Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Архив2 / курсач docx20 / Kursach(192).docx
Скачиваний:
121
Добавлен:
07.08.2013
Размер:
2.17 Mб
Скачать

Введение

Нефтяное месторождение Одопту-море (Северный купол) введено в разработку в 1998 г.

В разрезе месторождения выделено 4 продуктивных пласта (XIX1, XX2, XX3 и XXI1); по первым трем из которых запасы нефти подсчитаны по категории С2.

Технико-экономическими расчетами освоения Северного купола месторождения определено разбуривание залежи XXI1 пласта шестью эксплуатационными скважинами, исходя из существовавших на тот момент возможностей наклонно-направленного бурения.

Основные положения периода опытно-промышленной эксплуатации:

  • считать основным объектом разработки нефтяную залежь XXI1 пласта; залежи XIX1+XX2+XX3 пластов - объектами возврата;

  • разработку залежи нефти XXI1 пласта рекомендуется осуществлять на естественном режиме.

  • бурение рекомендуется осуществлять наклонно-направленным способом с двухзабойным заканчиванием; расположение забоев друг от друга под углом 120º; максимальный отход скважин от вертикали 6390 м при вертикали 1587 м (скв. № 208);

  • разбуривание скважин – кустовое; количество кустов – два;

  • накопленная добыча за рентабельный период разработки 4.2 млн. т;

  • проектный период разработки - 27 лет.

Предусмотреть одновременно-раздельную эксплуатацию XIX1+XX2+XX3 пластов в скв. 208.

Для всех скважин характерно снижение коэффициента продуктивности во времени, что связано с падением пластового давления, развитием режима растворенного газа, возможным прорывом газа из газовой шапки и ухудшением состояния призабойной зоны пласта. Так, по скв. 204, расположенной вблизи газовой шапки, за 5 месяцев эксплуатации коэффициент продуктивности уменьшился с 5.4 до 1.62 10·м3/(сут·МПа); по скв. 202 за 3.5 года эксплуатации он изменился с 9.4 до 4.9 10·м3/(сут·МПа)

На площади в 2001 г. дважды проводилось гидропрослушивание, в ходе которых установлено наличие возможной гидродинамической связи между некоторыми исследуемыми скважинами.

Залежи месторождения подчинены единому природному режиму создания пластовой энергии – элизионному, то есть, замкнуто-упругому.

1Геолого-промысловая характеристика месторождения Одопту

1.1 Общие сведения

Одоптинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на шельфе Охотского моря, на широте северного окончания Пильтунского залива, в 6-10 км восточнее берега Сахалина (рисунок 1). Глубина моря в пределах западного крыла Северного купола месторождения составляет около 18 м.

В административном отношении месторождение находится в Охинском районе Сахалинской области. Площадь расположена в 40 км юго-восточнее районного центра г. Оха, который связан с областным центром (г. Южно-Сахалинском) авиатранспортом и железной дорогой. Ближайшее разрабатываемое месторождение на суше острова - Одопту расположено в 7 км на северо-запад.

Недропользователем является ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» на основании лицензии на право пользования недрами на Северном куполе месторождения (ШОМ, №10429 от 2 ноября 1993 г.), выданной Комитетом Российской федерации по геологии и использованию недр до 2013 г. Лицензия имеет право горного отвода, ограниченного по глубине кровлей фундамента. Основное условие лицензионных соглашений: проведение геолого-разведочных работ на XXVII пласт и пробной эксплуатации; составление проектного документа.

Климат района месторождения муссонного типа с коротким и прохладным летом, продолжительной и холодной зимой. Зимний период продолжается от 220 до 240 дней (ноябрь-апрель). Среднегодовая температура отрицательная минус 5 °С. Максимальные температуры в июле-августе от минус 40 до плюс 35 °С. Лето, как правило, дождливое. Периодическое проявление тропических циклонов (тайфунов) в летнее время сопровождается сильными проливными дождями, а зимой – метелями. Максимальное выпадение осадков во время прохождения тайфунов – до 100 мм в сутки, высота волн на море достигает 13 м.

