Курсовая работа: Технология заканчивания скважины глубиной 2650 м на Петелинском месторождении

Технология заканчивания скважины глубиной 2650 м на Петелинском месторождении

Введение

Петелинское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области вблизи разрабатываемых Аганского (на севере), Мегионского (на востоке), Самотлорского (на северо-востоке) и Северо-Покурского (на западе) месторождений.

Расстояние от месторождения по прямой до окружного центра Ханты-Мансийска составляет 370 км, до областного центра г. Тюмени - 750 км, городов Сургута и Нижневартовска соответственно 150 и 50 км. Ближайшими населенными пунктами являются г. Нижневартовск, г. Мегион, посёлок Покур и посёлок Вата 

Основная информация представлена в Таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Сведения о районе буровых работ [1]

2. Горно-геологическая характеристика скважины

В данном разделе приведена подробная информация по разрезу скважины на месторождении Петелинское. Также дана информация по пластовому, горному давлению, давлению гидроразрыва горных пород и геотермическому градиенту. Изложена информация о возможных осложнениях по разрезу скважины и отмечены интервалы с нефтегазоводоносностью. Приводится информация о целевом пласте.

2.1 Стратиграфическая характеристика скважины

Таблица 2.1.1 - Стратиграфическая характеристика скважины [1]

2.2 Литологическая характеристика скважины

Таблица 2.2.1 - Литологическая характеристика скважины [1]

2.3 Давления и температура по разрезу скважины

Таблица 2.3.1 - Давления и температура по разрезу скважины [1]

Примечание: значения давлений приведены по кровле интервалов, а значения температур - по подошве.

2.4 Осложнения при бурении скважины

В проектируемой скважине в интервале продуктивного пласта (2455-2650 м) возможны газопроявления, а в интервалах водоносных горизонтов (1380-1391 и 1442-1548 м) - водопроявления.

Поглощение бурового раствора вследствие превышения плотности бурового раствора и гидродинамического давления при технологических операция сверх градиента поглощения, а также при бурении трещиноватых зон возможно в интервалах 380-450 м, 1136-1152 м, 1342-1358 м, 1552-1564 м, 1680-1688 м, 1818-1821 м.

Прихватоопасные зоны вследствие заклинки бурильного инструмента, сальникообразования и желобообразования находятся в интервалах 0-450 м, 516-1324 м, 1558-1780 м.

В интервалах 1960-1980 м и 2005-2035 м возможны осложнения, связанные с набуханием ангидритов.

В интервалах 2005-2045 м и 2390-2455 м залегает склонная к текучести каменная соль. В этих интервалах возможно интенсивное кавернообразование вследствие растворения каменной соли и прихваты бурильной и обсадной колонн при её обрушении или сужении стенки скважины [1].

2.5 Характеристика продуктивной толщи

В проектируемой скважине газоносным является интервал 2455-2650 м.

Данный интервал бурения представлен породами юрской системы (оксфорд-кимериджский ярус). Это известняки в верхней части с включениями ангидритов, глины, песчаники, алевролиты и аргиллиты.

В процессе бурения могут возникнуть осложнения в виде поглощений бурового раствора, сужении ствола и нефтегазоводопроявлений.

Таблица 2.5.1 - Продуктивный пласт

3. Выбор типа конструкции забоя скважины

Конструкция забоя скважины - один из важнейших элементов бурения. Его конструкция разрабатывается для обеспечения таких функций скважины, как:

· механическая прочность продуктивного пласта, обеспечивающая возможность погружения необходимого оборудования, в зависимости от назначения скважины;

· хорошая гидравлическая проницаемость конструкции призабойной части;

· возможность дополнительного доступа к другим продуктивным слоям, которые не планировалось разрабатывать первоначально или их надежная изоляция;

· раздельное воздействие на различные прилегающие слои или отдельные части продуктивного горизонта;

Вследствие различий условий разработки, забойная часть бурения может иметь один из нескольких конструктивных типов [2]:

· открытый забой; (а)

· забой с фильтром;(б)

· забой, перекрытый хвостовиком эксплуатационной колонны, перфорированный предварительно;(в)

· перфорированный забой.(г)

Рисунок 3.6.1 - Типы конструкции забоя скважины

Скважина с забойным хвостовиком.(д)

На Рисунке 3.6.1 представлены варианты конструкции забоя [2]:

Вне зависимости от способа изоляции эксплуатируемого интервала от остальной части ствола определяется предельно допустимая депрессия на эксплуатационный пласт, которая должна согласовываться с заказчиком с учётом проектных решений. [3]

Другими важными факторами, определяющими выбор конструкции забоя, являются способ эксплуатации объекта, тип коллектора, условия залегания продуктивного пласта. [2]

Назначение скважины - эксплуатационная.

Для эксплуатационной скважины целесообразно выбрать конструкцию закрытого типа с цементированным забоем. Данная конструкция применима для изоляции продуктивных горизонтов друг от друга с целью обеспечения их разработки по системе снизу-вверх или для совместно-раздельной эксплуатации. Продуктивный объект перекрывается сплошной или потайной колонной с обязательным её цементированием. При заканчивании скважины продуктивный объект вскрывают вместе с вышележащими отложениями. В забой спускают обсадную колонну, скважину цементируют, и гидродинамическая связь с пластом осуществляется непосредственно перед освоением скважины вторичным вскрытием (перфорацией), эффективность которого обеспечивает гидродинамическое совершенство ПЗС. [2]

Плюсами скважин с перфорированным забоем являются:

· упрощение технологии проводки скважины;

· устойчивость забоя и сохранение проходного сечения скважины в процессе долговременной эксплуатации;

· надежная изоляция пропластков, не вскрытых перфорацией;

· возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (разные обработки, гидроразрыв и т.д.)

Окончательное решение по выбору конструкции забоя скважины принимает Заказчик в отношении конкретной скважины с учётом устойчивости пород в продуктивной толще:

Для нашей скважины целесообразно выбрать четвертый тип (скважина с перфорированной ОК) из-за неоднородных свойств коллектора, изоляции неустойчивых пород, склонных к кавернообразованию и обвалам, и изоляции водосодержащих пропластков. Колонна спускается одной секцией с цементированием до устья прямым способом.

4. Расчёт траектории скважины

Профиль скважины - вертикальный. Расчёт траектории скважины не предусмотрен.

Успешная проводка и заканчивание скважин в значительной степени зависят от правильного выбора конструкции, которая обеспечивает разделение зон, характеризующихся несовместимыми условиями бурения.

Конструкция скважины - совокупность данных о количестве, глубинах спуска, диаметрах и пространственном расположении обсадных колонн, диаметрах долот и интервалах цементирования для каждой обсадной колонны. [7]

Высота подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве определяется на основании правил безопасности [3]. Согласно п. 232 этих правил «направление и кондуктор цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат, в частности интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям». При этом согласно п. 233 правил «высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов в газовых скважинах должна составлять 500 м. Разрыв сплошности цементного камня в интервалах цементирования не разрешается». Поэтому в данной скважине все обсадные колонны следует цементировать до устья скважины.

С учетом наличия зон рисков в скважине, влияющих на условия строительства скважины, а также исходя из опыта бурения на месторождении Петелинское, была выбрана следующая конструкция:

Рисунок 4.1 - Конструкция скважины

Таблица 4.1 - Конструкция скважины