Проектирование добывающей нефтяной скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Краткие сведения о районе работ

Павловское месторождение нефти в административном отношении расположено в Чернушинском районе Пермского края в 15 км восточнее г.Чернушки. Год ввода месторождения в эксплуатацию 1962.

В тектоническом отношении Павловское месторождение приурочено к крупной антиклинальной складке размером 30*20 км, расположенной в южной части Чернушинского вала, осложняющего юго-западную часть Башкирского свода. Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласты Т), в терригенных отложениях нижнего карбона (пласты Тл2а, Тл2б, Бб1, Бб2), малиновского надгоризонта (пласт Мл), в карбоатных отложениях среднего карбона (пласт Бш) и верейского яруса (пласты В3В4).

Большая часть площади покрыта смешанными пихтово - еловыми лесами с липой, кленом, березой и осиной. Климат района умеренный, континентальный. Среднегодовая температура +1.4'С; максимальная температура в июле +37'С; минимальная температура в январе -45'С. Годовое количество осадков 500-600 мм. Устойчивый снежный покров образуется в ноябре и сходит в апреле. Наибольшая высота снега 65-75 см. Максимальная глубина промерзания почвы составляет - 1,26м. Преобладает юго-западное направление ветра.

Основные полезные ископаемые кроме нефти и газа являются глины, галечники и медистые песчаники. Рельеф местности представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную сетью речных долин, логов, оврагов. Толщина почвенного слоя 10-15 см.

Нефть с УППН “Павловка” перекачивается на НПС “Слудка” и отправляется на Уфимский нефтеперерабатывающий завод.

Водонефтяной контакт для центральной части месторождения принят на абсолютной отметке (-1260 м).

Скважина № 1217

Назначение скважины: добывающая.

Проектный горизонт: турнейский.

Цель бурения: эксплуатация, добыча нефти.

Проектная глубина:1515 м (по вертикали), 1713 м (по стволу)

Профиль ствола скважины: наклонно-направленный.

Тип профиля: 6-интервальный

Проложение ствола: 727м

Способ бурения: вращательный

2. Геологическая часть

2.1 Характеристика литолого-стратиграфического разреза

Таблица 1 - Стратиграфический разрез скважины Скважины наклонно-направленные А = +226,9 м

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение
по вертикали	по стволу	название	индекс
от(верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6
0	20	0	20	Четвертичные отложения	Q
20	60	20	60	Шешминский горизонт	P2љљ
60	130	60	130	Соликамский горизонт	P1sl
130	240	130	240	Иренский горизонт	P1ir
240	270	240	272	Филипповский горизонт	P1fl
270	348	272	355	Артинский ярус	P1ar
348	612	355	651	Сакмарский+ассельский ярусы	P1s+a
612	732	651	786	Верхний карбон	C3
732	824	786	889	Мячковский горизонт	C2mc
824	924	889	1001	Подольский горизонт	C2pd
924	974	1001	1057	Каширский горизонт	C2ks
974	1030	1057	1120	Верейский горизонт	C2vr
1030	1075	1120	1171	Башкирский ярус	C2b
Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение
по вертикали	по стволу	название	индекс
от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6
1075	1363	1171	1500	Серпуховский ярус+ верхневизейский подъярус	C1s+ v3
1363	1388	1500	1534	Тульский карбонатный горизонт	C1tl(к)
1388	1408	1534	1562	Тульский терригенный горизонт	C1tl(т)
1408	1428	1562	1590	Бобриковский горизонт	C1bb
1428	1438	1590	1605	Малиновский горизонт	C1ml
1438	1515	1605	1713	Турнейский ярус	C1t
Скважины с горизонтальным окончанием ствола
0	20	0	20	Четвертичные отложения	Q
20	60	20	60	Шешминский горизонт	P2љљ
60	130	60	130	Соликамский горизонт	P1sl
130	240	130	240	Иренский горизонт	P1ir
240	270	241	272	Филипповский горизонт	P1fl
270	348	272	350	Артинский ярус	P1ar
348	612	350	617	Сакмарский+ассельский ярусы	P1s+a
612	732	617	738	Верхний карбон	C3
732	824	738	831	Мячковский горизонт	C2mc
824	924	831	932	Подольский горизонт	C2pd
924	974	932	983	Каширский горизонт	C2ks
974	1030	983	1040	Верейский горизонт	C2vr
1030	1075	1040	1085	Башкирский ярус	C2b
1075	1363	1085	1410	Серпуховский ярус+ верхневизейский подъярус	C1s+ v3
1363	1388	1410	1450	Тульский карбонатный горизонт	C1tl(к)
1388	1408	1450	1486	Тульский терригенный горизонт	C1tl(т)
1408	1428	1486	1530	Бобриковский горизонт	C1bb
1428	1438	1530	1557	Малиновский горизонт	C1ml
1438	1470	1557	1948	Турнейский ярус	C1t

