Проект строительства новой разведочной скважины №281 Речицкого месторождения

• СОДЕРЖАНИЕ
• Введение
• Глава 1. Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП «ПО «Белоруснефть»
• Глава 2. Геологическое строение Речицкого месторождения
• 2.1 Общие сведения о месторождения
• 2.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения
• 2.3 Тектоническая характеристика продуктивного горизонта
• 2.4 Нефтегазоносность
• 2.5.Возможные осложнения по разрезу скважины

Глава 3. Конструкция скважины

3.1 Выбор конструкции скважины

3.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот и высоты подъема тампонажного раствора

3.3 Исходные данные для выбора обсадных колонн и глубины их спуска

Глава 4. Технология бурения

4.1 Выбор профиля для бурения скважины

4.1.1 Расчетная схема профиля

4.1.2 КНБК для реализации проектного профиля

4.1.3 Устройство для ориентирования отклонителя

4.2 Режим бурения

4.2.1 Общие положения

• 4.3 Способы и режимы бурения скважины № 281 Речицкой площади
• Глава 5. Расчет бурильных и обсадных колонн
• 5.1 Расчет бурильной колонны
• 5.2 Расчет эксплуатационной колонны
• 5.2.1 Определение наружного избыточного давления
• 5.2.2 Определение внутреннего избыточного давления на устье скважины
• 5.2.3 Построение эпюры распределения давления
• 5.2.4 Подбор труб

Глава 6. Рекомендации по заканчиванию скважины

6.1 Организация работ при испытании скважин

6.2 Перфорация колонны

• 6.3 Вызов притока
• 6.3.1 Общие положения
• 6.3.2 Методы снижения забойного давления
• 6.4 Возбуждение пласта и интенсификация притока
• 6.4.1 Общие положения
• 6.4.2 Кислотные ванны и определение приемистости пласта
• 6.4.3 Метод переменных давлении
• 6.4.4 Гидрокислотный и гидравлический разрыв пласта
• 6.4.5 Воздействие на пласт с помощью многоциклового испытательного инструмента
• 6.4.6 Солянокислотные обработки
• 6.5 Освоение скважины

Глава 7. Мероприятия по экологии, охране труда и технике безопасности при бурении скважин

7.1 Организация охраны труда на предприятии в организации

7.1.1 Производственные вредности и меры борьбы с ними

7.2 Требования к естественному и искусственному освещению

7.2.1 Расчет производственного освещения

7.3 Организация пожарной охраны на предприятии

7.3.1 Размещение противопожарных коммуникаций на буровых

7.3.2 Наружный и внутренний водопровод, и первичные средства пожаротушения

7.3.3 Расчет времени эвакуации людей из зоны пожара

7.4 Мероприятия по защите атмосферы от вредных выделений, защите водного бассейна

7.4.1 Работы по утилизации отходов бурения или их захоронению

7.4.2 Работы по охране от загрязнений воздушной среды

7.4.3 Мероприятия по охране недр

ГЛАВА 8. Определение основных технико-экономических показателей на бурение разведочной скважины № 281 Речицкого месторождения

Заключение

• Литература

Введение

В 2001 году поисково-разведочные работы на нефть проводились, как и в предыдущие годы, в основном, на перспективных направлениях в пределах Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба. Поисково-разведочное бурение осуществлялось Светлогорским управлением буровых работ, полевые сейсморазведочные работы — Управлением полевых сейсморазведочных работ, а камеральная обработка и итерпретация сейсмических материалов — Управлением геологоразведочных работ на нефть и газ.

Речицкое месторождение нефти расположено в Речицком районе Гомельской области РБ, в тектоническом отношении — в пределах Речицко-Вишанской зоны поднятий.

С целью разведки верхнепротерозойской залежи в пределах восточного участка, в 2000 году на месторождении была пробурена разведочная скважина № 272.

В результате бурения скважины № 272-Речицкая было открыто распространение вендской залежи нефти в I блоке Речицкого месторождения и уточнено строение этого участка.

Настоящий дипломный проект посвящен вопросу строительства новой разведочной скважины. Проект содержит восемь глав, в которых отражены вопросы геологического, технологического, экономического характера, а также мероприятия по экологии, охране труда и технике безопасности по скважине №.281 Речицкого месторождения с привязкой к скважине №.275 Речицкого месторождения.

Проект составлен на основе обобщения промысловых материалов по ранее пробуренным соседним скважинам, а также с учетом опыта бурения скважин Светлогорским УБР, Речицким УРБ и результатов НИР, проведенных ВНИИБТ, БелНИПИнефть.

Глава 1. Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП ''ПО «Белоруснефть» на территории Припятского прогиба В 1960;е годы, когда началось развитие нефтяной промышленности в Белоруссии, буровики встретились с некоторыми трудностями, возникающими в результате самоискривления стволов вертикальных скважин свыше допустимых норм. Кроме этого, стало острой необходимостью бурить скважины по наклонно направленным профилям. Такое явление было вызвано тем, что предполагаемые площадки, где должны были размещаться буровые установки, оказывались на территориях расположения поселков, озер, миллиоративных сооружений, шоссейных дорог, строевого леса и пр. В связи с этим приходилось устья скважин смещать относительно проектных забоев на заданные расстояния и по определенным азимутам.

Наклонное бурение по сравнению с вертикальным предполагает дополнительные затраты времени на создание наклонных участков при помощи отклоняющих устройств и дополнительный контроль в процессе бурения.

