Анализ осложнений при закачивании скважин их предупреждение и устранение на предприятие Тюменбургаз (стр. 2 из 12)

Таблица 6

Нефтегазоносность

Интервал, м		Тип флюида	Плотность, кг/м3	Содержание, %		Относительная плотность газа по воздуху	Проницаемость, мкм2 / Подвижность, мкм2 (МПа*с)	Максимальный дебит,тыс. м3/сут	Температура в пласте, 0С	Пластовое давление, МПа	Газовый фактор, м3/м3/Выход стабильного г/к, г/м3
от	до			H2S	парафина
1130	1251	газ	-	-	-	0,565	-	700	30	6,51	-
2962	3024	г/к	-	-	-	0,806	52	965	80	29,6	160
3140	3175	г/к, нефть	836	0,11	7,08	-	92/62	514/81,2	85	31,6	129/69
3190	3220	г/к, нефть	851	0,11	7,0	-	31/98	508	86	32,2	100/59
3225	3240	г/к, нефть	851	0,11	7,0	-	29/90	500	87	32,5	100/59

2. Обоснование способа вхождения в продуктивную залежь

Под способом вхождения в пласт понимается последовательность операций разбуривания и крепления непосредственно продуктивной залежи.

На Северо-Уренгойском месторождении продуктивный пласт вскрывают по всей толщине, перекрывают эксплуатационной колонной с последующим цементированием и перфорацией.

Рис.1. Схема конструкции забоя скважины

1- обсадная колонна;

2- цементный камень;

3- перфорационные отверстия;

4- продуктивный пласт.

Приведенная конструкция забоя скважины обеспечивает более надежное крепление забоя и сохранение диметра скважины. В этом варианте обсадная колонна с заранее приготовленными отверстиями в нижней части устанавливается в нижней части продуктивного пласта. После этого эксплуатационная колонна полностью цементируется. Цементируется так же интервал продуктивного пласта. После затвердевания цементного раствора производят перфорацию в продуктивном интервале.

Преимущества данной конструкции:

-наиболее простая технология заканчивания скважин;

-более надежная изоляция продуктивного горизонта, чем при конструкции с открытым забоем;

-возможность довскрытия продуктивных интервалов;

-сохранение устойчивости забоя скважины и проходного сечения при длительной эксплуатации.

Однако при такой конструкции забоя эксплуатационных скважин призабойная зона продуктивных пластов подвергается максимальному воздействию факторов, приводящих к кальматации и закупорке флюидонасыщенных пород и снижению потенциальной продуктивности скважин. Наибольший ущерб фильтрационным свойствам пород в призабойной зоне наносится при первичном вскрытии пласта и цементировании обсадной колонны.

Скважина является долговременным капитальным сооружением. Конструкция ее должна быть прочной, обеспечивать герметичность разобщения всех проницаемых пластов, вскрытие при бурении. Вместе с тем, конструкция должна быть экономной, включать в себя минимальное количество обсадных колонн.

В связи с тем, что продуктивный пласт сложен из слабоцементированного песчаника, происходит вынос песка из пласта в скважину. При этом происходит разрушение призабойной зоны, а также образование в интервале перфорации песчаных пробок, что приводит к уменьшению дебита.

Для предотвращения выноса песка из пласта на забой спускают песчаные фильтры различной конструкции. Предпочтение отдается гравийным фильтрам, которые устанавливаются внутри перфорационной колонны и в интервале открытого продуктивного пласта.

Они обеспечивают техническую политику и удовлетворяют требованиям безопасности.

В последнее время, в новых скважинах, буровые бригады сразу после крепления скважины эксплуатационной колонной и перфорации устанавливают фильтр, а в старых скважинах фильтры устанавливаются бригадами капитального ремонта скважин.

3. Расчет обсадных колонн

3.1 Выбор конструкции скважины

Определяем конструкцию скважины исходя из значений пластового давления и давления гидроразрыва пород.

Определим плотность промывочной жидкости.

Как видно из графика (рис. 2), весь интервал 0-3245 м, можно пробурить на буровом растворе одной плотности.

Выбираем промывочную жидкость из условия:

,

где с _{бр отн} – относительная плотность бурового раствора (по воде);

коэффициент запаса;

коэффициент пластового давления;

коэффициент гидроразрыва пород, принимаем минимальное значение.

Принимаем плотность бурового раствора равной 1050 кг/м³.

Из вышеуказанного следует, что крепление скважины можно провести только одной колонной. Однако на Северо-Уренгойской площади применяется следующая конструкция скважин:

1. Кондуктор. Спускается до отметки 500м для перекрытия зоны мерзлых пород с целью предотвращения их оттаивания, образования грифонов в случае аварийного выброса и обваливания скважины.

2. Промежуточная колонна. Спускается до отметки 1350м с целью предотвращения перетоков газа, образования грифонов в случае аварийного выброса и обваливания скважины.

3. Эксплуатационная колонна. Спускается с целью изоляции продуктивных пластов и добычи нефти, газа и газоконденсата.

3.2 Определим размеры обсадных колонн и долот

1. Эксплуатационная колонна.

Диаметр эксплуатационной колонны дает заказчик.

В нашем случае диаметр эксплуатационной колонны равен 168.3 мм.

=168.3+2*20=208.3 мм,

где Д_нк –наружный диаметр эксплуатационной колонны;

зазор между стенкой скважины и колонной;

Выбираем долото диаметром Д_д=215.9 мм.

2. Промежуточная колонна.

,

где

внутренний диаметр обсадной колонны;

зазор между долотом и обсадной колонной;

Принимаем колонну

.

; .

3. Кондуктор.

.

Принимаем

, .

; .

Результаты расчетов заносим в табл.7.

Таблица 7

Размеры обсадных колонн и долот

Обсадная колонна
Кондуктор	323.9	304.9	9.5	393.7
Промежуточная	244.5	224.5	10	295.3
Эксплуатационная	168.3	215.9

3.3 Выбор ПВО

Для выбора противовыбросового оборудования определяем устьевое давление после полного заполнения скважины газом:

где

пластовое давление, Па;

Z- коэффициент сжимаемости газа, Z= 1.05;

Т- ср. температура газа по стволу скважины, К;

Н₁- глубина залегания продуктивного пласта;

- относительная плотность газа (по воздуху).

Для герметизации устья используем колонную головку типа ОКК2-35-168*245*324.

Для герметизации устья требуется ПВО с рабочим давлением более 25,2 МПа и диаметром проходных отверстий в превенторах 216 мм и более.

Комплектность противовыбросового оборудования: ОП2-230*35.