.№52.

Коллекторы II группы представлены и алевролитами в разной степени глинистыми (фракции > 0.01 до 25-30%) и карбонатными (содержание растворимой части 30-35%). Емкостные свойства их обусловлены межзерновой пористостью.

Описываемые коллекторы достаточно четко выделяются по данным промыслово-геофизических исследований.

Пласты коллекторов характеризуются отрицательными аномалиями на кривой ПС (>5-7.5 мВ), положительными приращениями на диаграммах, зарегистрированных микрозондом приращений.

Коллекторы III группы представлены алевролитами, алевритами и песчаниками органогенно-известкового состава. Карбонатность их изменяется от 51 до 80 %, содержание пелитовой фракции 20-30 %.

Таблица 1.4.1 - Параметры и состав разгазированной нефти