Но результаты проводки первых вертикальных и наклонных скважин показали, что количество рейсов с отклонителем в обоих случаях практически одинаково, а иногда на вертикальных скважинах затраты на выправление искривленной части ствола больше, чем у наклонных.

В чем причина такого явления?

Причина заключается в том, что породы данковских и верхне-соленосных отложений залегают несогласно. Имеют различные углы падения пород (иногда до 70−80 градусов) и изменчивый азимут по простиранию. В силу наличия пород разной буримости, значительных углов падения пород, уширения ствола скважины в момент работы долота на забое, ствол скважины самоискривляется. Применяемые технические средства (центраторы, стабилизаторы, калибраторы и др.) не предотвращают в полной мере искривление ствола скважины. Вот и появляется вопрос, а стоит ли стремиться к бурению так называемых «вертикальных» скважин, если результаты по выполнению проектного профиля у наклонных скважин лучше и менее трудоемки.

Кроме этого, постоянно стоял и стоит в настоящее время, вопрос об отводе земель под строительство площадок для размещения буровых точек. Пригодные земли для сельского хозяйства правительство Беларуси не разрешает использовать. В данном случае приходится использовать бросовые земли, где после грунтовой подсыпки подготавливаются площадки для строительства буровых установок. В конечном итоге при необходимости можно построить и площадку для кустового размещения скважин.

В связи с вышеизложенными причинами, начиная с 1970;х годов, был взят курс на строительство скважин по наклонно направленным профилям, и там, где это необходимо, располагать их кустами.

С целью разработки рациональной технологии и техники бурения наклонно направленных и вертикальных скважин в условиях Припятского прогиба на месторождениях нефти РУП «ПО «Белоруснефть» в разное время были привлечены институты ВНИИБТ, АзНЕФТЕХИМ, ГКО Укргипрониинефть (г. Гомель). Cовместно с технологическими службами Светлогорского УБР и Речицкого УРБ было испытано более 35 типов КНБК для борьбы с кривизной. Ни одна КНБК не дала желаемых результатов. Все равно скважины искривлялись до 8 градусов в надсолевых отложениях и приходилось спускать отклоняющую КНБК для выправления ствола скважины. Далее решено было по мере возможности отказаться от бурения вертикальных скважин и перейти в основном на наклонно направленное бурение.

С этой целью лаборатория техники и технологии бурения Гомельского комплексного отдела Укргипрониинефть в тесном сотрудничестве с технологическими службами Светлогорского УБР и Речицкого УРБ разработала, испытала и внедрила в производство ряд крупных технологических и технических мероприятий, позволяющих бурить скважины по проектному профилю и с наименьшими трудовыми и материальными затратами.

Технологические и технические мероприятия заключались в следующем:

1. началась массовая отбивка точек для строительства скважин с учетом закономерностей естественного искривления в проходимых стратиграфических комплексах;

2. проектирование профиля скважины началось с учетом естественного искривления ствола скважины в процессе проводки его по заданному коридору;

3. был разработан и внедрен стандарт предприятия (СТП) на технологию и технику управления искривлением при бурении глубоких скважин, куда вошли такие разделы, как:

— требования к проектированию и реализации профиля;

— регламенты на выполнение работ по реализации проектного профиля скважины;

— выбор КНБК для проходки ствола скважины;

— требования, обеспечивающие эффективную эксплуатацию КНБК;

— методы контроля и требования, предъявляемые к качеству реализации профиля скважины;

— и др.

На вооружение были взяты более совершенные способы ориентирования отклонителя при помощи:

1. кривого переводника с магнитом и инклинометра;

2. переводника с магнитом, инклинометра и шпиндельного отклонителя (ШО);

3. устройства «Зенит» (для вертикальных скважин);

4. систем телеметрических турбинных (СТТ).

В настоящее время в РУП «ПО «Белоруснефть» имеются на вооружении СТТ3П-215М1Г, СТТ3П-190М1Г, СТТ3П-172М1Г, СТТ3П-127М1Г, СТТ3П-108М1Г, т. е. необходимый набор телесистем для бурения скважин любого диаметра.

Набор СТТ, набор предохранительных защитных средств для предохранения каротажного кабеля от механических повреждений, набор программ на ПЭВМ для проектирования профиля скважины и построения результатов реализации и СТП объединены в один комплекс «Траектория», которым пользуются производственники и наука при бурении наклонно направленных скважин.

Перечисленные выше мероприятия позволили буровикам Белоруссии за 1975;1982 гг. уменьшить количество рейсов с отклонителем в 2−2,5 раза. На протяжении 1985;2000 гг. среднее количество рейсов с отклонителем на скважину составляет порядка 4−6.

Последние 25 лет все скважины пробурены с попаданием в круг допуска. Брака по причине неправильного управления искривлением нет. Мастерство буровых предприятий позволило совместно с БелНИПИнефть пробурить уникальные скважины: N140-Березинская с горизонтальным окончанием ствола длинной 405 м, N1-Вибраторная со смещением 1586 м. при глубине 4945 м, двуствольная — N25/26-Левашовская, N8-Западно-Александровская со смещением 1140 м при глубине 4600 м и др.

Все это дает предпосылки для успешной проводки скв N281 на Речицкой площади со смещением забоя до 1600 м, тем более, что 98% скважин в Беларуси бурятся по наклонно направленным профилям.

