Заканчивание скважин

- седиментационные процессы в растворе;

- поршневание при подъёме или спуске бурильного инструмента;

- ошибки в определении пластового давления;

- несоблюдение скоростей СПО;

- поглощение бурового раствора.

 

1.2.4 Прихватоопасные зоны. В интервалах возможных обвалообразований

Причинами возникновения  могут быть:

- отклонение параметров бурового раствора от проектных;

- плохая очистка бурового раствора от шлама;

- ошибки в определении рецептуры бурового раствора;

- оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО на длительное время (более 24 часов).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ОБОСНОВАНИЕ ЗАЛОЖЕНИЯ, ПРОФИЛЯ, ГЛУБИНЫ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

2.1. Проектные геолого – технические данные

Наклонно-направленная скважина  №116 Маговского месторождения куст №2.

 

Таблица 2.1 

Альтитуда ротора	151 м.
Проектная глубина (абс. отм.)	2429 (-2200м)
Проектный горизонт	Фаменский
Назначение  скважины	Добывающая
Проложение  ствола скважины	522м
Дирек. угол проложения	280053
Магн. азимут проложения	266027

 

2.2 Расчет профиля наклонно-направленного ствола

скважины №116 Маговского месторождения.

 

Проектная глубина  скважины по вертикали: 2429 м.  Альтитуда ротора 151 м.

№	Наименование участка	Длина(м)		Нач. уг.	Кон. уг	Инт	Дирекционный
		от	до	(град.)	(град.)	(гр./10м)	угол,  (град.)
1	Вертикальный	0	250	0	0	0	0
2	Набор зенитного угла	250	390	0	14	1,5	266,45
3	Набор зенитного угла	390	798	14	18	1,5	266,45
4	Падение зенитного угла	798	1090	18	15,1	5	266,45
5	Набор зенитного угла	1090	1159	15,1	22	1,5	266,45
6	Падение зенитного угла	1159	1726	22	16,3	1,5	266,45
7	Участок естественного  падения зенитного угла	1726	1801	16,3	14	0,7	266,45
8	Падение зенитного угла	1801	2429	14	5,9	1,5	266,45
9	Забой	2429

 

3. Данные инклинометрии

Допустимое  отклонение заданной точки входа  в кровлю продуктивного пласта от проектного положения (радиус круга допуска): 50 м.

Таблица 2.2

Глубина начала искривления	250 м.
Кровля пласта по вертикали	2005 м.
Отход от устья до забоя	522 м.

 

Метод вскрытия определяется главным образом  особенностями продуктивных пластов, к которым относятся пластовое давление, наличие пластовых и пропластковых вод, прочность пород, слагающих пласт, тип коллекторов (гранулярный, трещиноватый и др.).

Графики 2.1 и 2.2 характеризуют вертикальный и горизонтальный разрезы соответственно, и показывают различия между проектной и фактической инклометрией. 

 

 

 

 

 

 

График 2.1 Месторождение Маговское

Куст №2 скважина №116

 

График 2.2   Месторождение Маговское Куст  №2 скважина №116

 

 

Глубина скважины по вертикали, продуктивный пласт  которой предусмотрено полностью перекрыть эксплуатационной колонной, может быть рассчитана следующим образом:

 

,

где

=151 м. – альтитуда ротора;

=2200 м. – гипсометрическая глубина скважины;

= 195 м. - толщина пласта;

=10 м. – глубина  зумфа;

=15 м. – высота  цементного стакана;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Разработка  конструкции скважины базируется на следующих геологических и технико-экономических факторах: геологические особенности залегания горных пород, их физико-механическая характеристика, наличие флюидосодержащих горизонтов, пластовые температуры и давления, а также давление гидроразрыва проходимых пород; назначение и цель бурения скважины; уровень организации техники, технологии бурения; предполагаемый метод заканчивания скважины; уровень организации буровой бригады и организация материально-технического обеспечения; способ бурения скважины; способы и техника освоения и эксплуатации. Обоснование конструкции скважин производится в два этапа. На первом этапе обосновывается метод вхождения в пласт и количество обсадных колонн, глубины их спуска. На втором - размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

1) Максимально  возможное использование пластовой  энергии продуктивных горизонтов  в процессе эксплуатации за  счет выбора оптимальных конструкций забоя и диаметра эксплуатационной колонны;

2) Применение  эффективного оборудования, оптимальных  способов и режимов эксплуатации, подержания пластового давления, теплового воздействия и других  методов повышения нефтеотдачи  пластов;

3) Условия безопасности ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

4) Получение  необходимой горно-геологической  информации по вскрываемому разрезу;

5) Условия охраны  недр и окружающей среды, в  первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

 

3.1. Выбор числа обсадных колонн

Для выбора числа  обсадных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород (ГРП) и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах «глубина - эквивалент градиента давления».

Под эквивалентом градиента давления понимают относительную плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению ГРП, т.е.:

 

1. Нпл =1610 м; Р_пл=19 МПа;

 

2. Нпл =2180 м; Р_пл=23,3 МПа;

 

В других интервалах пластовое давление равно гидростатическому, а

- эквивалент градиента гидроразрыва пласта

 

1. Hпл =150 м; Р_ГРП=1,8 МПа;

 

2. Hпл =890 м; Р_ГРП=11,1 МПа;

 

3. Hпл =1270 м; Р_ГРП=15,8 МПа;

 

На  построенном графике выделим  зоны с совместимыми условиями бурения. Выбор числа обсадных колонн:

1. Направление I спускают на глубину 15м
2. Направление II  спускают на глубину 40м.
3. Кондуктор  спускают на глубину 130м.

 

     Направления и кондуктор спускают для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор, крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов.

 

4. Техническая колонна спускают на глубину 798м для разобщения вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими, изоляции солевых отложений, предотвращения гидроразрыва пород при нефтегазопроявлениях и установки противовыбросового оборудования.

 

,где

P_у=P_пл-ρ_о.жgH_пл, где ρ_о.ж - относительная плотность нефти;

 

P_пл - пластовое давление;

 

P_у=P_пл-ρ_о.жgH_пл=23,3-710*10*2429=6,1 МПа

 

 – противодавление  на пласт;

=2,6 – эквивалент давления  ГРП;

 

- коэффициент безопасности;