Лед в акватории Охотского моря у берегов Сахалина устанавливается в декабре. Ледовый припай периодически взламывается. Холодное Сахалинское течение перемещает битый лед и ледяные поля вдоль прибрежной части острова с севера на юг со скоростью до 1,6 м /сек. При этом происходит торошение льда, что приводит к образованию стамух высотой до 7 м над уровнем моря, а подводной части – до 20 м. «Стамухи» в рыхлых осадках пропахивают борозды глубиной до 0,5-0,6 м. Акватория моря освобождается ото льда в июне. Бурение морских скважин с СПБУ можно выполнять с конца июня по октябрь, однако из-за небольшой глубины моря в пределах западного крыла структуры невозможно использовать морские буровые установки.

Северо-восточный шельф Сахалина по сейсмическому районированию относится к зоне умеренной сейсмической активности с максимально возможной амплитудой землетрясений до 8 баллов.

Рельеф дна моря сложен алеврито-песчаными породами верхненутовского подгоризонта, частично на отдельных участках перекрытыми рыхлыми, преимущественно песчаными осадками четвертичного возраста (мощностью до 15 м).

Месторождение Одопту-море (Северный купол) (Рисунок 2, 3) открыто в 1977 г. в результате проводимых ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» поисково-разведочных работ на нефть и газ на Сахалинском шельфе и включает в себя Северный и Южный кусты скважин. Освоение месторождения было начато на Северном кусте в 1998 г. [1],[2]

Район исследования

Рисунок 1 – Обзорная карта района

Рисунок 2 – Карта толщин XXI-1 пласта с местоположением скважин

Рисунок 3 – Карта толщин XXI-2 пласта с местоположением скважин

1.2 Стратиграфия

Стратиграфический разрез района месторождения представлен (снизу-вверх) следующими отложениями:

  • меловой «фундамент»

  • мачигарский горизонт (олигоцен)

  • даехуриинский горизонт (олигоцен)

  • уйнинско-дагинско-окобыкайский горизонт (верхний-нижний миоцен)

  • нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен)

- четвертичные отложения

Глубокими поисково-разведочными скважинами на месторождении вскрыт разрез миоцен-плиоценовых отложений неогенового возраста.

Наиболее древней вскрытой частью стратиграфического разреза (скв.1) является верхнеокобыкайский подгоризонт (N1 ok). Верхняя граница окобыкайского горизонта проводится условно по кровле XXVII пласта. Вскрытая толщина отложений составляет 350 м; по данным сейсморазведочных работ в западном направлении толщина осадков увеличивается до 1000 м, к востоку от месторождения (в пределах Восточно-Одоптинской зоны) составляет около 500 м. Литологически горизонт представлен чередованием пластов песчаников (толщиной от 20 до 40 м) мелко- и среднезернистых, плотных глин и кремнистых, плотных аргиллитов.

Нутовский горизонт (N1 nt) – верхний миоцен-плиоцен. Отложения горизонта вскрыты всеми пробуренными скважинами. Толщина осадков составляет 2100-2300 м, достигая на юго-западе 3000 м и уменьшаясь на восток к Восточно-Одоптинской зоне до 1800-2000 м. В регинальном плане горизонт меняется от почти полностью песчаного разреза на западе и северо-западе (Восточное Нутово, Восточный Осой, Горомай) до глинистого на востоке (Даги-море).

Нутовский горизонт подразделяется на два подгоризонта: нижненутовский (IX-XXVI пласты) и верхненутовский («М», «Н», «О», I-VIII пласты).

