Содержание

• Введение
• 1. Геологическое строение Астраханского газоконденсатного месторождения
• 1.1 Назначение скважин, проектная глубина и проектный горизонт
• 1.2 Характеристика разбуриваемой площади
• 1.3 Лито-стратиграфический разрез скважин
• 1.4 Газонефтеносность
• 1.5 Гидрогеологическая характеристика
• 1.6 Характерные особенности проводки ранее пробуренных на данном участке скважин
• 1.7 Температурная характеристика разреза
• 1.8 Пластовые и устьевые давления
• 1.9 Возможные осложнения
• 1.10 Обоснование интервалов отбора керна
• 2. Обоснование конструкции скважин на АГКМ
• 3. Осложнения в процессе бурения скважин
• 4. Расчет обсадных колонн
• 5. Охрана недр и окружающей среды
• 6. Охрана труда
• Заключение
• Список литературы

Введение

Уже два десятилетия на юге России, под Астраханью, разрабатывается богатейшее в мире газоконденсатное месторождение. Оно уникально не только по размерам площади и величине запасов, но и по характеру сырья, в котором газ содержит до 26% сероводорода, а конденсат состоит из бензиновых, дизтопливных и незначительного количества мазутных фракций. К открытию этой гигантской кладовой углеводородов Россия шла долгие годы.

Еще в начале нашей эры ресурсы Нижнего Поволжья позволили предводителям обитавших тут народностей создать мощное государство, сумевшее в V веке покорить половину Европы и достичь владений древнеримской империи. В VIII и IX веках киевские и черниговские князья располагали точными географическими картами устья Волги. Вещий Олег, Святослав и другие славянские вожди совершали сюда со своими дружинами походы за местными богатствами.

Организованную добычу минерального сырья - селитры, соли и пр. - впервые наладил здесь Петр I.

Позднее русские академики Паллас, Гмелин, Барбот де Марни, а далее Бэр и другие отечественные ученые пристально исследовали природные возможности края.

В начале XX столетия из открытой выработки на территории нашего города был получен сухой горючий газ, который использовался для нагревания воды.

Первую разведочную скважину в районе Астрахани геологи пробурили в 1946 году. Но лишь через десятилетие удалось обнаружить в области признаки нефти - на Разночиновской, Тинакской, Кири-килинской иеще нескольких площадях. Затем, спустя годы, была найдена Бешкульская промышленная нефтяная залежь.

В 1976-м году поисковая скважина № 8, пробуренная на Астраханском своде в заволжской степи, дала приток газа с дебитом более одного миллиона кубометров в сутки уже к 1987-му поднялся в полупустыне крупнейший в Европе газовый перерабатывающий комплекс.

Астраханское месторождение эксплуатируется при строгом контроле за состоянием пластовой системы, что позволяет с достаточной достоверностью прогнозировать ход отбора запасов и изменения энергетической характеристики залежи. Внимательнейшим образом учитываются степень выработки пласта, величины компонентоотдачи, качество извлекаемого сырья, "поведение" залежи, в частности, колебания ее термобарических параметров. На основании складывающейся картины геологической службе и производственным подразделениям газопромыслового управления предлагаются конкретные меры по оптимизации режимов добычи. Регулярно изучаются динамика и состав флюида. На установке PVT были впервые определены предельное влагосодержание пластовых смесей и темп истощения продуктивных коллекторов.

Предмет особой защиты - борьба с коррозией промыслового и заводского оборудования, подвергающегося на АГКМ повышенной сероводородной и углекислотной агрессии. Здесь важно всегда давать объективную оценку положения и безошибочно выявлять причины случившихся и назревающих срывов. Так, определено, что факты отказа в некоторых звеньях технологических линий обуславливаются температурой абсорбента, скоростью потоков вещества, темпом эрозии металла, наличием в сосудах продуктов деградации аминов.

1. Геологическое строение Астраханского газоконденсатного

месторождения

1.1 Назначение скважин, проектная глубина и проектный горизонт

Основным назначением проектируемых скважин является эксплуатация Астраханского газоконденсатного месторождения.

Залегание продуктивной части башкирского яруса среднекаменноугольного отдела ожидается в интервале глубин 3890-4100 м.

Проектная глубина - 4100 м.

Проектный горизонт - средний карбон.

1.2 Характеристика разбуриваемой площади

Площадь проектируемых работ расположена в левобережной части Астраханского свода, являющегося одним из крупнейших положительных тектонических элементов Прикаспийской впадины.