Глава 2. Геологическое строение Речицкого месторождения Речицкое месторождение было открыто в 1964 году в пределах восточной части Речицко-Вишанской зоны поднятий Припятской впадины. Промышленная нефтегазоносность была установлена в ланских, семилукских, воронежских и елецко-задонских отложениях. Поисково-разведочные работы на месторождении закончились, в основном, в 1973 году, хотя отдельные разведочные скважины бурились вплоть до 1978 года.

Вместе с тем, в нижней части подсолевого терригенного комплекса и кристаллическом фундаменте на Речицкой площади в процессе поисково-разведочного бурения отмечались признаки нефтегазоносности, вплоть до притока нефти. После открытия в 1997 году залежи нефти в верхнепротерозойских отложениях на Рассветовском месторождении, с целью опоискования этих отложений на Речицкой площади, была доуглублена до кристаллического фундамента эксплуатационная скважина № 240-Речицкая.

Получение в скважине промышленного притока нефти из вендских отложений послужило основанием для составления проекта разведки. При составлении проекта рассматривалась возможность, кроме углубления до кристаллического фундамента проектируемых эксплуатационных скважин, использование скважин контрольного фонда, восстановление ликвидированных скважин и их углубление до кристаллического фундамента.

2.1 Общие сведения о месторождении Речицкое нефтяное месторождение расположено в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь, 15 км южнее районного центра г. Речица и 55 км юго-западнее областного центра г. Гомель. В указанных городах имеются железнодорожные узловые станции и речные порты. Непосредственно через месторождение проходит шоссейная дорога Гомель-Калинковичи-Брест. Месторождение пересекает нефтепровод «Дружба».

В геоморфологическом отношении район приурочен к восточной части Полесской низменности и представляет слегка всхолмленную заболоченную равнину с абсолютными отметками поверхности 128−138 м над уровнем моря.

Гидрографическая сеть представлена р. Днепр и ее притоками. Имеется ряд более мелких естественных водотоков, сеть осушительных каналов и небольших водоемов. Реки имеют хорошо разработанные долины.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +6°С, среднегодовое количество осадков составляет 600−700мм. Глубина промерзания почвы до 1,0 м. Преобладающее направление ветров западное, северо-западное.

Район густо населен, основное население — белорусы, 15−20% - русские, украинцы, евреи, поляки.

В экономическом отношении район, в основном, сельскохозяйственный, хорошо развито животноводство и овощеводство. Предприятия металлообрабатывающей, химической, нефтедобывающей и легкой промышленности сосредоточены в городах Гомеле и Речице. Транспортировка нефти осуществляется через нефтепровод «Дружба» и железной дорогой.

Из полезных ископаемых местного значения в районе месторождения имеются подземные воды, торф, каменная соль, строительные материалы (пески, гравийно-галечные смеси, строительный камень).

Основные объемы геологоразведочных работ на Речицкой площади были проведены, начиная с 1963 года, после получения здесь притока нефти (скв. 2-Речицкая). В период с 1963 года по 1968 год в результате проведения поисково-разведочного бурения и сейсмических работ были получены следующие данные:

1. Установлено сложное блоковое строение подсолевого комплекса.

2. Уточнено геологическое строение и выявлена нефтегазоносность восточной и центральной частей площади.

3. В значительной степени изучено геологическое строение северного крыла структуры.

4. Уточнено положение регионального Речицкого разлома и границы зоны отсутствия межсолевых отложений.

5. Выявлены залежи нефти в карбонатных отложениях елецкого, задонского, воронежского и семилукского горизонтов и терригенных старооскольско-ланских отложениях.

6. Установлены типы залежей в межсолевых и подсолевых отложениях.

В 1968 году был составлен проект поисково-разведочного бурения, согласно которому в 1968;1978гг. было пробурено 9 поисковых и 1 разведочная скважина. Целевое назначение скважин заключалось в следующем:

Поиски залежей нефти в межсолевых и подсолевых отложениях на южном погруженном крыле Речицкой структуры.

2. Уточнение тектонического строения северо-западной части структуры.

Всего на Речицком месторождении пробурена 41 поисково-разведочная скважина, в том числе: 1 параметрическая, 18 поисковых, 22 разведочные. Объем поискового бурения составил 60 036 м, разведочного — 65 563 м. Скважины размещались по профилям в крест простирания структуры, причем на первом этапе поисков и разведки они проектировались со вскрытием фундамента.

В результате проведения на Речицкой площади поисковых и разведочных работ было установлено геологическое строение межсолевых и подсолевых продуктивных отложений, выявлено шесть промышленных залежей нефти.

При разбуривании залежей нефти эксплуатационными скважинами, получены новые данные, которые уточнили границы, тип и размеры залежей, характеристики коллекторов и нефтей. В 1998 году эксплуатационной скважиной 240-Речицкая в головной части структуры открыта залежь нефти в вендских отложениях верхнего протерозоя.

2.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения В геологическом строении Речицкого месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя.

Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разрезов проектных скважин приводится по результатам бурения скважин Речицкого месторождения в таблице 1.

Таблица 1

2.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов В тектоническом отношении Речицкая площадь расположена в пределах гребня Речицко-Вишанской ступени Припятской впадины.

Строение различных стратиграфических комплексов на площади установлено по данным сейсморазведки, поисково-разведочного и эксплуатационного бурения.