Таблица 2 - Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс cтратиграфического подразделения	Интервал, м ( по вертикали)	Горная порода	Стандартное описание горной породы
	от (верх)	до (низ)
Q	0	20	Суглинки, глина	Отложения элювиально-делювиального, происхождения.
P2љљ	20	60	Ангидриты, доломиты, мергели, алевролиты	Голубовато-серые ангидриты с включениями и прожилками доломитов. Доломиты, прослойками и включениями ангидрита и гипса. Алевролиты плотные тонко-зернистые с прослойками аргиллитов.
P1sl	60	130	Ангидриты, доломиты, мергели, алевролиты	Переслаивание доломиты и аргиллиты, реже песчаники.
P1ir	130	240	Ангидриты, доломиты, мергели, алевролиты	Переслаивание доломитов и ангидритов, реже мергелей.
P1fl	240	270	Ангидриты, доломиты, мергели	Доломиты прослоями известковистые, разнозернистые, сгустково-комковатые, сульфатизированные.
P1ar	270	348	Известняки, доломиты	Известняки органогенно - детритовые, участками пористые, с включениями ангидрита и гипса, крепкие. Доломиты мелкозернистые с включениями ангидрита, неравномерно известковистые, участками пористые и кавернозные.
P1s+a	348	612	Известняки, доломиты	Известняки органогенно - детритовые, доломитизированные. Доломиты тонкозернистые, известковистые, сульфатизированные, участками окремнелые.
C3	612	732	Известняки, доломиты, аргиллиты, мергели	Известняки детритовые доломитизированные и сульфатизированные, с редкими стилолитами.. Доломиты микро-тонкозернистые, известковистые, с редкими прослоями аргиллитов в нижней части горизонта.
C2mc	732	824	Известняки, алевролиты аргиллиты,	Чередование известняков, неравномерно глинистых и алевролитистых, массивных, аргиллитов, известковистых алевритистых.
C2pd	824	924	Известняки	Известняки фораминиферовые, водорослевые и детритовые, со стилолитами, с глинистыми примазками.
C2ks	924	974	Известняки, доломиты	Известняки детритовые доломитизированные и сульфатизированные, с редкими стилолитами..

Таблица 3 - Физические свойства горных пород продуктивных пластов

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Пористость, %	Проницаемость, мкм2
	от (верх)	до (низ)
C1t	1461 (1637)	1476 (1658)	известняки	12	0,018

1.1 2.2 Водоносность, интервалы водоносности

Таблица 4 - Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Химический состав воды в мг-экв/л	Степень минерализации, мг-экв/л	Тип воды по Сулину	Относится к источнику питьевого водоснабжения
	от (верх)	до (низ)			анионы	катионы
					Cl-	SO4- -	HCO3-	Ca++	Mg++	Na++ K+
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
C1tl+ C1bb	1421 (1581)	1426 (1588)	трещиноватый	1,174	4558	3,63	1,1	934	404	3224	9124,73	ХЛК	нет

Примечание: 1. Глубина залегания подошвы пресных вод до 65м.

2. Возможны проявления сероводородсодержащих вод в водоносных горизонтах

верхнего карбона в интервале 612-732 (651/617 - 786/738) м.

3. В числителе значение для наклонно -направленных скважинах, в знаменателе с горизонтальным окончанием ствола.

2.3 Возможные осложнения при бурении скважины и мероприятия по их ликвидации

1. Осыпи и обвалы стенок скважины: Q - 0 - 20 м; С₂vr - 974(1057) - 1030(1120) м; С₁tr(т) - 1388(1534) - 1408(1562) м.