Нижненутовский подгоризонт (N1 nt1 - верхний миоцен) литологически представлен чередованием сложно построенных пластов песчаников (толщиной от 2 до 60 м), глин и алевролитов. Максимальным содержанием песчаных пород характеризуется средняя часть разреза XII-XXIV пласты (содержание песчаных пород 40-55%) Песчаники серые и светло-серые, средне- и мелкозернистые, хорошо отсортированные, часто алевритовые и глинистые. Глины преимущественно серые и темно-серые, в верхней части разреза мягкие, слабо песчанистые, в нижней части: плотные, аргиллитоподобные. Алевролиты серые, светло-серые, разнозернистые, плотные, иногда переходящие в мелкозернистые песчаники. Толщина отложений подгоризонта на площади составляет 1000-1300 м, в прогибах возрастает до 1800 м, уменьшаясь на восток (к Восточно-Одоптинской зоне) до 400-500 м. Одновременно с уменьшением толщины осадков происходит их глинизация.

К средней части разреза нутовского подгоризонта (XX-XXI2 пластам) приурочены все установленные залежи углеводородов на месторождении. В процессе детальной корреляции разрезов скважин с учетом интерпретации сейсмоматериалов 3Д на месторождении выделено четыре продуктивных пласта XX12, XX2, XXI1, XXI2 с доказанной промышленной нефтегазоносностью, в пласте XX3 залежь нефти предполагается по материалам ГИС. Все продуктивные пласты объединяются в общую пачку – XX и XXI пласты; для удобства промысловой номенклатуры каждый из них именуется «пласт».

Верхненутовский подгоризонт - N2nt (плиоцен)

Отложения верхненутовского подгоризонта сложены песчаными пластами “М”,”Н”, “О”, I-VIII. Осадки подгоризонта отлагались в бассейне на глубинах 50-150 м. В своде структуры толщина осадков подгоризонта составляет 750 м.

1.3 Тектоника

В тектоническом плане Одоптинская антиклинальная складка приурочена к Одоптинской мегантиклинали, размеры которой 326,5км. Структура субмеридионального простирания, слегка асимметрична. В приосевой части структуры углы падения пород составляют 2-3˚, по мере удаления от оси на западное крыло, углы падения изменяются от 5˚ до 17˚, на восточном – 3-7˚. Шарнир мегантиклинали ундулирует с образованием трех куполов: Северного, Центрального и Южного. Северный купол через седловину сочленяется с Центральным куполом, входящим в лицензионный участок проекта Сахалин-1. Размеры Северного купола составляют 11  4 км. В широтном сечении структура асимметрична: западное крыло несколько круче восточного. Углы падения пород на восточном крыле составляют около 5˚, западном - до10˚ .

В пределах Северного купола выделены три разломные зоны в интервале глубин от 500 до 2000 м. Данные нарушения относятся к грабенообразующему типу и очень немногие из них секут основные нефтяные пласты. В пределах первой зоны выделяется наиболее крупное нарушение сбросо-сдвигового характера – сброс №1. Нарушение протягивается с юго-запада на северо-восток через свод купола и прослеживается по всему разрезу. Вертикальная амплитуда нарушения вне возможностей разрешающей способности сейсморазведки. Сброс 1 не подсечен скважинами, но в процессе гидродинамических исследований скв. 204 установлено возможное присутствие непроницаемого экрана на расстоянии 30-40 м от скважины. Сброс экранирует залежь нефти XX12 пласта на юго-востоке, о чем свидетельствует отсутствие нефтенасыщения в скважинах примыкающего блока (скв. 1, 209).

Сброс № 2 установлен по сейсмоматериалам, имеет незначительную амплитуду, но его экранирующие свойства подтверждаются различием границ продуктивности блоков 2 и 3, а так же существованием газовой шапки залежи XXI2 пласта в 3 блоке.

Ослабленные нарушениями зоны могли заполняться непроницаемыми осадками, создавая литологические экраны, разделяющие песчаные тела на отдельные гидродинамически несвязанные залежи.

