Используются воды для хозяйственно-питьевых целей в крайне ограниченном количестве.

1.6 Характерные особенности проводки ранее пробуренных на

данном участке скважин

При проводке скважин в отложениях неогена, палеогена, мела, залегающих в широком диапазоне и имеющих в своем составе проницаемые пески, песчаники и известняки, наблюдались поглощения и увеличении удельного веса свыше 1,34 г/см³ . В отложениях, отложенных в основном неустойчивыми агримитоподобными глинами, происходят осложнения ствола, связанные с осыпями и обвалами, усиленные кавернообразования, сужения ствола скважины выпучивания пород и последующие обвалы их. В связи с этим отмечены недопуски технических колонн до проектной глубины.

Особую сложность в бурении представляет солевая толща, которая снабжена галитом с включениями пропластков бишофита, карналлита.и сильвинита и чередованием пропластков слабосцементированных песчаников, алевролитов, склонных к интенсивному вспучиванию и обвалам, перемятых ангидритов с включением крупнокристаллических солей , алевролитов, быстро разрушавшихся в технической минерализованной воде и фильтрате бурового раствора, превращаясь в илистую массу.

Коагуляция бурового раствора при вскрытии линзообразных залежей пластовых вод (рапы) с А В П Д проходит с падением удельного веса» вязкости и повышения водоотдачи. Происходит расслоение глинистого раствора с выделением свободной воды и выпадением твердой фазы в осадок.

Из-за пересыщения пластовой воды (рапы) сонями при водопроявлениях выносятся мелкие кристаллики соли, образуя в стволе скважины соляные пробки.

Локальный характер водопроявлений (рапайроявяений) и результаты химического анализа пластовых вод говорят о линзообразном распрос-транении их залежей в межсолевых отложениях.

Данные по paпопроявленим явлениям с А В П Д говорят о том, что привязать залежи рапы к каким-либо определенным глубинам и отложениям кунгурского яруса не представляется возможным, что по-видимому связано с различным проявлением соляного тектогенеза.

Обращает на себя внимание ограниченным дебит пластовой воды (4-6 м3/сут) и сравнительно быстрое падение дебита при "Разрядке" скважин, работающих с большими дебетами.

Аномальность пластовых давлений линзообразных залежей рапы различна и составляет от 0,145 до 0,233 кгс/см на I м.

Большие трудности встречаются при проводке скважин, когда они попадают в линзообразную залежь с А В П Л, близким к горному с дебитом, : превышающим 12 - 15 м/сут.

Проводка скважин в отложениях карбона (башкирский ярус) осложняется газопроявлениями с АВПД и повышенным содержанием сероводорода в газах, пластовой воде и породах. Отмечены прихваты бурильного инструмента за счет давлений в системе пласт-скважина и коагуляционного воздействия сероводорода на глинистый раствор.

1.7 Температурная характеристика разреза

Геотермическая характеристика Астраханского месторождения получена в результате изучения геотермального градиента по скв.I. Пионерской, где он равен: 500-1000 м. – 3, 34⁰ С, 1000-1500 м. – 2,5⁰ С, 3000 – 3500 м. – 2,04⁰ С. Среднее его значение равно 2,9⁰ С/100м. В подсолевых отложениях градиент равен 0,75⁰ С/100 м.

Это подтверждает замеры температур, пластовые температуры по стратиграфическим комплексам будут равны:

- неогеновые + четвертичные отложение – до 23,3⁰ С.

- палеогеновые от 23,3⁰ С до 33,2⁰ С

- меловые от 33,2⁰ С до 49,8⁰ С

- юрские от 49,8⁰ С до 58,5⁰ С

- триасовые от 58,5⁰ С до 68,1⁰ С

- верхнепермские от 68,1⁰ С до 70,3⁰ С

- кунгурские от 70,3⁰ С до 107,3⁰ С

- сакмаро-артинские от 107,3⁰ С до 107,8⁰ С

- каменноугольные (продуктивные) от 107,8⁰ С до 110⁰ С

1.8 Пластовые и устьевые давления

Пластовые и устьевые давления, которые ожидаются при бурении скважины, приведены в таблице 2.

Таблица 2. Пластовые и устьевые давления при бурении скважины

	Пластовые давления кгс/см2		Коэффициент аномальности
	в кровле интервала	в подошве интервала
0-400	0	44	1,1
400-800	44	80	1
800-2000	80	240	1,2
2000-3850	240	639,1	1,66
3850-4100	639,1	643,7	1,57

1.9 Возможные осложнени я

Исходя их опыта проводки скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении и в своде в целом, возможны осложнения следующего характера:

0 – 1100 – при увеличении плотности промывочной жидкости более 1,34 г/см³ могут наблюдаться поглощения в интервале 260-560 м. Возможности газопроявления в интервале 140-350 м Рпл (1,1 -1,2) Ргд.