Кристаллический фундамент на Речицком месторождении залегает на глубинах 2800−3500м, его поверхность моноклинально погружается в северном направлении от Речицкого субрегионального разлома под углом 8−9°.

По поверхности подсолевых терригенных отложений Речицкая структура представляет собой моноклиналь с северо-восточным падением пород, разбитую поперечными сбросами на три крупных блока. Последние в свою очередь осложнены рядом малоамплитудных разломов. С юга структура ограничена Речицким региональным разломом амплитудой до 3000 м.

По межсолевым отложениям структура представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания, на юге, вдоль регионального сброса, ограниченную зоной отсутствия межсолевых отложений. Амплитуда складки по изогипсе минус 2400 м более 600 м, длина складки около 23 км.

По поверхности верхней соленосной толщи Речицкая структура представляет собой резко ассиметричную брахиантиклиналь длиной около 12 км, шириной 2,5−4,0 км, амплитудой до 800 м. По надсолевым девонским и каменноугольным отложениям амплитуды поднятий постепенно уменьшаются, хотя структурные планы этих отложений близки. В пределах вершины соляного купола отложения надсолевого девона и карбона выклиниваются. Пермские и мезокайнозойские отложения залегают практически горизонтально.

Структурный план поверхности верхнепротерозойских отложений в целом соответствует таковому по поверхности подсолевого терригенного комплекса и кристаллического фундамента.

Поверхность верхнепротерозойских отложений на Речицком месторождении моноклинально понижается в северном направлении от отметок -2600 м до минус 3400 м.

Зона отсутствия перспективных отложений в центральной части структуры (район скважин №№ 249,7, 91, 11-Речицкие), позволяет выделить два участка распространения вендских отложений — западный (район скв. 240) и восточный (район скв. 2), разделенные в свою очередь разрывными нарушениями на тектонические блоки.

Контур зоны отсутствия верхнепротерозойских отложений прогнозируется исходя из данных бурения и характера распределения толщин подсолевого терригенного комплекса в целом и отдельных его горизонтов.

Западный участок разрывным нарушением северо-западного простирания, амплитудой 60 м, разделен на два блока (I и II). Блок I простирается с северо-запада на юго-восток и имеет линейную форму. Он ограничен с юго-запада Речицким разломом, с северо-востока малоаллитудным (около 20 м) разломом, параллельным Речицкому и разломам, разделяющим I и II блоки.

Блок II имеет треугольную форму и ограничен с востока зоной отсутствия верхнепротерозойских отложений.

Блок II залегает гипсометрически выше блока I, минимальные отметки перспективных отложений в блоке I составляют минус 2660 м, в блоке II минус 2600 м.

Восточный участок разделен субмеридиональным сбросом, амплитудой 0−70 м на блоки III и IV. Абсолютные отметки поверхности верхнепротерозойских отложений в вершинах блоков составляют соответственно минус 2830 м и минус 2760 м. Относительно приподнятым является блок IV.

2.4 Нефтегазоносность Промышленная нефтегазоносность Речицкого месторождения связана с терригенными коллекторами вендского комплекса верхнего протерозоя, старооскольско-ланского горизонтов и карбонатными коллекторами семилукских, воронежских (I-II пачки), задонских (IV и VIII пачки) и елецких отложений. Признаки нефтегазоносности и нефтепроявления на площади отмечались в процессе бурения практически по всему разрезу девонских, верхнепротерозойских отложений и в кристаллическом фундаменте. В породах карбона, перми и мезокайнозоя признаки нефти не отмечены.

Межсолевой комплекс В межсолевых отложениях выявлены залежи нефти в IX-VIII, VII-V и IV пачках задонского горизонта и III-I пачках елецкого. Дебиты нефти в продуктивных скважинах составили 0,16−215 м3/сут.

Коллекторами нефти являются известняки и доломиты хемогенные, органогенные. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежи нефти задонского горизонта пластовые, сводовые, стратиграфически ограниченные, залежи елецкого горизонта имеют кроме того и литологическое ограничение.

Подсолевой корбонатный комплекс.

Воронежский горизонт Залежи нефти выявлены в птичских и стреличевских слоях. Дебиты нефти изменяются от 0,03 до 15,0 м3/сут. Коллекторами являются известняки хемогенные, иногда органогенные, кавернозные, трещиноватые. Тип коллектора порово каверновотрещинный.

Залежи нефти пластовые, ограниченные с юга, запада и востока тектоническими сбросами, с севера — контуром нефтеносности.

Семилукский горизонт Семилукская залежь имеет максимальную площадь и запасы на Речицком месторождении. Дебиты нефти составляют 1,5−1165 м3/сут. Коллекторами являются известняки и доломиты пористые, кавернозные, трещиноватые.

Залежь пластовая, ограниченная разломами с юга, востока и запада, а с севера — ВНК.

Для залежей подсолевого карбонатного комплекса принят единый ВНК на отметке -2797 м, установленный по данным ПГИ в скв. Речицкая-85.

Саргаевский горизонт Притоки нефти из саргаевских отложений составили 35−509 м3/сут.

Коллекторами нефти являются трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты. Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным сбросом, с запада, севера и востока зоной отсутствия коллекторов.

Подсолевой терригенный комплекс.

Старооскольский и ланский горизонты Притоки нефти из продуктивной части отложений составили 0,1−192,0 м3/сут.