Впервые Астраханский свод был установлен к северо-западу г. Астрахани в результате гравиметрических исследований, производимых Нижне-Волжским геофизическим трестом в 1951 -1954 гг.

В 1961 г. сейсморазведкой КМПВ было подтверждено наличие Астраханского свода и получены сведения о глубине залегания подсолевых отложений. С 1997 года Астраханской ГЭ начались сейсмические работы МОВ с непрерывным однократным профилированием, а затем МОВ ОГТ по детализации свода, в результате чего на различной поверхности карбонатных отложений башкирского яруса среднего карбона был закартирован ряд локальных поднятий различных размеров и амплитуд.

Бурение на подсолевой палеозой также было начато в 1967 году (Степановская скв. №1). Начиная с 1970 года постепенно вводятся в бурение локальных поднятий с проектной глубиной 4500-5000 м. В результате этих работ получены сведения о проектной глубине залегания подсолевых отложений, их вещественном составе, стратиграфической принадлежности коллекторский свойствах.

Первые промышленные фонтаны газа и конденсата были получены сначала в скв. №1 Аксарайской (1974 г.), аварийный фонтан, а затем в скв. №5 Ширяевской (1976 г.) и №1 Воложковской (1977 г.).

По изогипсе - 7000 м. размер Астраханского свода составляет 250х140 км и амплитуда - 3000 м. В плане он имеет форму сегмента, обращенного выпуклой частью в сторону Прикаспийской впадины. На юге он граничит по системе глубинных разломов с мегавалом Карпинского, относящегося к Предкавказской эпигерцинской платформе.

Сводная часть описываемой структуры, занимающей более 60% ее общей площади, заметно упрощена, т.е. Астраханский свод является структурой «столового» типа. Крутизна склонов незначительная, - 2-9⁰.

С запада Астраханский свод граничит с Сарпинским мегапрогибом. В северной направлении подсолевые отложения резко погружаются во внутреннюю часть Прикаспийской впадины. Восточный склон не оконтурен, он располагается за пределами Астраханской области в Казахстане. В пределах большой части свода сейсмический горизонт П₂, приуроченный к размытой поверхности карбонатных пород башкирского яруса среднего карбона, залегают в пределах глубин 3900-4200 м.

По мнению многих исследователей, Астраханский свод разделен Волжским глубинным развалом на два блока: левобережный и правобережный. Однако в последнее время у некоторых геологов возникли сомнения в существовании Волжского разлома. На левобережном блоке наиболее интенсивно проявилась соляная тектоника, в то время как ее проявления на левобережном блоке наиболее характерно для северного и западного участков.

На основе формационного анализа, морфологических особенностей структурных элементов, истории геологического развития, наличия региональных перерывов и угловых несогласий в осадочном чехле установлены два структурных этажа: нижний - подсолевой, сложенный толщей терригенных - карбонатных парод палеозойского возраста и верхний, кунгурского до четвертичного возраста включительно.

Сложный характер тектонического развития Астраханского свода обусловил формирование в каждом структурном этаже различного типа локальных структур и приуроченных к ним ловушек нефти и газа.

В надсолевом комплексе закартирован ряд локальных поднятий и солянокупольных структур по отложениям верхний перми, триаса, юры, мела, палеогена. Как правило, эти структуры незначительны по размерам и амплитудам.

1.3 Лито-стратиграфический разрез скважин

Каменноугольная система, Средний отдел (4100-3890 м.)

Среднекаменноугольные отложения представлены преимущественно органогенным, оолитовым известняками, формирование которых происходило в прибрежных условиях. Характеризуются они первичной и вторичной пористостью. Открытая пористость составляет 5-16%, при среднем значении 10,1%, проницаемость изменяется от 98х10^-6 до 0,04 дарси, а трещинная от 18х10^-7 до 196х10^-5 дарси в нижней части разреза залегает пласт глин мощностью 5-7 м. Вскрытие среднекаменноугольных (продуктивных) отложений намечается на глубине 3890 м.

Пермская система, Нижний отдел (3890-2000 м)

Отложения присутствуют в составе сакмаро-артинского и кунгурского ярусов.

Сакмаро-артинские отложения представлены в верхней части известняками и долмитами с прослоями аргиллотов, в нижней, преимущественно аргиллитами. Доломиты сильно глинистые, битуминозные, с многочисленными включениями органических остатков.

В аргиллитах отмечается конкреции и кристаллы пирита. Нерасчленность толщи на ярусы связаны с неполнотой геологических сведений.

