Разработка Астраханского газоконденсатного месторождения

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 сква

жины 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, 340С, 1000-1500 м. – 2,50С, 3000 – 3500 м. – 2,040С. Среднее его значение равно 2,90С/100м. В подсолевых отложениях градиент равен 0,750С/100 м.

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

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

- палеогеновые от 23,30С до 33,20С

- меловые от 33,20С до 49,80С

- юрские от 49,80С до 58,50С

- триасовые от 58,50С до 68,10С

- верхнепермские от 68,10С до 70,30С

- кунгурские от 70,30С до 107,30С

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

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

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

1.9 Возможные осложнения

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 Н2S, 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.

 Скачать реферат