Коллектора представлены преимущественно кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и алевролитами, с редкими прослоями глин, доломитов, мергелей. Тип коллектора поровотрещинный.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным дизъюнктивным нарушением, с востока и севера предполагаемым контуром нефтеносности, с запада — зоной отсутствия коллекторов.

Так как ВНК не вскрыт ни одной из скважин, значение его условно принято по отметке нижнего нефтенасыщенного интервала в скв. Речицкая-62, равной -2625 м.

В ряде скважин, в старооскольских отложениях, залегающих ниже ВНК, отмечались признаки нефтегазоносности:

*в скважине № 62-Речицкая получен приток пластовой воды с нефтью;

*в скважине № 7-Речицкая из интервала 2917−2925 м получен приток пластовой воды с пленкой нефти, при этом наблюдалось обильное выделение УВ газов.

Наровский горизонт В отложениях наровского горизонта отмечались лишь единичные признаки нефтегазоносности и только в скважине № 2-Речицкая при испытании в колонне получен приток пластовой воды с нефтью. Дебит воды составил 7,8 м³ /сут, нефти 1,0 м 3/сут. В скв.240-Речицкая по данным ГИС выделены породы с Кн=53,2−78,8% в интервале 2824−2859 м.

Вендский комплекс верхнего протерозоя На этапе поисков и разведки залежей нефти на Речицком месторождении верхнепротерозойские отложения были изучены крайне слабо. В целом, результаты предыдущих работ следующие:

*по керну признаки нефтегазоносности не выявлены;

*при испытании в колонне получен небольшой приток пластовой воды дебитом 1,5 м 3/сут в скв.1-Речицкая;

*в скв1-Речицкая в интервале 3160−3174 м по данным ГИС выделен пласт нефтенасыщенного песчаника с Кн=0,35. Интервал не испытан.

Во многих поисково-разведочных скважинах отложения пройдены без отбора керна и испытаний, а данные ГИС зачастую не информативны.

В процессе бурения скв.240-Речицкая признаки нефтегазоносности по керну отмечались в верхнепротерозойских и пярнусско-наровских отложениях. По данным газокаротажных исследований в верхнепротерозойских отложениях отмечаются повышенные значения газопоказаний и суммарных объемов содержания углеводородов, по составу аналогичных газам нефтяных месторождений .

Коллектора представлены песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, трещиноватыми, коэффициент пористости, по данным ГИС составляет 16,0−18,9%, коэффициент нефтенасыщенности — 52,5−68,6%.

При испытании в открытом стволе верхнепротерозойских отложений (инт.2886−2915 м) получен приток бурового раствора с нефтью и газом, дебитом 7.3−10,8 м3/сут. При испытании в эксплуатационной колонне интервала 2925−2942 м, получен приток сильногазированной нефти дебитом 18 м3/сут на 2 мм штуцере. Пластовое давление на глубине 2900 м составляет 28,49 МПа.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным разломом, с востока зоной отсутствия отложений, с севера и запада ВПК, предположительно на отметке минус 2780 м.

Остаточные и начальные запасы нефти по Речицкому месторождению приведены в таблице 2

Таблица 2

Запасы нефти по Речицкому месторождению

2.5 Возможные осложнения по разрезу скважины В интервале 2800−3650 м (D3rch-vr-AR+PR1) возможно поглощение бурового раствора, нефтегазопроявления.

В интервале 0−1270 м (A-P-D3pl) возможны осыпи, обвалы, сужение ствола скважины.

В интервале 2045;2590 м (D3or (sht)+ D3ev) возможны :

— кавернообразование (за счет размыва каменной соли при снижении солености бурового раствора);

— искривление ствола скважины (при наличии в разрезе крутопадающих несолевых прослоев).

Глава 3. Конструкция скважины

3.1 Выбор конструкции скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.

Выбор конструкции скважины — основной этап её проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создания условий для снижения затрат времени и материально — технических средств на бурение.

Конструкция скважины должна обеспечить:

безусловное доведение скважины до проектной глубины;

осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации.

Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. Под конструкцией забоя понимается:

сочетание элементов конструкции скважины в интервале продуктивного объекта;

обеспечение устойчивости ствола;

разобщение напорных горизонтов;

проведение технико-технологических воздействий на пласт;

ремонтно-изоляционные работы;

длительная эксплуатация скважин с оптимальным дебитом.

Количество обсадных колонн, необходимых для обеспечения перечисленных требований, проектируется, исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважины. Под несовместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплён обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно.

В конструкции скважины используются следующие типы обсадных колонн:

Направление

Для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины.

Кондуктор

Предназначен для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а так же для подвески последующих обсадных колонн.

Промежуточные обсадные колонны

Предназначены для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими. Служат для установки на устье противовыбросового оборудования, а так же для предотвращения осложнений и аварий в скважине при бурении последующего интервала. В благоприятных условиях промежуточная колонна может быть использована в качестве эксплуатационной.

Промежуточные обсадные колонны могут быть:

Сплошные, то есть перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья, независимо от крепления предыдущего интервала.

Хвостовики — для крепления только необсаженного интервала скважин с перекрытием предыдущей обсадной колонны не менее чем на 100 м.

Летучки — специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для ликвидации осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Летучки до устья скважины не наращиваются.

Эксплуатационная колонна

Предназначена для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными способами.

При подсчёте количества колонн входящих в конструкцию скважины, направление и кондуктор не учитывают. Конструкцию скважины, состоящую из эксплуатационной и одной промежуточной колонны, называют двухколонной, а из эксплуатационной и двух промежуточных — трёхколонной.

