Проект бурения эксплуатационной скважины на Тишковском месторождении

Доклад.

Уважаемый председатель, уважаемые члены государственной комиссии. Вашему вниманию представляется дипломный проект на тему “Проект бурения эксплуатационной скважины на Тишковском месторождении”.

Тишковское нефтяное месторождение расположено на территории Речицкого района Гомельской области и примыкает с юго-запада к находящемуся в промышленной разработке Осташковичскому месторождению. Ближайшими крупными населенными пунктами являются районные центры Речица и Светлогорск.

Месторождение открыто в 1972 году. В промышленную разработку введено в 1976 году.

Залежи нефти на Тишковском месторождении установлены в отложениях воронежского, семилукского, саргаевского и ланского горизонтов. Также получены притоки нефти из межсолевых отложений. Коллекторы в терригенных отложениях представлены пористыми песчаниками, в карбонатных – пористо-кавернозными доломитами, реже известняками. Структурная карта поверхности семилукского горизонта и геологический разрез по линии 1-1 представлены вашему вниманию в приложении 1 и 2.

Принята следующая конструкция скважины (лист 6). Направление наружным D 630 мм опускается на глубину 7 м. Направление предохраняет устье скважины от размыва промывочной жидкостью. Кондуктор D 324 мм спускается на глубину 215 м и предназначен для перекрытия верхних неустойчивых пород ствола скважины, и для изоляции водоносных и водопоглащающих горизонтов. Глубина спуска промежуточной колонны D 245 мм составляет 2150 м. Спуск колонны обусловлен необходимостью перекрытия надсолевого комплекса и частично отложения I соли. Спуск хвостовика диаметром 194 мм в интервале 2050-3390 м связан с необходимостью перекрытия несовместимых по условиям бурения зон солевых и подсолевых отложений. Эксплуатационная колонна спускается в ствол скважины на глубину 3930 м с целью перекрытия нефтегазоносных пластов и проведения работ по опробованию вскрытых продуктивных горизонтов и дальнейшей их эксплуатации.

Для строительства скважины принята буровая установка Уралмаш 3Д-76. Схема расположения бурового оборудования представлена на данном листе (лист 4). Для проводки скважины выбран роторно-турбинный способ бурения, преобладающим – роторный.

На графике проводки скважины с учетом заданной коммерческой скорости представлены затраты времени на бурение (лист 3), которые составляют 217 суток.

В объединении Белоруснефть накоплен большой опыт использования долот американских фирм. Их экономическая эффективность доказана институтом БелНИПИнефть, которым за 6-летний период было испытано 210 долот различных типоразмеров. Расчет эффективности внедрения долот американских фирм на нашей скважине представлен в экономической части проекта (лист 7). Как видно по результатам расчета, после применения долот американских фирм, экономия времени на данный интервал бурения составляет почти 30 часов. Превышение скорости бурения после использования новой техники составляет 4,0 м/ст.-мес. Экономия на интервале бурения составляет 1474,6 долл. США, что составляет 7,5 % от общих затрат на бурение данного интервала.

 Заключительной стадией строительства скважины является вызов притока из пласта. Это комплекс работ, включающий в себя вскрытие продуктивного пласта, вызов притока нефти и воздействие на призабойную зону пласта. Самым эффективным вторичным вскрытием является гидропескоструйная перфорация, которая используется на нашей скважине. Сущность метода гидропескоструйной перфорации заключается в использовании кинетической энергии струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной в стенки скважины. Конструкция перфоратора АП-6  представлена на следующем листе (рис.5). Гидроперфоратор снабжен 10 гнездами для держателей насадок и заглушек. Так же он имеет  хвостовик с пером для удаления песчаных пробок. Технологический порядок производства перфорации состоит из следующих операций: заменяют глинистый раствор в скважине на жидкость песконоситель, далее все линии и узлы обвязки опрессовываются. После этого бросается стальной шарик в трубы и включается пескосмесительный агрегат для подачи песка заданной концентрации. После перфорации 1 м, обороты двигателя агрегатов сбрасываются и трубы поднимаются на 1 м выше. По окончании вскрытия всех интервалов, обратной промывкой вымывается шарик и производится очистка скважины от песка.

В проекте для проведения ГПП предложен  гидравлический малогабаритный перфоратор ПМГ 86 разработки НПП «АЗИМУТ» (рис.5). Устройство предназначено для проведения перфорационных работ высоконапорными струями бурового раствора в боковых стволах. Перфоратор состоит из двух гидромониторных узлов 1, удаленных друг от друга на 0,5 м, между которыми смонтирован вращающийся лопастной центратор 2. В нижней части устройства размещен впускной клапан 3, а в верхней – клапан 4 для слива раствора из колонны в скважину при подъеме инструмента.

Для интенсификации притока применяем направленную кислотную обработку. Сущность технологии заключается в порционной последовательной закачке в пласт высоковязких систем и кислотных композиций. С помощью высоковязких систем временно блокируются высокопроницаемые интервалы пласта и создаются условия для обработки пропластков с пониженной проницаемостью.

Дипломный проект выполнен в полном соответствии с заданием.

Доклад окончен.