Строительство ствола скважины в карбонатных горных породах с применением технологии «бурение с управляемым давлением»на примере Верхнекамовской скважины
ВВЕДЕНИЕ 3
1 Общая характеристика скважины Верхнекамовская №1 6
1.1 Литология по разрезу скважины Верхнекамовская №1 6
1.2 Нефтеносность по разрезу скважины Верхнекамовская №1 10
1.3 Газоносность по разрезу скважины Верхнекамовская №1 11
1.4 Водоносность по разрезу скважины Верхнекамовская №1 12
1.5 Возможные осложнения по разрезу скважины 13
1.6 Давление и температура по разрезу скважины 15
1.7 Конструкция скважины 16
1.8 Расчет допустимой плотности раствора 17
2 Аналитические исследования 19
2.1 Технология бурения с управляемым давлением 23
2.2 Схема устьевого оборудования при использовании технологии MPD . 24
3 Выбор бурового раствора 30
3.1 Блок приготовления пены 33
3.2 Блок очистки и разрушения пены 36
3.3 Блок дросселирования ГЖС 38
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 42
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 43
Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение относится к центральной части Байкитскойантеклизы, выделяемой в Камовский свод. Вместе с Куюмбинским, Оморинским, Камовским и Шушукским месторождениями Юрубчено-Тохомское месторождение образует область гигантского скопления углеводородов, которая входит в состав Юрубчено-Тохомского ареала нефтегазонакопления общей площадью более 20000 км 2 .Именно здесь впервые в России и в мире получены промышленные притоки нефти и газа из отложений рифейского возраста.
Юрубчено-Тохомское месторождение (ЮТМ) - второй крупный проект «Роснефти» в Восточной Сибири после Ванкора. Запасы нефти по категориям С 1 , С 2 составляют здесь 321 млн т. Запасы нефти по категориям A, B, C 1 , С 2 на Ванкорском месторождении - 490 млн т.
Юрубчено-Тохомское месторождение уникально по своему геологическому строению. Залежи нефти и газа приурочены здесь к верхней, нарушенной процессами дезинтеграции толще карбонатных пород рифея, характеризуются сложными трещинными и трещинно-каверновыми коллекторами, в том числе аномальными по проницаемости (АК), и аномально низкими пластовыми давлениями АНПД (градиент 0,88-0,89) в нефтяной части залежи.
Конструкция и профиль нефтедобывающей скважины запроектированы таким образом, чтобы горизонтальной частью в 1000 м вскрыть наибольшее количество трещин .Подобная конструкция скважины значительно увеличивает толщину поглощающих интервалов вендских и рифейских отложений по стволу скважины; также накладывается ограничение по содержанию кольматанта в промывочной жидкости и кольматационных пачках.
На первоочередном участке разработки ЮТМ в нефтяной части залежи на сегодня пробурено 4 наклонно-направленных пилотных и 12 горизонтальных стволов, причем было зафиксировано двенадцать провалов на шести горизонтальных скважинах (резкий провал КНБК на глубину от 30 см до первых метров), что свидетельствует о вскрытии аномального коллектора с параметрами проницаемости, значительно превышающими 1000 мД. Из 12 скважин с горизонтальным окончанием только 9 пробурены до проектного забоя в связи с невозможностью дальнейшего бурения из-за катастрофических поглощений бурового раствора.
Поглощения бурового раствора условно поделены на три зоны в зависимости от интенсивности :
1. Слабое - интенсивность от 1 до 3 м 3 /ч, слабая зона трещиноватости.
2. Сильное - интенсивность от 8 до 25 м 3 /ч, средняя зона трещиноватости.
3. Полное - полная потеря циркуляции, аномальная зона трещиноватости.
При возникновении поглощения использовались следующие методы борьбы с ними:
1. Технологический. Подразумевает кольматирование пласта различными смесями опилок, ореховой скорлупы, слюды и т.д. в составе пачек ВУС и бурового раствора.
2. Технический. Подразумевает снижение плотности бурового раствора и применение современного оборудования.
Актуальность Одним из распространенных и тяжелых видов осложнений в ЮТМ, встречающихся при бурении скважин, является поглощение буровых и тампонажных растворов. Причина катастрофических
Цель работы Повышение эффективности борьбы с поглощениями буровых растворов в карбонатных горных породах, инновационной технологией «бурение с управляемым давлением».
Задачи
1 Анализ геологического разреза на примере поисковой скважины №1 Верхнекамовская площади Юрубчено-Тахомского
месторождения.
2 Анализ причин поглощения бурового раствора
3 Анализ методов ликвидаций поглощения бурового раствора
Объектом исследования являются карбонатные отложения рифей- венд-кембрийского нефтегазоносного комплекса Оморинского
нефтегазоносного района Байкитской области. Эти отложения представляют собой основной объект для поисков месторождений углеводородов на территории Сибирской платформы. Оморинский нефтегазоносный район (НГР) располагается в юго-западной части Байкитской нефтегазоносной области(НГО) ЛеноТунгусской нефтегазоносной провинции. Наиболее перспективными объектами поисков нефти и газа в пределах БНО являются: рифейский, вендский, верхневендско-нижнекембрийский нефтегазоносные комплексы (НГК). Оморинский НГР обладает значительным объемом углеводородного сырья. В Байкитской нефтегазоносной области доказана промышленная нефтегазоносность рифейских отложений. Коллекторами являются каверново - трещенные доломиты.
Применение технологии бурения с управляемым давлением является альтернативной традиционному методу борьбы с поглощениями в сложных геолого-технических условиях. На сегодняшний день по этой технологии пробурено две скважины. Так как освоение скважин после использования MPD еще не производилось, дать конкретную оценку качеству первичного вскрытия рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения пока не представляется возможным. Но, главное, уже можно сделать вывод, что данная технология является большим шагом вперед, позволяя уйти от многодневных простоев из-за необходимости ликвидации геологических осложнений. В результате увеличивается коммерческая скорость бурения и уменьшаются затраты, связанные с использованием кольматанта.
Первичное вскрытие пласта с использованием MPD является частным случаем применения технологии бурения на депрессии, которое представляет собой бурение с постоянным притоком пластового флюида в скважину. Величина этого притока может быть скорректирована на поверхности станцией управления. Таким образом, данная технология позволяет полностью решить проблему поглощений бурового раствора.