1.4 Свойства и состав нефти, газа , конденсата и воды

Физико-химические свойства нефти месторождения определены по результатам анализа глубинных и поверхностных проб, отобранных при опробовании скважин.

В пределах месторождения Одопту-море (Северный купол) опробованы XXI1 пласт (во всех скважинах получены притоки нефти) и XIX1 пласт (получены притоки нефти (скв.1) и воды с нефтяной эмульсией (скв.3)). По площади залежей изменения свойств нефти незначительные.

В целом, сепарированные нефти месторождения Одопту-море относятся к легким (плотность до 0,870 г/см3), малосернистым (до 0,5 %), малосмолистым (смол до 6,3 %), малопарафинистым (до 2,4 %); нефти с высоким выходом бензиновых фракций (до 31 %).

Пробы пластовых нефтей отбирались в процессе опробования скважин пробоотборниками, входящими в состав пластоиспытателей. Качество проб контролировалось по совпадению давления открытия клапана пробоотборника с давлением на глубине отбора пробы. В случае некачественного отбора пробы нефти рекомбинировались путем насыщения сепарированной нефти газом, отобранным на устье скважин. Ниже приводится краткая физико-химическая характеристика нефти продуктивных пластов.

XXI1 пласт. Физико-химические свойства сепарированной нефти охарактеризованы по 14 пробам, отобранным из 4 скважин Южного, Центрального и Северного куполов месторождения. В Южном и Центральном куполе (скв.5 и 11) по сравнению с Северным (скв.1 и 3) происходит утяжеление нефти от 0,838 (скв.3) до 0,862 г/см3 (скв.11). Соответственно возрастает содержание смол от 3,49 до 5,38 %. Вязкость нефти увеличивается от 2,5 до 5,01 мПа·с; содержание светлых фракций уменьшается от 74 до 59,5 %. В среднем по пласту плотность нефти в Северном куполе равна 0,838 г/см3, вязкость - 2,52 мПа·с. Нефть содержит 0,62 % асфальтенов и 6,30 % селикагелевых смол.

Содержание парафина составляет 1,30 %, серы - 0,22 %. Нефть закипает в среднем при 67°С и содержит 72 % фракций, выкипающих до 300°С.

В процессе опробования горизонта в скв.3 (интервал 1671-1676 м) были отобраны пробы нефти и газа из сепаратора при давлении сепарации 11,95 кгс/см2 и переданы для анализа в лабораторию г. Далласа (США). При рекомбинировании пробы до величины эксплуатационного газового фактора, равного 379 м33 получили пробу с давлением насыщения 351 кгс/см2. Такая проба могла быть получена только при нарушении фазового равновесия на забое скважины при незначительном снижении пластового давления, т.е. при полной насыщенности нефти газом в начальных пластовых условиях. Это предположение подтвердилось при отборе проб в других скважинах.

Вследствие близости свойств сепарированных нефтей пластовые нефти также близки по физико-химическим показателям. Газосодержание в нефтяной залежи Северного купола равно 102 м3/т, в Центральном и Южном куполах - 100 м3/т. Объемный коэффициент нефти соответственно равен 1,224 и 1,215. Вязкость и плотность нефти также соответственно равны 0,74 мПа*с; 0,751 г/см3 и 0,81 мПа*с; 0,768 г/см3.

В связи с незначительными притоками нефти из XIX1 пласта (скв.1 и 3) и не опробованием перспективных в нефтегазоносном отношении ХХ2 и ХХ3 пластов, физико-химические параметры нефти и растворенного газа по этим объектам не приводятся.

Отбор проб попутного газа при исследовании скважин проводился после сепаратора и анализировался в лаборатории института “СахалинНИПИмор-нефть” и газовых лабораториях г. Далласа (США) методами газожидкостной и газоадсорбционной хроматографии.

Растворенный в нефти газ месторождения Одопту-море относится к “сухому” типу с содержанием метана 90,45-94,80 %; ту - 4,15-8,99 %; относительная плотность по воздуху 0,5848-0,6176. Сероводород не обнаружен, гелия <0,001 %; аргона - 0,001-0,030 %.

