Обоснование конструкции скважины Тарасовского месторождения, в условия многолетних мёрзлых пород

Министерство образования и  науки Российской Федерации

Федеральное бюджетное образовательное  учреждение

высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

 

 

Кафедра «Бурения нефтяных и газовых  скважин»

 

 

 

 

 

Курсовой проект

по дисциплине «Заканчивание скважин»

Обоснование конструкции скважины Тарасовского месторождения, в условия  многолетних мёрзлых пород

 

 

 

 

 

 

Выполнил ст. гр. ГБ-08-03 Д.А. Каникиев 
Принял ст. преподаватель Р.А. Исмаков 

 

 

 

Уфа

2012

 

Содержание 

ВВЕДЕНИЕ

Конечная цель сооружения нефтяных и газовых скважин – достижение залежей углеводородов в земных недрах и получения их промышленного  притока

Все предусмотренные проектным  заданием работы на завершающем этапе  бурения объединяют единым термином «заканчивание скважин». Поэтому под заканчиванием скважин понимается комплекс технологических процессов от начала вскрытия продуктивных пластов бурением до окончания их освоения как промышленного объекта.

Этот комплекс включает:

• первичное вскрытие продуктивных пластов посредством бурения ствола;
• испытание пластов в период бурения;
• крепление ствола скважины и разобщение пластов обсадными трубами и тампонажными материалами;
• создание фильтра между продуктивными пластами и скважиной;
• вторичное вскрытие продуктивных пластов перфорацией;
• вызов притока флюида из продуктивных пластов;
• исследование эксплуатационных характеристик продуктивных пластов.

Эти процессы включают в себя многочисленные операции как систематически применяемые при бурении (спуск-подъем бурильного инструмента, промывка и углубление ствола скважины и др.), так и специфические (спуск эксплуатационной колонны, сооружение фильтра, приготовление специальных тампонажных или других технологических растворов, цементирование эксплуатационных колонн, перфорация обсадных труб и цементной оболочки за ними, испытание продуктивных пластов специальными устройствами - пластоиспытателями, и т.д.).

Для успешного освоения скважины, и дальнейшей её эксплуатации, необходимо грамотно спроектировать конструкцию  скважины, с учётом геологических особенной местности, научного и практического опыта, экономической эффективности. Всё это отражается в проекте на бурение скважины, в данном курсовом проекте рассматривается месторождение Тарасовское, расположенное в зоне многолетних мёрзлых пород.

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ  СОСТАВЛЕНИЯ ПРОЕКТА

1.1 Сведения о районе буровых работ

Тарасовское месторождение открыто  в 1984 году. По административному положению  месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого  автономного округа Тюменской области. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское, Восточно-таркосалинское.

Рисунок 1.1 – Карта месторождений разрабатываемых “Пурнефтегаз”

 

В орогидрографическом отношении  месторождение располагается в междуречье по берегам Пякопур и его левого притока. Пурпе, относится к бассейну реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района. Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметкой рельефа +30 м до +98.Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякопур и Пурпе.

Климат района континентальный  и характеризуется резкими колебаниями  температур в течении года.

Тарасовское месторождение разрабатывается  с 1987 года. В разработке находятся  семь основных залежей среди которых ПК19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении. Первоначалъно пласты ПК19 и ПК20 считались двумя отдельными залежами. В настоящее время пласты ПК19-20 считаются одной залежью.

Для извлечения запасов из пластов  ПК19-20 применяется метод заводнения. Для системы расстановки скважин используется схема 7: 1 (чередование 7-ми рядов добывающих скважин и одного ряда нагнетательных скважин). Скважины пробурены по обычной сетке с расстоянием 250 м всего было пробурено около 900 скважин. Бурение скважин на главном структурном поднятии было сгруппировано на 52-х кустах.

Каждый куст состоит из 10-40 скважин (как нагнетательных так и добывающих).

Добываемые флюиды поступают на одну главную сепараторную станцию, где происходит их разделение на нефть воду и газ. Нагнетаемая вода подаётся тремя нагнетательными насосными станциями, расположенными на южном, центральном и северном участках месторождения.

 

1.2 Многолетние мёрзлые породы

«Вечная мерзлота» (многолетняя криолитозона, многолетняя мерзлота) — часть криолитозоны, характеризующаяся отсутствием периодического протаивания. Общей площадью 35 млн км². Распространение — север Аляски, Канады, Европы, Азии, острова Северного Ледовитого океана. Районы многолетней мерзлоты — верхняя часть земной коры, температура которой долгое время (от 2—3 лет до тысячелетий) не поднимается выше 0 °C. В зоне многолетней мерзлоты грунтовые воды находятся в виде льда, её глубина иногда превышает 1 000 метров.

Главной проблемой бурения скважин  в условиях ММП является их неустойчивость, поэтому необходимо полностью перекрывать эту зону и обеспечить максимальное качество крепи.