Породы крепкие, плотность их ориентировочно составляет 2,6 г/см³. В целом толща не является коллектором и служит достаточно надежной покрышкой для нижележащего продуктивного пласта. Вскрываются сакмаро-артинские отложения на глубине 3810 м. и имеют мощность 80 м.

Породы кунгурского яруса представлены сульфатно-галогеновыми образованиями.

В верхней части разреза - чередование пачек солей, ангидритов. В средней части, занимающей две трети разреза, залегают соли с единтичными маломощными просолями ангидритов. В нижней части разреза в солях отмечаются пачки ангидритов, песчаников.

Для частей разреза с просолями и линзами терригенных парод характерных зоны АВПД и распопроявления дебитом от 4-6 м³/сут. до рапы различна и колеблется от 0,145 до 0,230 кгс/м² на 1 м. Ожидаемая глубина вскрытия кровли пород кунгурского яруса - 2000 м. Мощность пород яруса -1810 м.

Интервалы залегания солей: 2075-2225 м., 2275-2435 м., 2475-2630 м., 2705-3025 м., 3045-3275 м., 3385-3535 м., 3600-3810 м.

Мезозойская группа, Триасовая система, Нижний отдел (2000-1740 м.)

Нижнетриасовые отложения сложены песчаниками, алевролитами, с преобладанием последних. Окраска пород различная, преимущественно красноцветная.

По коллекторским свойствам отложения неравнозначны. Пористость их колебается от 5 до 20%.проницаемость - от единиц до нескольких сотен мд.

Кровлю триасовых отложений ожидает встретить на глубине 1740 м. Предполагаемая мощность 260 м.

Юрская система, Средний отдел (1740-1440 м.)

Породы байоского яруса сложены в нижней части разреза чередованием песчаников и глин с преобладанием песчаников. Мощность этой части разреза составляет 65 м. Верхняя часть разреза представлена толщей глин с 1-2 прослоями маломощных песчаников в середине толщи. Мощность ее достигает 235 м.

Песченики обладает хорошими коллекторскими свойствами: пористность их составляет 20-25 %, проницаемость 150 - 300 мд. Вскрытие кровли юрских отложений предполагает на глубине 1440 м, мощность 300 м.

Меловая система, Нижний отдел (1440-1100 м)

В отложениях нижнего отдела выделяются породы аптского и альбского ярусов. Аптские породы представления в нижней части песчаниками, в верхней части - глинистыми. В отложениях альбского возраста наблюдается чередование песчаников, алевродитов и глин. Породы обладают средней крепостью: пористость их достигает 31%, проницаемость 1,1 Д.

Породы нижнего мела предполагается встретить на глубине 1100 м. мощность 340 м.

Верхний отдел (1100-810 м)

Сложен породами сеноманского, сантонского, кампанского и маастрихтского ярусов. Сеноманский ярус сложен глинисто-алевролитовыми образованиями с единичными прослоями мергелай и карбоновых глин.

Коллекторские, фильтрационные свойства этих отложений не изучались.

Верзнемеловые отложения предположительно будут вскрыты на глубине 810 м и будут иметь мощность 290 м.

Кайнозойская группа, Палеогеновая система (810-560 м)

Нерасчленные отложения палеогенового возраста представлены преимущественно глинистыми образованиями. Вскрытие их предполагается на глубине 560 м., мощность 250 м.

Неогеновая система (560-100 м)

Отложения акчагыльского и апшеронского ярусов верхнего отдела неогена представлены глинами с прослоями песка. Вскрытие их предпологается на глубине 100 м, мощность 460 м.

Четвертичные отложения (100-0 м)

Четвертичные отложения залегают с поверхности, представлены глинами, суглинками, супесями, песками и имеют мощность 100 м.

1.4 Газонефтеносность

Основной продуктивной тощей на Астраханском газоконденсатном месторождении являются среднекаменноугольные карбонатные отложения башкирского яруса. Промышленная их газоносность установлена в скв. №1 Аксарайской, скв.5, 8, 25, 26, 32 Астраханских. Максимальные дебиты газа до 1023,8 тыс. м³/сут через 28 мм диафрагму были получены из интервала 3936-3915 м скв №8 Астраханской. ГВК отбивается на абсолютных отметках минус 4073 м. состав газа: углеводород - 60,4% , сероводород -20,7%, углекислый газ - 17,9%. Начальный конденсатный фактор составляет 240-560 см³/м³.

Начальное пластовое давление в интервале 4100-3990 м скв №5 Астраханская равнялось 61,74 МПа, пластовая температура в скв. №3 Заволжская на глубине 4200 м составляла 110⁰С.