По товарной характеристике растворенный в нефти газ содержит незначительное количество балластных газов (N2+CO2 в пределах 0,53- 1,75 %), обладает высокой теплотворной способностью (8220-8710 ккал/нм3 (низшая) - 9120-9640 ккал/нм3 (высшая), свидетельствующей о выгодности эксплуатации месторождения.

В гидрохимическом отношении месторождение Одопту-море, как и близко расположенные на побережье месторождения Одопту и Восточное Эхаби, приурочено к поясу развития наиболее сложной зональности с распространением вод с максимальной для Северо-Сахалинского бассейна минерализацией (20-35 г/л). Вместе с тем, отличительной особенностью солености подземных вод на месторождении является ее инверсионность по всему изученному разрезу.

Верхняя, преимущественно песчаная, толща I-го водоносного комплекса характеризуется зоной развития вод морского происхождения с концентрацией солей до 35 г/л.

Зона соленых вод с концентрацией солей 27 г/л присуща зоне замедленного водообмена и частично распространяется на верхнюю часть (XIX1, ХХ пласты) основного продуктивного III комплекса. В пределах зоны, приуроченной к промежуточному II-му комплексу, отсутствует четкая зависимость минерализации воды от стратиграфической и гипсометрической глубины ее залегания. Но, для XIX1 продуктивного пласта отмечается незначительное снижение минерализации воды по простиранию и в восточном направлении, до 22,3 г/л, табл. П.3.6. Состав подземных вод этой зоны хлоридный, натриевый с отношением натрия к хлору 0,931,00. Преимущественное развитие имеют воды хлоркальциевого типа (по классификации В.А.Сулина). Реже встречаются воды хлормагниевого типа. Воды обогащены сульфатами - 64-422 мг/л при показателе rSO4•100 / rCl = 0,32,08. Повышение сульфатного коэффициента до 4,2 в скв. 9 обусловлено, по всей видимости, примесью технической воды.

Содержание специфических микрокомпонентов в этих водах не превышает фоновых значений: йода - 2-22 мг/л; брома - 48-84 мг/л; бора - 15-31 мг/л.

В пределах III гидрогеологического комплекса, где водонапорная система подчинена условиям затрудненного водообмена, прослеживается снижение минерализации с распространением здесь слабосоленых вод зоны В20. В районе XXI1, XXI2 пластов минерализация пластовых вод снижается от 19,1-19,9 г/л до 13,3-16,1 г/л в районе XXIV2 пласта.

По фактическим данным о составе вод III комплекса месторождения Одопту-море, со стратиграфической глубиной снижается содержание хлоридов (от 10,511,5 г/л в водах XXI1 пласта до 7,08,5 г/л в водах XXIV2 пласта) и сульфатов и возрастает содержание гидрокарбонатов (от 0,51,0 г/л до 1,52,5 г/л). Более подробная информация по Месторождению Одопту-море (Северный купол) приведена в таблице 3

Таблица 3 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированных нефтей Месторождения Одопту- море ( Северный купол )

Наименование

Пласт XXI1

Количество исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

скв.

проб

Температура плавления парафина,0С

6

18

54-60

55

Объемный выход фракций, %

н.к.-1000С

10

38

2,5-10

6

до 1500С

10

38

16-31,5

24

до 2000С

10

38

27-46

40

до 3000С

10

38

53-74

69

Классификация нефти

I.1См1Ср1Пр1

Таблица 3 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированных нефтей Месторождения Одопту- море ( Северный купол ) ( Продолжение)

Пласт XXI1-XXI2

Плотность кг/м3

11

45

839,4-866,0

853,4

Вязкость динамическая, мПа*с

при 200С

11

13

2,47-3,97

3,10

при 500С

11

13

1,37-2,06

1,71

Вязкость кинематическая,  м2

при 200С

11

13

2,94-4,59

3,63

при 500С

11

13

1,68-2,44

2,06

Температуры застывания, 0С

11

13

Ниже-20

Ниже-20

Массовое содержание, % масс.