3.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот и высоты подъема тампонажного раствора Диаметры обсадных колонн и долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. При заканчивании скважин открытым стволом выбор диаметров начинают с открытой части ствола.

Диаметр эксплуатационной колонны зависит от способа заканчивания скважины, условий ее эксплуатации и задается заказчиком на буровые работы.

Для разведочных скважин диаметр эксплуатационной колонны выбирают с учетом технической характеристики снарядов и приборов для геофизических исследований; характеристики исследовательских работ и оборудования для их осуществления; технической характеристики бурильных труб, насосно-компрессорных труб, долот, ловильного и другого инструмента, намеченных для работы в обсадной колонне.

После выбора диаметра эксплуатационной колонны устанавливают необходимость спуска промежуточной колонны. Спуск помежуточной колонны в скважину предусматривает предупреждение осложнений геологического характера. На основании геологической характеристики пластов верхнего интервала скважины устанавливают диаметр и глубину спуска кондуктора.

После обоснования технического разреза скважины определяют конструктивные размеры ее ствола, которые могут обеспечить спуск обсадных колонн до намеченной глубины.

Выбор диаметра долота обуславливается следующими факторами:

1) диаметром муфты обсадной колонны,

2) величиной зазора между муфтой и стенками скважины для заполнения ее цементным раствором.

Величина зазора должна быть указана с величиной выхода данной колонны из-под башмака предыдущей колонны: чем больше выход, тем больше зазор.

Диаметр долота (Dд) которым предстоит бурить ствол скважины под колонну обсадных труб, определяют по формуле:

Dд=Dм+2*q ;

Где Dм — диаметр муфты спускаемой колонны обсадных труб в, мм; qвеличина зазора между муфтой и стенками скважины в мм.

Рекамендуемые зазоры между муфтой обсадной трубы и стенками скважины приведены в таблице 3.

После того как установлен диаметр долота, определяют диаметр предыдущей колонны (промежуточной или кондуктора). Разница между внутренним диаметром этой (предыдущей) колонны и размером долота, проходящего через нее, не должна превышать 6−8 мм.

При разработке конструкции скважины следует выбирать колонны минимального диаметра.

Высоту подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве определяют на основании действующих методик и инструкций.

Таблица 3

3.3 Исходные данные для выбора обсадных колонн и глубины их спуска Основными исходными данными для выбора количества обсадных колонн и глубины их спуска является:

1. Цель бурения и назначение скважины;

2. Проектный горизонт, глубина скважины, диаметр эксплуатационной колонны;

3. Пластовые давления и давления гидроразрыва пород стратиграфических горизонтов;

4. Способ заканчивания скважины и её эксплуатации;

5. Профиль скважины и его характеристика;

Исходя из перечисленных выше условий выбираем следующую схему конструкции скважины № 281 на Речицкой площади Эксплуатационная колонна 140 мм принимается из расчёта предполагаемого дебита скважины в 75 т/сут. Предполагаемый способ эксплуатации — фонтанирование. В дальнейшем предполагается перевод скважины на механизированный способ эксплуатации (ЭЦН). Поэтому верхнюю часть эксплуатационной колонны принимаем Ж168мм. Цементирование эксплуатационной колонны будем проводить ступенчатое (от 0 до 3650 метров), с установкой цементной муфты на глубине 2280 метров.

Промежуточная колонна 194 мм выбирается для изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими и проектируется в интервале от 1900 метров до 2720 метров. Промежуточная колонна 194 мм служит для ликвидации осложнений и не имеющая связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Цементирование колонны будем проводить прямым способом в интервале от 1900 метров до 2720 метров .

Обсадная колонна Ж245мм принимается из опыта ранее пробуренных скважин и проектируется в интервале от 0 до 1990 метров. На обсадную колонну Ж245мм устанавливается противовыбросовое оборудование ОПЗ-280/80ґ350. Цементирование промежуточной колонны будем проводить прямым способом (от 0 до 1990 метров).

Кондуктор Ж324мм спускается на глубину 210 метров и служит для перекрытия водоносных горизонтов питьевого комплекса и также выбирается из опыта ранее пробуренных скважин на Речицком месторождении. Цементирование кондуктора будем проводить прямым способом (от 0 до 210 метров) Направление 630 мм предназначается для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями. При бурении под кондуктор направление спускается на глубину 7 метров и забутовывается.

Глава 4. Технология бурения

4.1 Выбор профиля для бурения скважины Разработка и реализация проектного профиля является главным и ответственным этапом при строительстве скважин. От того, какой тип профиля выбран для бурения скважины, зависит скорость ее проходки, долговечность жизни самой скважины, долговечность жизни эксплуатационной колонны, насоснокомпрессорных труб, насосных штанг и др.

В РУП «ПО «Белоруснефть» разработка проектного профиля скважины и технологического процесса его реализации производится институтом «БелНИПИнефть» при составлении рабочего проекта на строительство скважин (см. СТП 00−066−96).

Для разработки проекта профиля необходимо иметь:

стратиграфическую разбивку геологического разреза по вертикали;

угол и азимут падения пород в зоне проводки ствола скважины;

величину и направление смещения;

величину диаметра круга допуска и название горизонта, на который проектируется смещение;

конструкцию скважины;

выкопировки из структурных карт по кровле верхнесоленосных, межсолевых и проектных горизонтов подсолевых отложений с расположением устьев и забоев проектной и соседних скважин.