1100-2000 м. – возможны обвалы стенок скважины, кавернообразования, сужение стенок скважины при несоблюдении параметров бурого раствора и рецептуры обработки. Возможны нефте-газо-водопроявления в меловых и юриских отложениях с Рпл=1,2 Ргдс.

2000-3810 м. – возможны сужения ствола скважины в интервале залежей солей и рапопроявления с АВПД и текучесть солей в интервале 2800-3800м.

3810-4100 м. – возможны газопроявления с наличием Н₂ S, а также прихваты бурильного инструмента.

1.10 Обоснование интервалов отбора керна

Продуктивные карбонатные отложения Астраханского газоконденсатного месторождения по площади и разрезу характеризуются неодинаковыми физическими, емкостными и литологическими свойствами. Поэтому в первоочередных эксплуатационных продуктивных горизонтов (проект опытно-эксплуатационной разработки Астраханского месторождения).

В проектируемых скважинах эти горизонты предусматриваются вскрыть в интервалах 3905-3925 м, 4025-4035 м, 4095-4100. По этим интервалам и начинается отбор керна.

Суммарная проходка с отбором керна составляет 35 м. вынос керна должен составлять не менее 60%. В процессе работ по мере корректировки разреза интервала отбора керна и его количество будут уточняться.

2. Обоснование конструкции скважин на АГКМ

Конструкция скважины выбрана на основании анализа опыта проводки скважины на Ширяевской, Аксарайской, Светлошаринской и ряде других площадей Нижне-Волжского ТГУ, объединения «Нижневолжскнефть», ПО «Астрахантьгазпром», а также с учетом опыта крепления скважин в объединения «Ставропольгазпром», «Кубаньморнефтергазпром» и зарубежного опыта крепления скважин в условий высокой сероводородной и углекислотной агрессии, а также протокола технического совещания по рассмотрению конструкции скважин на Астраханском ГКМ от 8 июля 1982 г., утвержденного 13 июля 1982 г. заместителем министра газовой промышленности И. Агапчевым (27).

Шахтовое направление 720 мм. спускается на глубину 5 м с целью перекрытия неустойчивых песчаных насосов и предупреждения размыва устья в начале бурения. Шахтовое направление бетонируется в шахте, имеющей размеры 2,8х3,0х1,8 м.

Направление 630 мм спускается на сварке на глубину 50 м с целью крепления неустойчивых четвертичных отложений, предупреждения проседания фундаментов буровой установки и недопущения грифонообрахования в процессе бурения под кондуктор. Направление цементируется до устья.

Кондуктор 426 мм спускается на глубину с целью перекрытия верхней неустойчивой части разреза, изоляции и предупреждения загрязнения эксплуатируемые водных горизонтов, а также водоносных пластов, имеющих выход на поверхность, в бассейн реки Волги, для перекрытия склонных к поглощениям неогеновых отложений и для установки противовыбросового оборудования при бурении под первую промежуточную колонну. Кондуктор цементируется до устья.

1 промежуточная колонна 324 мм. спускается на глубину 2000 м. глубина спуска колоны должна обеспечивать перекрытие и изоляцию надсолевых отложений, характеризующихся поглощениями бурового раствора в отложениях верхнего мела и байосских песчаниках юры, а также перекрытие и изоляцию склонных к обвалам отложений мела, юры, триаса. После спуска колонны устье оборудуется противовыбросовым оборудованием для обеспечения безопасного прохождения зон АВПД при бурении под вторую промежуточную колонну. Колона спускается двумя секциями: 2000 – 1100 м, 1100-0 и цементируется на всю длину до устья.

2 промежуточная колонна 244,5 мм спускается на глубину 3850 м. Башмак колонны должен быть установлен в подошве сакмаро-артинского яруса по данным промежуточного каротажа. Глубина спуска колоны должна обеспечивать перекрытие второй совместимой по условиям бурения зоны, включающей в себя сакмаро-артинские отложения и хемогенных породы, кунгурского яруса.

Необходимость спуска второй промежуточной колонны до кровли башкирского яруса карбона обусловлена следующим:

- созданием благоприятных условий вскрытия продуктивных горизонтов с минимальными нарушениями естественной проницаемости пород;

- перекрытием интервалов гемогенных «текучих» пород и зон возможных рапопроявлений;

- исключением возможности возникновения аварийных ситуаций в стволе скважины при разбуривании продуктивных отложений с аномально высокими пластовыми давлениями осложнений в высокоагрессивной газожидкостной среде;

- увеличения сопротивления смятию эксплуатационной колонны в зоне рапопроявлений и залеганий пластичных пород в результате создания составлной крепи.

Колонна спускается одной секцией и цементируется на всю длину до устья.