Серы

11

13

0,25-0,36

0,29

Смол силикагелевых

11

13

3,04-6,63

4,51

Асфальтенов

11

13

0,25-0,44

0,33

Парафинов

11

13

0,65-1,54

1,00

Воды

5

27

0,0-3,8

0,6

Мех. примесей

5

27

0,0014-0,1197

0,0179

Солей хлористых

1

1

0,00033

0,00033

Температура плавления парафина,0С

11

13

61-80

68

Объемный выход фракций, %

н.к.-1000С

11

13

3-9

5

до 1500С

11

13

19,5-29,5

24

до 2000С

11

13

34-45

40

до 3000С

11

13

61-71

68

1.5 Выводы и рекомендации по доразведке залежи

Разведка Северного купола Одопту практически завершена бурением поисковой наклонно-направленной скважины 202. В дальнейшем все разведочные задачи решались эксплуатационными горизонтальными скважинами. Очевидно, что комплекс геолого-геофизических исследований ограничен техническими и экономическими возможностями заказчика. В то же время программа исследований за период ОПЭ в большей степени выполнена. Практически все пробуренные скважины оказались в контуре нефтеносности

В процессе бурения горизонтальных скважин проведен определенный комплекс ГИС, ограниченный, в основном, продуктивной частью разреза и набором методов исследований, что затруднило количественную оценку показателей фильтрационно-емкостных и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Для изучения свойств пластовых жидкостей был произведен отбор глубинных проб и проб на рекомбинацию из XX, XXI1,XXI2 пластов, что позволило изучить необходимые показатели свойств пластовых флюидов.

Таким образом, получен необходимый и достаточный объем информации для построения геологической модели месторождения и подсчета запасов нефти и газа. [1],[2]

2 Анализ схемы обустройства месторождения

Применяемый способ эксплуатации – ЭЦН. Используются насосы марки DN1600, DN1300, DN300 и DN 1750 фирмы «Shlumberger», пригодные для эксплуатации скважин с горизонтальным заканчиванием. Потерь эксплуатационного времени из-за отказов работы насосов не было.

Простои по скважинам связываются только с отключением электроэнергии и незначительны.

Продукция скважин местрождения Одопту-море (Северный купол) поступает на узел сепарации нефти (УСН), расположенный в районе северного куста скважин, где происходит сепарация нефти от газа. Часть газа после сепарации подается на производственно-хозяйственные нужды, а основная часть по газопроводу Ду 300 мм поступает ГСУ «Тунгор». Предварительно отсепарированная нефть поступает по существующим трубопроводам на ЦСПН «Тунгор».

Северный куст скважин расположен в 200 метрах от УСН, Южный куст скважин расположен в 4,6 километрах к югу от УСН. [2]

2.1 Анализ буровой установки «Ястреб»

Ястреб — это сейсмостойкая буровая установка, способная работать при температурах -40°С (-40 F). На этой установке применяется технология бурения скважин с большим отходом забоя от вертикали (БОВ), благодаря которой существенно сокращаются капитальные и эксплуатационные затраты на крупные морские сооружения, а также значительно снижается отрицательное воздействие на экологически уязвимые прибрежные районы.

Компания Паркер Дриллинг разработала, построила по заказу и смонтировала Ястреб (Рисунок 4) за 18 месяцев. Контрольная сборка и сдача в эксплуатацию произошли в июне 2002 года в Новой Испании, Луизания. Установка была затем демонтирована, упакована в перевозимые блоки и отправлена тремя грузовыми кораблями в порт Корскакова на о. Сахалин и прибыла в начале Августа.