Расчет профиля скважины должен содержать:

Расчетную схему профиля (см рис.1)., где указываются интервалы бурения с отклонителем, интервалы корректировки профиля, радиусы искривления, размеры диаметра круга допуска и коридора для бурения скважины, величина смещения, глубина проектной точки по вертикали и в стволе скважины.

КНБК для реализации проектного профиля по интервально.

Мощности стратиграфических горизонтов по вертикали и по профилю скважины, величины зенитных углов в начале и в конце стратиграфических горизонтов.

Проходка ствола скважины должна осуществляться по проектному профилю в заданном коридоре. Последовательность работ по проходке, породоразрушающий инструмент, КНБК, интервалы искусственного искривления, режимы бурения и др. указываются в ГТН и в режимно-технологической карте (РТК).

Исходя из условий эксплуатации скважины, профиль для бурения выбирался одноплоскостной близкий по конфигурации к левой ветви параболы. В данном случае суммарная сила прижатия бурильной колонны к стенкам скважины минимальная.

Интервалы плоскостного зенитного искривления не превышали 1 град.10 м. С целью определения величины сил прижатия к стенкам проектируемой скважины были построены профиль скважины и эпюры сил прижатия по методике БелНИПИнефть с помощью «Программы для решения задач бурения и эксплуатации одиночных, многозабойных и кустовых скважин. ТРАЕКТОРИЯ. Версия 3.0 для работы на ПЭВМ"(см рис.2).

Исходя из рис. 2 и данных таблицы 4 видно, что профиль удовлетворяет необходимым условиям работы в скважине и ее эксплуатации.

4.1.1 Расчетная схема профиля Согласно СТП 00−066−96 проектный профиль рассчитан по интервально по следующей схеме:

1. 0−800 мвертикальный участок;

2. 800−900 м — наклонно кривой с набором зенитного угла до 6°;

3. 900−1000 м — наклонно прямой без изменения угловых параметров;

4. 1000−1100 м — наклонно кривой с набором зенитного угла до 15°;

5. 1100−1210 м — наклонно прямой без изменения угловых параметров;

6. 1210−1530 м — наклонно кривой с набором зенитного угла до 27°;

7. 1530−1640 м — наклонно прямой без изменения угловых параметров;

8. 1640−1760 м — наклонно кривой с набором зенитного угла до 39,5°;

9. 1760−2410 м — наклонно прямой без изменения угловых параметров;

10. 2410−2545 м — наклонно кривой с набором зенитного угла до 53,5°;

11. 2545−3650 м — наклонно прямой без изменения угловых параметров.

Всего получилось 11 интервалов проектного профиля с суммарным смещением 1690 м по проектному забою скважины, на кровлю проектного горизонта — 1597 м.

4.1.2 КНБК для реализации проектного профиля На основании опыта бурения скважин Светлогорским УБР, Речицким УРБ и результатов НИР, проведенных ВНИИБТ, УкрГипроНИИнефть, БелНИПИнефть применяются следующие компоновки низа бурильной колонны.

Для бурения вертикального участка:

долото;

СУБТ 245 мм или СУБТ 229 мм — 18−20 м;

КЛС;

СУБТ 203 мм — 150 м;

бурильные трубы.

Интервал бурения с этой компоновкой — 0−800 м.

Для бурения наклонно кривого участка с интенсивно увеличивающимся зенитным углом целесообразнее применять следующую компоновку:

долото;

КЛС;

ШО 1,5;

А9Ш или А7Ш;

СТТ;

ЛБТ-25 м;

бурильные трубы.

Интервалы бурения с этой КНБК: 800−900, 1000−1100, 1210−1530, 1640−1760, 2410−2545 м.

Для бурения наклонно прямого участка с постоянным зенитным и азимутальным углами целесообразнее применять следующую компоновку:

долото;

КЛС;

турбобур с центрирующими планками на расстоянии 1,5−1,8 и12−14 м от долота;

СУБТ-37 м;

бурильные трубы.

Интервалы бурения с этой КНБК: 900−1000, 1100−1210, 1530−1640,

1760−2410, 2545−3650 м.

Подробнее см. ГТН.

4.1.3 Устройство для ориентирования отклонителя В РУП «ПО «Белоруснефть» в последние годы при бурении наклонных скважин широко применяются телесистемы Харьковского производства завода «Потенциал». Эти системы служат для ориентирования отклонителя в скважине.

Телесистемы типа СТТ-ЗП Телесистемы типа СТТ-ЗП предназначены для управления искривлением при бурении скважин. Телесистемы типа СТТ-ЗП используются при бурении новых скважин, или их восстановлении из фонда бездействующих путем бурения новых стволов.

Телесистемы СТТ-ЗП состоят из наземного и скважинного оборудования.

Наземное оборудование телесистем типоразмеров СТТ-ЗП-215; 190; 172; 127М1Г включает: источник питания ИПН-МЗ и пульт наземный ПНЗ-МЗ.

Наземное оборудование телесистемы СТТ-ЗП-108М1Г включает пульт наземный УПН.

Скважинное оборудование содержит:

— устройства сбросной кабельной линии связи (СКЛС);

— устройство контроля геометрических параметров скважин (УКГП).

