Дипломная работа: Проектирование наклонно-направленной скважины на Киенгопском месторождении. Применение расширяющихся тампонажных материалов

Таблица 1.5.2 Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 1.5.3 Нефтегазоводопроявления

Таблица 1.5.4 Прихватоопасные зоны

Таблица 1.5.5 Прочие возможные осложнения

1.6 Исследовательские работы

Таблица 1.6.1 Отбор керна

Таблица 1.6.2 Комплекс промыслово-геофизических исследований скважины

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Конструкция скважины

При разработке конструкции наклонно - направленной скважины учтены

следующие особенности геологического строения разреза.

Пластовые давления по разрезу скважины близки к гидростатическим.

Нефтенасыщенные горизонты Башкирский ярус и Верейский горизонт залегают в интервалах: 1230-1260 м, 1214-1218 м соответственно.

Газоносные пласты залегают в интервалах: 1210 - 1214 м, 1225 - 1230 м

Башкирского яруса и Верейского горизонта.

Проектный нефтенасыщенный объект - Башкирский ярус (С₂b) - 1230-1260 м.

Разрез осложнен наличием поглощающих горизонтов в верхней перми,

осыпями и обвалами при прохождении Верейского горизонта.

Градиент гидроразрыва пород изменяется в пределах 0,144-0,151 кг/см²•м.

Забойная статическая температура + 28єС.

В соответствии с требованиями и правил [3] строится совмещенный график пластовых (поровых) давлений, давлений гидроразрыва пород с использованием геологического материала

Скважина наклонно-направленная.

Глубина скважины по вертикали - 1300 м.

По совмещенному графику давлений выбираются зоны совместимости условий бурения.

В соответствии с выше изложенным и требований [6], с целью снижения вероятности возникновения осложнений и аварийных ситуаций в процессе строительства принимается следующая конструкция скважин.

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м и цементируется по всей длине для перекрытия рыхлых и высокопроницаемых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор и обеспечения изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения.

Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 500 м - по вертикали (511 м - по стволу), с установкой башмака в плотные глины Уфимского яруса. Глубина спуска кондуктора выбрана в соответствии с [6] из совместимости условий бурения, в том числе:

- перекрытия зон поглощений в карбонатных отложениях, пресноводных пластов, зон смешивания пресных и соленых подземных вод;

- установки ПВО для безопасного вскрытия нефтяных и газовых пластов при бурении под эксплуатационную колонну;

- предупреждение гидроразрыва пород у его башмака при возможном нефтегазопроявлении и его ликвидации при закрытии ПВО

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 1300 м - по вертикали (1342 м - по стволу) с целью перекрытия башкирского яруса на всю толщу и цементируется в одну ступень с перекрытием тампонажным раствором башмака кондуктора на 150 м.

Эксплуатационная колонна обеспечивает разобщение продуктивных горизонтов и изоляцию их от других флюидосодержащих пластов, а также проведение испытаний перспективных объектов и извлечение нефти на поверхность.

Закачка воды в нагнетательных скважинах осуществляется по НКТ с пакером.

Таблица 2.1.1 Конструкция скважины

Рис. 2.1.1 Конструкция эксплутационных наклонно-направленных скважин на Киенгопском месторождении со средним отклонение забоя по кровле пласта С2b - 300 м

2.1.1 Расчет глубины спуска кондуктора

Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений.

Существует ряд методик для определения глубины спуска кондуктора, оборудованного противовыбросовым оборудованием. Наиболее приемлемой для практических расчетов

считаем формулу (10) "Методика определения глубины спуска кондуктора илипромежуточной колонны. В отличии от других формул, в том числе формулы АзНИПИнефти, исходная информация для расчетов по формуле (10) является наиболее простой, достоверной и минимальной:

где: Р_у- ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и

закрытия устья, кгс/см²;

Р_пл- пластовое давление проявляющего горизонта, кгс/см²;

l_кр- глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м;

С - градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.

Обоснование глубины спуска кондуктора D = 245 мм

При бурении под эксплуатационную колонну будет вскрыт ряд нефтеносных и газоносных пластов (см. табл. геологической части).

Для проверки глубины спуска кондуктора выбираем худшие условия - газовый пласт С₂b с ?кр_(С2b)=12.0 м, Рпл. =124 кгс/см², =1,05.

Внутреннее давление у башмака кондуктора с глубиной спуска L_к=500 м определится при

возможном нефтегазопроявлении из пласта С₂b и частичном опорожнении Н=0,5х?кр_(С2b)=612 по формуле (3.3) инструкции, при закрытии устья ПВО и разделении столбов жидкости и газа.

где: S=0,1х1,05х10^-3х(612-500)=0,01176

е^s = 1,012;

Н = 0,5 L_кр 612м - высота (опорожнение) столба газа при закрытии ПВО;

г/см³ - плотность жидкостной смеси (нефти).

Давление гидроразрыва пород у башмака кондуктора:

Рг-ва₅₀₀ = 0,146 х 500 = 73 кгс/см².

Запас прочности пород на гидроразрыв:

, что достаточно.

2.1.2 Обоснование диаметров долот

Диаметр долот по интервалам бурения под указанные обсадные колонны определен в соответствие с требованием Согласно ГОСТ 20.692 - 2003. Величина минимальных радиальных зазоров между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны определена по формуле:

Dд.=Dм+2*?

Dд.= 166+2*15=196мм

Dд.=270+2*20=310мм

Dд.=351+2*30=411мм

D_д - диаметр долота, мм;

D - диаметр обсадных труб, мм;

D_м - диаметр муфты обсадных труб, мм.

На основании проведенных расчетов принимаются долота следующих диаметров:

D = 393,7 мм - бурение под направление D = 324 мм;