Ястреб пробурила рекордные скважины по длине, в том числе 7, входящих в 15 самых длинных в мире. Самая глубокая скважина, пробуренная Ястребом, имеет общую длину 11134 м (36 529 футов) с горизонтальной секцией в 10 088 метра (33 098 футов). Полная вертикальная глубина составляет более 2600 м (8530 футов).

Ключевые компоненты проекта Ястреб включают в себя полностью закрытую буровую вышку, автоматический склад труб с гильотинной дверью и двойной стенкой с двух дюймовым утеплением. Закрытая вышка и склад труб позволяют команде выполнять буровые операции при температуре 21°С (70 по Фаренгейту) в течении всего года.

Основными особенностями буровой вышки являются нагрузка на крюке, равная 1,5 миллион фунтов (680 389 кг), лебедка мощностью 3000 лошадиных сил (2206,5 кВт) и система верхнего привода. Для обслуживания экстремально глубоких скважин Ястреб также оснащен 4-мя буровыми насосами мощностью 7500 л.с., емкостями для бурового раствора на 9000 баррелей и 6-ю генераторами. Склад труб размером 40-41 м (130-134 фута) имеет семиметровую рабочую высоту. Свечи буровых труб и колонна обсадных труб диаметром 20 дюймов и длиной 30 м (98 футов) свинчиваются и перемещаются горизонтально в складе труб вместо буровой площадки как того требуют требования безопасности при землятресениях. Система верхнего привода, дизельные двигатели и другое оборудование может передавать данные в реальном времени за пределы буровой площадки для оценки необходимости техничекого обслуживания и получения рекомендаций по корректировкам и ремонтам. [4]

Рисунок 4 - Буровая установка «Ястреб»

2.2 Обоснование выбора конструкции скважин на месторождении Одопту-море (Северный купол).

Конструкция наклонно-направленных скважин была выбрана исходя из условий предотвращения осложнений в процессе бурения ( Рисунок 5)

Рисунок 5

Верхняя неустойчивая часть ствола скважин (пески), где возможно поступление в скважину морской воды, до глубины 100-150 метров перекрывается кондуктором. Ствол скважины под кондуктор буриться долотом диаметром 660,4 мм на глубину 90 – 130 метром, кондуктор диаметром 508 мм спускается и цементируется на туже глубину. Чтобы исключить грифонообразование, в ствол диаметром 444,5 мм предусмотрен спуск промежуточной колонны, которая цементируется до усть. Глубина спуска ( 1300 м ) определяется из условий исключения возможности разрыва слабо сцементированных песков под башмаком кондуктора после полного замещения бурового раствора в скважине герметизации устья.

В скважинах с большими углами наклона бурение длинного открытого ствола сопровождается значительным желобообразованием с последующими возможными прихватами бурильных колонн при их спуске. Во избежание этого, выход из-под башмака предыдущей колонны ограничивается до 4400 м, что достигается спуском второй промежуточной колонны диаметром 244,5 мм в ствол, пробуренных долотом диаметром 311,2 мм на глубину 4000 – 6400 м. Спуск второй промежуточной колонны повышает гарантии успешного спуска эксплуатационной колонны ( хвостовика ) до проектной глубины в горизонтальном стволе.

2.3 Обоснование выбора промывочной жидкости

Выбор типа бурового раствора при бурении наклонно-направленных скважин на Сахалине определяли не особенности геологических условий бурения, а конфигурация ствола скважин. Большие величины углов наклона ( до 85 – 90 градусов ) и горизонтальных отходов ( до 6 км ), требуют от буровых растворов, прежде всего, высокой смазывающей способности, обеспечивающей коэффициент трения меньше 0,3.

В наибольшей степени этим требованиям соответсвует буровой инвертный эмульсионный раствор на углеводородной основе, рецептура которого, а также рекомендации по перечню и объёмам химических реагентов и материалов, разработаны специалистами Сахалинморнефтегаза совместно с учёными УГНТУ.

Соседние файлы в папке курсач docx20