В состав СКЛС входят: кабельный переводник с комплектом деталей герметизации и подвески каротажного кабеля, контактная муфта и груз.

В качестве линии связи наземного и скважинного оборудования используется кабель каротажного подъемника.

Телесистемы СТТ-ЗП-215М1Г, СТТ-ЗП-190М1Г, СТТ-ЗП-172М1Г имеют одинаковое и взаимозаменяемое, в зависимости от настройки, электронное оборудование: наземные приборы и глубинные блоки. Конструкция этих телесистем отличается только размерами корпусов УКГП и размерами устройств крепления контейнеров погружных в этих корпусах.

Наземное оборудование В наземное оборудование телесистем СТТЗП-215; 190; 172; 127М1Г входят источник питания ИПН-МЗ и пульт наземный ПНЗ-М3. ИПН-МЗ осуществляет питание блоков глубинного измерительного устройства. Источник питания работает в режиме стабилизации тока.

ПНЗ-МЗ имеет цифровые индикаторы, на которых отображаются геометрические параметры ствола скважины. В соответствии со своими назначениями индикаторы снабжены надписями: «Зенитный угол», «Азимут», «Отклонитель» .

В наземное оборудование телесистем СТТЗП-108М1Г входит пульт УПН выполняющий функции ИПН-МЗ и ПНЗ-МЗ.

Пульты наземные имеют аналоговый выход для подключения записывающей аппаратуры или персонального компъютера.

Источник питания ИПН-МЗ, пульт ПНЗ-МЗ, или пульт УПН устанавливаются в оборудованном месте. Питание производится от сети переменного тока напряжением 220 ± 40 В с частотой 50 ± 2 Гц. Потребляемая мощность не превышает 50 Вт.

Скважинное оборудование Кабельный переводник служит для фиксации от передвижения в вертикальном направлении и герметизированного вывода каротажного кабеля из колонны бурильных труб в затрубное пространство.

Устройство контроля геометрических параметров скважин телесистем СТТЗП-215; 190; 172 М1Г включается в КНБК и служит для размещения и работы в нем электронных блоков и блока датчиков устройства глубинного измерительного и устройств, обеспечивающих создание контакта с ними с помощью СКЛС.

Перед спуском УКГП в скважину, на мостках, проводится проверка работоспособности телесистемы.

Порядок проведения работ в скважине

1. После сборки отклоняющей компоновки, и проверки забойного двигателя, УКГП подается на буровую без резких ударов о стол ротора.

2. УКГП включается в отклоняющую компоновку. Докрепление УКГП производится машинными ключами.

3. Метка отклонителя (МО) переносится на нижний переводник корпуса УКГП.

4. Измеряется угол от метки отклонителя до метки «ноль», выбитой на нижнем переводнике корпуса УКГП. Замер производится по часовой стрелке, если смотреть сверху вниз. Результаты замера записываются в журнал.

5. На устье скважины осуществляется пробная стыковка контактной муфты с контактным стержнем УКГП, при собранной цепи. Проверяется работа телесистемы в вертикальном положении путем нажатия кнопки «контроль 100%» на ПНЗ-МЗ. Индикатор зенитного угла должен показать значение 60 ± 1°.

6. Производится спуск КНБК на забой.

7. Во время спуска УКГП в скважину, на каротажном кабеле, над наконечником с контактной муфтой, закрепляется груз. Прорези на втулках и гайках груза должны быть смещены относительно друг друга на угол 30 — 40°. Гайки контрятся от отворота. Компоновка контактной муфты не должна иметь острых углов и не снятых фасок.

8. Во избежание загрязнения контактной муфты во время спуска необходимо заполнить ее трансформаторным маслом, обернуть пленкой толщиной 0,15 мм и обвязать нитью пенькового каната.

9. После спуска долота до забоя призабойная зона скважины прорабатывается и углубляется с вращением бурового инструмента ротором на 1-й скорости до захода рабочей части ведущей бурильной трубы в ротор не менее чем на 7 м для СТТЗП-215; 190; 172 М1Г и на 5 м для телесистем СТТЗП-127; 108 М1Г, или подбирается мера бурового инструмента отвечающая этому условию. Это позволяет включить в бурильную колонну кабельный переводник с переходными переводниками и кабельным центратором и расхаживать инструмент в процессе ориентирования отклонителя.

10. Запрещается производить спуск и стыковку каротажного кабеля с УКГП без запуска турбобура на забое.

11. Запрещается производить спуск и стыковку каротажного кабеля с УКГП при наличии посадок или затяжек бурового инструмента в скважине.

12. Затем отворачивается ведущая бурильная труба. На бурильную колонну навинчивается кабельный переводник.

13. Отвинчивается верхняя часть кабельного переводника. Каротажный ролик, с пропущенным через него каротажным кабелем, вешается на расстопоренный крюк крюкоблока и поднимается на высоту 10−15 м. В бурильную колонну на каротажном кабеле спускается контактная муфта с грузом и стыкуется с контактным стержнем УКГП. Скорость спуска 7 км/час, скорость стыковки МК СКЛС-108 не более 4 км/час, ограничивается для предотвращения повреждения МК. Факт стыковки определяется по наличию устойчивых показаний индикаторов ПНЗ-МЗ, УПН, при этом показания индикаторов ЗЕНИТНЫЙ УГОЛ и АЗИМУТ должны соответствовать данным инклинометрии. В случае отсутствия устойчивых показаний необходимо определить причину и повторить стыковку.