Эксплуатационная колона спускается на глубину 4100 м с целью перекрытия сакмаро-артинских и каменноугольных отложений для опробования объектов продуктивной части разреза, определения оптимальных параметров работы скважины и в дальнейшем – для эксплуатации газоконденсатной залежи башкирского яруса. В соответствии с проектом опытно-промышленной эксплуатации месторождения (6) оптимальный диаметр эксплуатационной колонны является диаметр обсадных труб 177,8 мм.

Спуск колонны проектируется одной секцией с подъемом цемента до устья. Цементирование колонны осуществить в две стадии с установкой двухступенчатой муфты на глубине 3750 м.

Примечание: Глубины спуска промежуточных и эксплуатационных колонн уточняется после проведения геофизических исследований.

3. Осложнения в процессе бурения скважин

Таблица 3. Поглощение бурового раствора

Таблица 4. Нефтегазоводопроявления

Таблица 5. Обсыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 6. Текучие породы

Таблица 7. Прихватоопасные зоны

Таблица 8. Прочие возможные осложнения

4. Расчет обсадных колонн

К обсадным трубам, используемых для строительства эксплуатационных скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении, вследствие особо сложных геологических условий бурения в эксплуатации, предъявляются повышенные требования.

Определяющим фактором при выборе типа обсадных труб для 2 промежуточной колонны следует считать высокую коррозионную способность газообразных продуктов эксплуатационных объектов.

Для промежуточной колонны Ø244,5 мм, согласно «Протокола технического совещания по рассмотрению конструкции скважин на Астраханском ГКМ» от 8 июля 1982 года, утвержденном заместителем Министра газовой промышленности т. М.И. Агапчевым 19 июля 1982 года, используются импортные трубы марки SM-95ТS или NT-95HS и трубы марки SM-90SS-И, как наиболее устойчивые к сероводородной агрессии.

Так как эксплуатационная колонна будет подвергаться аномально высокому давлению газа с большим содержанием сероводорода, она компонуется импортными трубами марки SM-90SS.

Для 2 промежуточной колонны могут быть приняты трубы с резьбой Батресс и тефлоновыми уплотнительными кольцами в нижней части, в верхней части – обсадные трубы с высоко герметичными резьбовыми соединениями VMA. Для эксплуатационной колонны необходимо применять обсадные трубы с резьбовым Батресс и тефлоновыми кольцами. Такие трубы выпускаются под шифром ”super”.

С целью предупреждения истирания технических обсадных колонн и потеря из прочностных характеристик на бурильные трубы устанавливаются кольца Бетиса. После спуска обсадных колонн производится центрирование вышки.

Трубы по ГОСТ 632-64 подбираются согласно номенклатуре обсадных труб, выпускаемых отечественной промышленностью. Расчет обсадных колонн ведем согласно «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» технологического регламента к расчету обсадных колонн для эксплуатационных скважин на АГКМ (11).

Направление 630 м.

Глубина спуска 50м

ГОСТ10706-63

Принимаем трубы с толщиной стенки 9 мм.

Вес 1 п.м. трубы 0,138 т

Общий вес направления Q=0,138х50=6,9 т.

кондуктов Ø 426 мм

Глубина спуска400м

ГОСТ632-64

Кондуктор рассчитываемы на сминающее давление и страгивающие нагрузки. На внутреннее давление колонну не рассчитываем, так как при бурении нижнего интервала отсутствует высоконапорные горизонты.

а) определяем избыточное наружное давление

(1)

Этому давлению соответствует трубы группы прочности «Д» овальность 0,015 с толщиной стенки σ=12 мм., для которых P кр.см. = 54 кгс/см² . Запас прочности на смятие будет равен:

Для 2 секции берем трубы группы прочности Д с толщиной стенки 10 мм., для которых Ркр.см. = 34 кгс/см² . С учетом запаса прочности эти трубы могут быть спущены на глубину 375 м. тогда длина 1 секции l1=400-375 м=25 м.

Вес Q₁ =126,3x25=3157 кг. Длину 2 секции определим из расчета на страгивание : L2=275 м. Q=106,5х275 = 29287 кгс.

Коэффициент запаса прочности на растяжение:

, что достаточно

В целях предупреждения протирания колонны у устья устанавливаются 100 м труб с толщиной стенки σ=12 мм.

Проверим на страгивание:

, что достаточно.

Таблица 9. Кондуктор 426 мм

№ секции	Интервал, м	Длина секции, м	Группа прочности	Толщина стенки, мм.	Коэффициент на		Вес секции
					Смятие	Страгиван
1	400-375	25	Д	12	1, 45	-	3157
2	375-100	275	Д	10	-	7, 7	29287
3	100-0	100	Д	12	-	7, 09	12630
							45074

Расчет промежуточной колонны

Ø324 мм – 2000 м

1 секция – 2000-1100 м

Для первой секции определим по формуле 2.