Протоколом ГКЗ по запасам при Совете Министров СССР №9023 от 28 июня1982 г. утверждены балансовые запасы газа и компонентов Астраханского ГКМ по категориям С₁ и С₂ левобережной и по категории С2 в правобережной частях месторождения. Решено считать развернутым до категории С1 часть Астраханского месторождения подготовленной к опытно-промышленной разработке.

В скв. №1 Аксарайской из кровли известняков башкирского яруса в инетрвале 3981-2994 м во время подъема инструмента был получен приток газа с дебитом ориентировано 500 тыс. м³/сут.

Газ имел следующий состав: метан - 58,18%,этан - 7,38%, пропан - 1,10%, бутан - 0, 64%,азот - 4, 05%, углекислый газ - 13, 18%, сероводород - 15,47%.

В скв. №5 Ширяевской, расположенной в 5 км восточнее скв №1 Аксарайской, при опробовании известняков башкирского яруса в интервале 4100-4070 м., получен промышленный приток газа с конденсатором. Дебит газа на 13, 7мм штуцере составил 339 тыс. /сут., а абсолютно свободный дебит равен 838 тыс. /сут. Состав газа: метан -58, 86%, этан -1, 88%, пропан-0, 60%, азот-0, 91%, углекислый газ-11, 00%, сероводород-26, 6%. Относительный удельный вес-0, 8552.

В интервале 4050-3995м дебит газа на 14, 8мм штуцере составил 375, 2 тыс. /сут. Состав газа: метан -61, 88%, этан-0, 62%, пропан-0, 34%, азот-1, 57%, углекислый газ-13, 2%, сероводород-22, 00%. Относительный вес-0, 8426(по данным севКав/Нии газа).

В правобережной части Астраханского свода в скв № I Воложковской пл., расположенной в 35 км к западу от СКВ.I. Аксарайской, из известняков башкирского яруса (интервал 4060-4085 м) получен приток газа с конденсатом, дебит которого через 10 мм. штуцер составил 175 тыс. м³/сут.

В проектируемых скважинах согласно «Проекту опытно-промышленной эксплуатации Астраханского месторождения», разработанному институтом «ВНИИгаздобыча» (1977 г.), в котором представлен расчет эксплуатационных параметров и состава газа на усредненную скважину, начальный средний дебит газовой смеси из двух испытанных интервалов (скв. 5) составляет 470 тыс. м³/сут.

Характеристика газовой залежи дана в следующей таблице.

Таблица 1. Характеристика газовой залежи

Ожидаемые минимальные характеристики потока газа приняты следующими:

- скорость на забое - 3,7 м/с

- скорость на устье - 23,0 м/с

- давление на устье - 48,9 МПа

- пластовое давление - 63,1 МПа

- устьевая температура - 50-60⁰С

- пластовая температура - 109,2⁰С

1.5 Гидрогеологическая характеристика

В геологическом разрезе выделяются следующие водоносные комплексы:

1. Докунгурский

2. Кунгурский

3. Триасовый

4. Среднеюрский

5. Верхне-юрский-аптский

6. Нижнеальбский

7. Среднеальбско-верхнемеловой

8. Палеогеново-неогеновый и четвертичный

9. Некоторые комплексы: ввиду идентичности гидрогеологической объединяются по два и более. В этом случае бывает несовпадение возрастных границ.

Докунгурский водоносный комплекс характеризуется незначительными дебитами вод. Удельный вес вод каменноугольных карбонатных отложений колеблется от 1,015 до 1,06 г/см³, преобладает 1,04 г/см³. Минерализация составляет 2391-3237 МГ-экв/л. Воды относятся к дирокарбонатно-натриевому типу. Характерной особенностью вод является наличие большого количества (до 60%) растворенного сероводорода.

Из сакмаро-артинских отложений нижней перми на Астраханском своде водопроявлений не отмечалось.

Воды кунгурского комплекса приурочены к терригенным прослоям, залегающим в толще солей. Эти воды представляют собой хлоркальциевые рассолы (рапу) удельным весом 1,26 г/см³. Дебиты этих рассолов (рапы) колеблются от 5 до 200 м³/сут. Высокодебитные притоки рапы крайне затрудняют проводку скважины.

Триасовый комплекс. Дебит вод из отложений этого комплекса обычно низки. В целом воды этого комплекса представляют собой рассолы хлор-кальциевого типа. Удельный вес их составляет 1,19-1,22 г/см³, общая минерализация 5800-10800 мг-экв/л. Газонасыщенность варьирует в широких пределах от 50-100 до 800-1000 см³/л.