 

Глубина залегания отдельных слоев ММП, м		Характер распространения (сплошное, прерывистое массивное, островное)	Строение мерзлых толщ в вертикальном направлении		Тип ММП		Литологическая характеристика каждого слоя ММП	Температура по глубине каждого слоя ММП, Со	Физические  свойства пород		Давление флюида в межмерзлых таликах
кровля	подошва								влажность, %	льдистость, %
1	2	3	4		5		6	7	8	9	10
0	10	прерывистое	прерывистое		сингенетический		Первый слой ММП				Рпл.=Ргидр
0	0,3						почва и растительный слой, м=0,3	-	-	переувлаж- ненный
0,3	3,6						торф твердомерзлый, м=3,3	-0,4 (-1,1)	1,0-0,4	0,3-0,4
3,6	4,5						супесь твердомерзлая, м=0,9	-1,2	0,3-0,4	0,05-0,04
4,5	6,1						суглинок твердомерзлый, м=1,6	-1,2	0,30	0,15-0,20
6,1	7,0						песок с/з твердомерзлый, м=0,9	-1,2	0,70	0,03
7,0	7,4						суглинок твердомерзлый, м=0,4	-1,0	0,28	0,3-0,4
7,4	8,2						песок серый твердомерзлый, м=0,8	-1,0	0,70	0,03
8,2	10,0						суглинок мерзлый, м=1,8	0,9	0,18-    -0,22	0,15-0,20
Распространение первого  слоя мерзлоты возможно до глубины 50 м
150,0	320,0	-		-		-	Второй слой ММП: переслаивание  глин и опок с линзами песка, пески  мёрзлые, глины не содержат	-0,5 до 3 -0,5	- - -	- 0,15-0,25 -	Рпл=Ргидр.

Таблица 1.1

Геокриологическая характеристика пород на месторождении

 

1.3 Основные параметры и данные к проектированию конструкции скважины

Таблица 1.2

Исходные данные для  проектирования

Глубина а залегания  пласта, м	Толщина, м	Литологический  состав пород	Характер возможных  осложнений	Пластовое давление, МПа	Пластовая температура, 0С	Давление гидроразрыва, МПа	Интенсивность поглощения, м3/ч	Вид насыщаемого  флюида	Состав насыщающего  флюида (состав газа: газовый фактор; агрессивные компоненты газа, нефти, воды)	Проницаемость (трещиноватость) пород, Д;	Параметры применяемого бурового раствора (ПФ, ρ,η,τ0)	Эксплуатационный  горизонт	Способ эксплуатации	Наибольшая  депрессия (Мпа) или глубина снижения уровня в колонне  при освоении, м	Ожидаемый дебит  флюида,  м3/сут
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
70	70	Сероцветные глины с  галькой и гравием	Поглощения, осыпи и  обвалы, прихваты, наличие ММП	0,7	От 0 до -3	1,4	До5	Вода	Cl-НСО-, Na+, Mg2+, Ca2+	0,001	ρ:1,16-1,18г/см3, ПФ: 8-10 см3/30, η: 90-110 c, τ0:70-100мгс/см2	-	глубинными насосами ЭЦН и ШГН	Наибольшая депрессия 14 МПА глубина  снижения уровня в колонне 1076 м	50
100	30	Переслаивание глин, песков, алевролитов  и бурых углей	Поглощения, осыпи и обвалы, прихваты	1,0		2,0				0,600
150	50	Глины зеленые, вязкие с  прослоями и линзами глинистых  сидеритов		1,5		3,0		-	-	0,001
280	130	Глины, опоки и опоковидные  глины.		2,8		5,6
480	200	Глины с редкими прослоями  алевролитов и песков.		4,8	12	9,6
680	200	Глины алевритистые с  прослоями глинистых мергелей.	Осыпи и обвалы, ГНВП	6,9	21	13,6	-				ρ:1,11-1,12 г/см3, ПФ:2-4 см3/30 η: 30-55 c, τ0:10-25мгс/см2
900	220	Глины серые опоковидные, опоки серые.		9,1	30	18,0
960	60	Глины известковистые и  опоковидные.	Осыпи и обвалы, ГНВП, разжижение бурового раствора	9,7	35	19,2		Вода	Cl-, НСО-, Na+, Mg2+, Ca2+
2020	1060	Слабосцементированные песчаники, пески  и алевролиты.	Осыпи и обвалы, ГНВП, сужение ствола скважины	20,4	49	34,3				0,6
2175	155	Аргиллиты плотные с  прослоями алевролитов.		22,0	53	37,0		-	-	0,5
2675	500	Переслаивание глин, аргиллитов с песчаниками.		24,6	57	44,1		Газ				БП14 2779-2794
2850	175	Аргиллиты плотные, алевролиты серые, плотные, песчаники крепкосцементированные с растительными остатками.		26,8	92	45,6		Нефть	Газовый фактор 150-300 м3/т, содержит серу и парафин

 

 

 

Индекс  стратиграфического подразделения	Интервал, м		Индекс
	от (верх)	до (низ)	пластового  давления	гидроразрыва пород
1	2	3	4	6
Q- Р1	0	320	1,00	2,00
Р1-К2	320	960	1,01	2,00
К2-К1	960	2020	1,01	1,70
К1	2020	2672	1,01	1,70
К1	2672	2770	0,92	1,65
J3-J2	2770	2850	0,94	1,60

 

Таблица 1.3

Индексы давлений по разрезу  скважины

 

                                                                                                                                                                                                

 

 Таблица 1.4

Нефтегазоводопроявления

 

Индекс стратиг-рафического подразделения	Интервал, м		Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ)	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5
К1(БП8)	2630	2645	нефть	Снижение гидростатического  давления в скважине из-за: - снижения уровня бурового  раствора при бурении или жидкостей  глушения при испытании при  СПО инструмента и отсутствии долива скважины; - подъема бурильной  колонны при наличии сифона  или поршневания; - снижения плотности  бурового раствора или жидкостей  освоения, заполняющей скважину  ниже допустимой величины
К1(БП9)	2655	2670	нефть
К1(БП10)	2672	2675	газ
К1(БП10-11)	2675	2687	нефть
К1(БП14)	2779	2794	нефть