Рниz =0,1(γ_ц -γ_о )(1-к)(x₀ -l₀ ) (2)

Pни2000 = 0,1(1, 81-1, 27)(1-0, 35)х2000=70, 2 кгс/см²

Pни1700 = 0,1(1, 81-1, 27)(1-0, 35)х1700=59, 7 кгс/см²

Pни1100 = 0,1(1, 81-1, 27)(1-0, 35)х1100=17, 8 кгс/см²

2 секция – 1100 – 0 м.

Для второй секции определим по формуле 3 с учетом разгрузки в зацементированных зонах:

Рниl =0,1(γ_ц -γ_о )xz (3)

Рни1100=0,1(1,81-1,27)(1-0,35)x1100=38,6 кгс/см²

Рни800=0,1(1,81-1,27)(1-0,35)x800=28,0 кгс/см²

Рни800=0,1(1,52-1,27)(1-0,35)x1100=13,0 кгс/см²

Рни0=0

Внутренние избыточные давления

Для первой секции (2000-1300 м.) определяем по формуле 4 с учетом пластового давления:

Рви=Рон+0, 1*γж*z-Рплz (4)

Рплz=1, 2х200=240 ккгс/см² – на глубине 2000 м.

Рплz=1,2х110=132 кгс/см² – на глубине 1100 м.

Рви2000=60+0, 1х1, 27х2000-240=74 кгс/см²

Рви1100=60+0, 1х1, 27х1100-240=67, 7 кгс/см²

Для второй секции (1100-0 м) определяем по формуле 5:

Рвцl={1.1Рн-0,1[γ_ц -γ_ж ]-(γ_ц -γ_р )l₁ }(1-k) (5)

Py1100=Pплц/l^s , где S=0,1х10^-3 (l-z)=0,1х10^-3 х1, 121х1100=0, 133

Ру = 132/l 0,133=132/1, 142=116 кгс/см²

Рви1100=1, 1х116-0.1(1, 81-1, 27)х1100х0, 65=44.3 кгс/см³

Ру800=96/l 0,0969=96/1,1=87,2 кгс/см²

S =0,1х10^-3 х1,212х800=0,0969

Рви 800=[1.1х87.2-0.1(1.81-1.27)х800]0.65=34.3 кгс/см²

Рви 800=[1.1х87.2-0.1(1.52-1.27)х800]0.65=49.4 кгс/см²

При проявлении скважины давление на устье составит:

Рви=639-0.1х1.27х3850=150 кгс/см²

Расчет 324 мм колонны

1 секция (2000-1100 м)

=70,2 кгс/см² . Этому давлению соответствуют трубы группы прочности Д с σ=12 мм, для которых Р_кр.см = 105 кгс/см² овальность 0, 015.

Для 2 секции принимаем трубы с σ=10 м м группы прочности Д, Р_кр.см =68 кгс/см² . По эпюре этому давлению соответствует глубина L₁ = 1930 м.

Следовательно, длина 1-й секции:

L₁ = 2000-1930=70м.

Все 1 секции:

Q1=95,3х70=6671 кг.

Проверим запас прочности на внутреннее давление, по эпюре давление на этой глубине P_ви = 74кгс/см² .

n₂ = 246/74 =3.32, что достаточно

n₁ = 105/70, 2 =1, 49>(п1)

Запас прочности по внутреннему избыточному давлению для труб с σ = 10 м на глубине 1100 м. составит:

n₂ = 205/67, 7 =3.03, что достаточно

n₂ = 68/17, 8 =3.82, что достаточно

следовательно, длину второй секции можно принять:

l₂ = 1930-1100=830 м.

Q₂ =80, 3х830=666649 кг.

II секция (1100-0 м.)

Поскольку наружное давление выше глубины 1300 м. незначительно, то следующие секции подбираем из расчета на внутреннее давление.

Длину 1 секции принимаем

L=50 м., с σ=10 мм.

Вес секции: Q₁ = 80, 3*50=4015 кг.

n2=205/44, 3=4, 62>(n2)

для 2 секции принимаем трубы с σ=12 мм.

п₂ = 246/150=1, 64 >(п₂ )

тогда длина 2 секции труб

l₂ = 1100-50=1050 м.

все 2 секции труб

Q₂ = 95, 3*1050=100065 кг.

Таблица 10. Конструкция 324 мм колонны

29-04-2015, 00:39

№	Интервал, м	Длина секции, м	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Запасы прочности		Вес секции
					На смятие	На внутреннее давление
1 секция 2000-1100 м.
1	2000-1930	70	Д	12	1, 49	3, 32	6671
2	1930-1100	830	Д	10	3, 82	3, 03	66649
2 секция 1100-0 м.
1	1100-1050	50	Д	10