Среднеюрский комплекс. Дебиты вод из отложений этого комплекса колеблются от единиц до 300 м³/сут. Удельный вес их изменяется от 1, 08 до 1, 11 г/см³, общая минерализация составляет 5200-7500 мг-экв/л. По химическому составу воды относятся к рассолам хлоркальциевого типа.

Верхнеюрско-аптский комлекс. Дебиты вод комплекса незначительные, не превышают 18 м³/сут. Минерализация вод невысокая 1800-2264 мг-экв/л. По химическому составу они относятся к хлоркальциевым.

Нижнеальпский комплекс. Этот комплекс имеет повсеместное распространение. Дебиты вод на Астраханском своде из нижнего альба составляет 28,8-123 м³/сут. Удельный вес колеблется в незначительных пределах: от 1,05 до 1,08 г/см³. Общая минерализация изменяется от 2300 до 5600 мг-экв/л. Воды минерализация изменяется от 2300 до 5600 мг-экв/л. воды представляют собой рассолы хлоркальциевого состава.

Среднеальбско-верхнемеловой комплекс. Этот комплекс приурочен к отложениям среднего и верхнего альба и карботаным отлоежниям верхнего мела. Дебиты достигают 8,5 м³/сут. Удельный вес 1,05 - 1,09 г/см³. Общая минерализация достигает 4629 мг-экв/л. Воды относятся к хлорциевому типу.

Палеогеново-неогеновый комплекс приурочен к песчаным резервуарам. По составу воды комплекса хлорнатриевые. Общая минерализация их достигает 7-40 г/л. Воды напорные, при самоизливе и при откачке эрлифтом получены дебиты до 30 л./сек. Воды комплекса широко используются для хозяйственных целей, снабжения населенных пунктов и приготовления буровых растворов.

Четвертичный водоносный комплекс содержит водоносные горизонты, приуроченные к солям песков алевролитов. Общая минерализация достигает 1-30 г/л. 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, 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.

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 Ш244,5 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 Ш 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 у=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 у=12 мм.

Проверим на страгивание:

, что достаточно.

Таблица 9. Кондуктор 426 мм

Расчет промежуточной колонны

Ш324 мм - 2000 м

1 секция - 2000-1100 м

Для первой секции определим по формуле 2.

Рниz =0,1(г_ц-г_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(г_ц-г_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*гж*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[г_ц-г_ж]-(г_ц-г_р)l₁}(1-k) (5)

Py1100=Pплц/l^s, где S=0,1х10^-3(l-z)=0,1х10^-3х1, 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^-3х1,212х800=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 у=12 мм, для которых Р_кр.см = 105 кгс/см² овальность 0, 015.

Для 2 секции принимаем трубы с у=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 у = 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 у=10 мм.

Вес секции: Q₁ = 80, 3*50=4015 кг.

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

для 2 секции принимаем трубы с у=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

Расчет 2 промежуточной колонны 244,5 м.

Исходные данные:

Глубина, м.: L=3850, h=0

Удельный вес, гс/см³: г_ж=1,0, г_к=1, 74

г_ц=1, 9 в интервале 200-3850 м.

г_ц=1, 87 в интервале 0-2000 м.

Относительная плотность газа по возрасту г=1,212.

Пластовое давление на глубине 3850 м. Р_пл = 639 кгс/см²

Запасы прочности для обсадных труб по стандарту АНИ:

п₁=1,125, п₂=1,1, п₃=1,75

Ввиду ограниченного предела прочности антикоррозионных труб SМ-90SSU в виду текучих солей расчет труб производится согласно (6) по выражению, учитывающему возможность поддержания внутреннего давления (Py) в промежуточной колонне на соответствующем уровне, путем регулируемого штуцера.

Рн= 0,1г₀z?Ркр/п₁*п₂+Ру, где Рн=(гп*z/10)л (6)

Интервал расчета по горному давлению

[(2800-25)-(3800+25)]M, т.е. 2775-3825 м.

Ру=0,1 (2,23-1,0)3825-350,3/1,125*1,1=283 кгс/см²

Внутренние давления

Определяем по формуле (6) методики (IO)

Р_вz = 639/l^s=639/2.3*0.467= 639/1.595=401 кгс/см²

S = 0, 1*10^-3г(н-z)=0,1*10^-3*1, 212*3850=0, 467

Избыточное наружное давление

Определяем при минимальных внутренних во время проявления при открытом устье по формуле 7.

Z=0 Рни₀ = 0,1 (г_ц-г₀)(1-к) (7)