Студопедия
Случайная страница | ТОМ-1 | ТОМ-2 | ТОМ-3
АрхитектураБиологияГеографияДругоеИностранные языки
ИнформатикаИсторияКультураЛитератураМатематика
МедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогика
ПолитикаПравоПрограммированиеПсихологияРелигия
СоциологияСпортСтроительствоФизикаФилософия
ФинансыХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника

Анализ проводки скважин на месторождении

Обоснование экономической эффективности освоения нефтяных оторочек Юрхаровского месторождения | Показатели экономической эффективности совместной разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек | Предложения по доразведке месторождения | Предложения по совершенствованию комплексной модели месторождения | Контроль пластового давления и насыщенности | Контроль технологических режимов и продуктивности скважин | Рекомендации по контролю за разработкой нефтяных оторочек на период опытно-промышленной эксплуатации | Промыслово-геофизические исследования | Специальные гидродинамические исследования | Физико-химический анализ нефти и воды |


Читайте также:
  1. ABC-анализ товарного ассортимента компании
  2. GAP – анализ
  3. GAP-анализ
  4. I. Анализ современного состояния развития страхования в Российской Федерации
  5. II. Теории мотивации в исследованиях ПП. Мотивационный анализ в маркетинге
  6. III. Применение контент-анализа в СМИ
  7. III. Центральный отдел зрительного анализатора.

На Юрхаровском нефтегазоконденсатном месторождении за все время освоения и разработки (около 39 лет) были пробурены десятки поисково-оценочных, разведочных и эксплуатационных скважин как вертикальных так наклонно-направленных и горизонтальных. Основными разрабатываемыми продуктивными объектами являются: газовые ПК1, ПК18-19 и АУ7, газоконденсатные и нефтяные БУ1-2, БУ3-7 и БУ8-10.

Строительство поисковых и разведочных скважин на месторождении ведется с 1970 г. Проектные конструкции разведочных скважин предусматривали в соответствии с действующими в то время требованиями «Единых технических правил ведения буровых работ»:

- направление, диаметром 426 мм или 324 мм, на глубину 10-20 м;

- кондуктор, диаметром 324 мм или 219 мм, на глубину 400 м;

- промежуточную колонну диаметром 219 мм (или эксплуатационную колонну диаметром 146 мм для сеноманских скважин) на глубину 1200 м;

- эксплуатационную колонну диаметром 146 мм на глубину 3200 м.

При проектировании строительства скважин предполагались следующие возможные осложнения:

- 0-400 м – обвалы стенок скважины при растеплении ММП четвертичного и палеогенового возрастов:

- 1000-1200 м – газопроявления, поглощения промывочной жидкости;

- 1200-2600 м – водопроявления, поглощения промывочной жидкости;

- 2600-3200 м – нефтегазопроявления, обвалы стенок скважины, посадки и прихваты инструмента, поглощения промывочной жидкости.

Анализ конструкций пробуренных разведочных скважин (таблица 6.1) показывает, что разведочные скважины бурились, в основном, по следующей конструкции: кондуктор диаметром от 299 до 324 мм спускался на глубину от 280 до 410 м; промежуточная колонна (для скважин, бурящихся на валанжин) диаметром 219 мм спускалась на глубину от 1084 до 1244 м; эксплуатационная колонна (для скважин, бурящихся на сеноманский горизонт) диаметром 146 мм спускалась на глубину от 1199 до 1253 м; эксплуатационная колонна (для скважин, бурящихся на валанжин) диаметром от 140 до 146 мм спускалась на глубину от 2976 до 3225 м.

 


Таблица 6.1 – Краткие сведения о пробуренных разведочных скважинах на Юрхаровском НГКМ

№, п № скв. Время бурения Глубина скважины, м Продуктивный горизонт Искусственный забой, м Конструкция скважины (фактическая)
      проект факт проект факт забой, м колонна диаметр, мм глубина башмака колонны, м высота подъема цемента, м
                       
  20Р 3.11.70-18.12.70г.     верхний мел верхний мел   кондуктор     до устья
                экспл. кол. не обсажена    
  21Р 17.04.70-3.05.70г.     сеноман сеноман 1233, 30 кондуктор     до устья
                экспл. кол.   1253,3 до устья
  22Р 15.06.70-27.06.70г.     сеноман сеноман   кондуктор     до устья
                экспл. кол. не обсажена    
  89Р 19.03.77-29.05.77г.     валанжин валанжин   кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
  90Р 14.06.77-10.09.77г.     валанжин валанжин   кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
  91Р 4.10.77-16.03.78г.     валанжин валанжин   кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
  92Р 30.08.90-20.11.90г.     валанжин валанжин   кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
  93Р 16.02.76-29.05.76г.     валанжин валанжин   кондуктор   354,4 до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья

Продолжение таблицы 6.1

                       
  94Р 8.06.76-21.08.76г.     валанжин валанжин   кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
  95Р 30.09.76-28.02.77г.     валанжин валанжин   кондуктор   403,6 до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
  96Р 30.09.76-28.02.77г.     валанжин валанжин н/д кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
  97Р 25.06.75-13.09.75г.     валанжин валанжин   кондуктор     до устья
                пром. кол.   1198,5 до устья
                экспл. кол.     до устья
    30.08.74-28.09.75г.     валанжин валанжин н/д кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
  99Р 19.05.88-12.08.88г.     валанжин готерив н/д кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
  100Р 28.01.74-1.05.74г.     валанжин валанжин   кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
  101Р 29.04.87-14.07.87г.     валанжин валанжин   кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
    24.07.87-10.10.87г.     валанжин валанжин   кондуктор 299,324   до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
                           

Продолжение таблицы 6.1

                       
    18.08.90-27.01.91г.     валанжин валанжин   кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
    30.05.87-24.08.87г.     валанжин валанжин   кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
    31.03.89-12.07.89г.     валанжин валанжин   кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
    31.06.89-5.11.89г.     валанжин валанжин   кондуктор 324,299   до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
    4.03.88-5.06.89г.     валанжин валанжин   кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
    18.05.91-12.08.91г.     валанжин валанжин   кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол.     до устья
    29.08.91-24.02.92г.     валанжин валанжин   кондуктор     до устья
                пром. кол.     до устья
                экспл. кол. 140,146   до устья

 

 


Для бурения под кондуктор глинистый раствор готовили из бентонитового глинопорошка. Дальнейшая проводка скважин велась на естественно-наработанном глинистом растворе с добавлением бентонитового глинопорошка и обработкой соответствующими химреагентами, обеспечивающими предотвращение осложнений при проводке скважин.

Герметичность кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн проверялась опрессовкой и снижением уровня согласно действующих в то время «Единых технических правил ведения работ при бурении скважин» М., 1983г. Под кондуктор бурение велось роторным способом, а дальнейшее углубление – турбинным или роторным способом. Для бурения скважин использовались буровые установки Уралмаш-3Д - ГТП, Уралмаш –5Д, БУ-80, БУ-75.

Эксплуатационные скважины были пробурены согласно «Групповому рабочему проекту №185/00-10-Э на строительство эксплуатационных газоконденсатных (БУ1-2) скважин на Юрхаровском НГКМ» (ТюменНИИгипрогаз, 2001 г.), «Групповому рабочему проекту №185/00-09-Э на строительство эксплуатационных (ПК1) скважин на Юрхаровском НГКМ» (ТюменНИИгипрогаз, 2003 г.), «Групповому рабочему проекту №185/00-11-Э (дополнение 1, книга 4) на строительство субгоризонтальной газоконденсатной скважины №312 на БУ8-9», «Групповому рабочему проекту №145/06-168-Э на строительство эксплуатационных газоконденсатных (БУ8-9) скважин на Юрхаровском НГКМ» (ТюменНИИгипрогаз, 2006 г.), «Групповому рабочему проекту №145/06-169-Э на строительство эксплуатационных газоконденсатных (БУ1-2) скважин на Юрхаровском НГКМ» (ТюменНИИгипрогаз, 2006 г.), «Групповому рабочему проекту №171/07-189-Э на строительство эксплуатационных газоконденсатных (БУ5-6) скважин на Юрхаровском НГКМ» (ТюменНИИгипрогаз, 2007 г.). Ниже приведено сопоставление фактических и проектных данных пробуренных скважин 210, 208, 207, 206, 211, 212 и 214 (БУ1-2), скважин 106, 108, 109, 110 (ПК1), 312 (БУ8-9) и 270 (АУ7). Сравнительная характеристика проектных и фактических конструкций эксплуатационных скважин приведена (таблицы 6.2-6.7).

 

 

Таблица 6.2 – Проектные конструкции эксплуатационных скважин (ПК1) Юрхаровского НГКМ

Наименование обсадных колонн Конструкция скважины   Наименование тампонажного материала, Плотность раствора, г/см3
Диаметр, мм / глубина спуска по вертикали (по стволу), м Высота подъема цементного раствора (по вертикали), м
№№ 108, 109
Направление 324 / 90 90 – 0 ЦТРОА, 1,5
Кондуктор 245 / 750 (767) 750 – 450 450 - 0 Аркцемент, 1,82 ЦТРОА, 1,5
Эксплуатационная 168 / 1130 (2190) 1130 – 700 700 - 0 ПЦТ 1-50, 1,82 ОТР с МС-500, 1,5
№№ 106, 110
Направление 426 / 90 90 – 0 ЦТРОА, 1,5
Кондуктор 324 / 750 (762) 750 – 550 550 - 0 Аркцемент, 1,82 ЦТРОА, 1,5
Эксплуатационная 245 / 1060 (1854) 1060 – 700 700 - 0 ПЦТ 1-50, 1,82 ОТР с МС-500, 1,5
Хвостовик 178 / 1038 – 1130 1130 - 1038 ПЦТ 1-50, 1,82

 

Таблица 6.3 – Фактические конструкции скважин (ПК1) Юрхаровского НГКМ

  Наименование колонн Диаметр (мм) / Глубина спуска по стволу (м)  
№ 106 № 108 № 109 № 110
Направление Кондуктор Эксплуатационная Хвостовик Фильтр ЗСМФЭ НКТ 426 / 92 324 / 754 245 / 1216 178ц / 1089-1934 - 168х127 / 1456 324 / 95 245 / 759 168 / 1653 - - 114х89 / 1504 426 / 89 324 / 777 245 / 1615 178ц / 893-2240 178 / 1955-2193 168х127 / 1781 324 / 87 245 / 760 168 / 1697 - 168 / 1491-1676 114 / 1543

 

Таблица 6.4 – Конструкция скважины 270 (АУ7) Юрхаровского НГКМ

Наименование колонн Диаметр (мм) / Глубина спуска по стволу (м)
проектная фактическая
Направление Кондуктор Промежуточная колонна Эксплуатационная Фильтр ЗСМФЭ НКТ 426/90 324/550   245/1389 178/3103 178/2892-3002 140/2861,64 426/88 324/553   245/1397 178/3103 178/2882,09-3002,73 140/2861,64

 

Таблица 6.5 – Конструкции скважин (БУ1-2) Юрхаровского НГКМ

 

Таблица 6.6 – Проектная конструкция скважины 312 (БУ8-9) Юрхаровского НГКМ

Наименование обсадных колонн Конструкция скважины Коэффициент кавернозности
Диаметр, мм / глубина спуска по вертикали, м Высота подъема тампонажного раствора по вертикали, м
Направление 426 / 90 90 - 0 1,3
Кондуктор 324 / 550 550 - 0 1,2
Промежуточная 245 / 1350 1350 - 0 1,1
Эксплуатационная 168 / 2811(3659) 2767 - 0 (3477 – 0) (через ПДМ-168, установленный в кровле пласта БУ80) 1,1
В том числе: эксплуатационный фильтр ЗСМФ-168 / 2767 – 2811 (3477-3659) не цементируется 1,1
Примечания: - в скобках указаны данные по стволу скважины

 

Таблица 6.7 – Фактическая конструкция скважины 312

Наименование колонн Диаметр (мм) / Глубина спуска по стволу (м) Наименование тампонажного материала / Плотность раствора, г/см3
Направление Кондуктор   Промежуточная     Эксплуатационная   Фильтр ЗСМФЭ 426 / 90 324 / 550   245 / 1350     168 / 2846   - - ЦТРО, 1,52 ЦТРС, 1,82   ЦТРО, 1,5-1,52 ЦТРС-100, 1,82-1,84   ЦТРО, 1,5 ЦТРС, 1,82

Анализ строительства скважин на БУ1-2 показал следующее.

Конструкция всех пробуренных скважин: 426х324х245х168 мм, НКТ 114 мм. Конструкция скв.205: 530х426х324х245 мм, НКТ 168 мм. Расстояния между скважинами 30 м, батарей – 60 м (кусты №2 и №3). Применяемые буровые растворы: биополимерные силикатные «Эйм Ай Дриллинг Флюидс», плотность 1,24-1,26 г/см3. Долота импортные. Блоки очистки и утилизации «Swaco», «Кеm-Troon» на БУ ЭУК-3200 и ЭУК-3000. Цементные растворы: направление, кондуктор – ЦТРОА, ПЦТ 1-100, промежуточная колонна, эксплуатационная колонна – ПЦТ 1-100, ОТР с АСМ.

Пробурены и находятся в эксплуатации скважины №№.210, 206, 207, 208, 209, 205, 211, 212, 214, 314. Дебит скважин от 1,5 до 2 млн.м3/сут. Температура на устье: + 420С. КПО 114/168 отсутствует, эксплуатационные пакеры отсутствуют.

Наличие приустьевых воронок: первоначальный диаметр до 2,2 м, глубина точно не определена (около 8 – 12 м). Засыпаны песчаным грунтом. Наличие МКД от 1,4 до 4,5 МПа.

В результате анализа проводки эксплуатационных скважин на продуктивные пласты ПК1, БУ1-2, БУ8-9 установлено, что все скважины были пробурены с отклонениями от проектных решений по глубине, технологической оснастке, показателям реологии буровых и тампонажных растворов, режимам цементирования.

Анализ результатов цементирования показал наличие частичного, плохого и отсутствия сцепления цементного камня с колонной и породами в равных отношениях и только в продуктивной части преобладание жесткого над частичным сцеплением. С применением новых тампонажных материалов (таких, как ЦТРС-АРМ и ЦТОС-АРМ) по рекомендациям ООО «ТюменНИИгипрогаз» качество цементирования эксплуатационных и промежуточных колонн значительно повысилось.

 


Дата добавления: 2015-07-25; просмотров: 239 | Нарушение авторских прав


<== предыдущая страница | следующая страница ==>
Промысловые исследования| Выбор конструкции эксплуатационных газоконденсатных скважин

mybiblioteka.su - 2015-2024 год. (0.011 сек.)