Мероприятия по предупреждению:

- Спуск направлений, кондуктора, технической и эксплуатационной колонн;

- Бурение с промывкой буровым раствором в соответствии с показателями свойств;

- Проработка ствола в интервалах обвалообразований;

- Промывка многоцикловая;

- Установка цементного моста в процессе бурения не позднее, чем через 36 часов

после вскрытия верейских отложений.

2. Поглощение бурового раствора: P₁sl: 35 - 45 м (частичные), Р₁ir: 110 - 150 м (частичные), S₁s+v3: 1088(1185) - 1363(1500)м (частичные).

Условия возникновения:

- Наличие высокопроницаемых пород;

- Превышение давления в скважине над пластовым: Н ? 1200 м ?Р_реп.max > 1,5 МПа

Н > 1200 м ?P_реп > 2,5 - 3,0 МПа.

Мероприятия по предупреждению:

- Регулирование параметров бурового раствора (плотность, вязкость, СНС);

- Кольматация зоны поглощения (т.е. процесс забивания пор

и трещин твердой фазой, находящейся в растворе);

- Использование (ввод) инертных наполнителей, закачка в паст.

3. Возможные нефтегазопроявления (НГВП): C₁t - 1461(1637) - 1476(1658) м

Вид проявляемого флюида - нефть;

Условие возникновения: При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров или при снижении давления в скважине ниже пластового из-за отсутствия постоянного долива жидкости в скважину. Характер проявлений: плёнка нефти

Для предупреждения НГВП в процессе подъема бурильных труб, следует ограничить

скорость их подъема.

4. Прихватоопасные зоны

В интервалах возможных обвалообразований и повышенной проницаемости пород.

5. Прочие возможные ослождения

Проявление пластовых вод с сероводородом: С₃ 612(651) - 732(786) м;

Условия возникновения: при понижении плотности бурового раствора ниже проектной на 5%.

2.4 Отбор керна из шлама

Целевым назначением отбора керна является:

- изучение литолого-фациальных характеристик продуктивных пластов, вторичных изменений пород-коллекторов, а также свойств и качества покрышек;

- количественная оценка ФЕС коллекторов продуктивных пластов с целью обоснования петрофизических моделей: керн-керн и керн-ГИС, необходимых при интерпретации кривых ГИС и определения подсчетных параметров.

Частота отбора керна для определения ФЕС и нефтенасыщенности, Кнг коллекторов принимается из расчета 3 образца на 1 пог.м, что соответствует существующим требованиям по оценке запасов промышленных категорий. Вынос керна по продуктивным пластам должен быть не менее 80%.

В процессе реализации «Технологической схемы разработки Павловского нефтяного месторождения» каждую 5 скважину целесообразно бурить с отбором керна с целью изучения ФЕС коллекторов и уточнения Квыт., и остаточной нефтенасыщенности, Кно, что является необходимым условием в случае достаточно высокой изменчивости вязкости нефтей и ФЕС коллекторов в залежах.

C₁t: от 1463(1611) - 1470(1620) м; метраж отбора керна 9м. Отбор керна осуществляется керноотборным снарядом “Секъюрити”.

Так как скважина №1217 является эксплуатационной, и разрез месторождения хорошо изучен, отбор керна в данной скважине можно производить по необходимости.

2.5 Геофизические работы в скважине

При проектировании эксплуатационных скважин предусматривается комплекс промыслово-геофизических исследований, обеспечивающий расчленение пройденного разреза, выявление продуктивных пластов и определение их коллекторских свойств.

Таблица 6

Наименование исследований	Масштаб записи	Замеры и отборы производятся
		на глубине, м	в интервале , м
			от	до
наклонно-направленные скважины
ГК, ННК, АК с ВС, ДС, БК, ИК, инклинометрия	1:500	65	20	65
АКЦ с ВС, ГГЦ (ЦМ-8-16 ) не ранее 24 часов после цементирования	1:500	65	0	65
ГК, ННК, АК с ВС, ДС, инклинометрия	1:500	357	65	357
АКЦ с ВС, ГГЦ, ЭМДСТ не ранее 48 часов после цементирования	1:500	357	0	357
ИК, РК, АК с ВС, БКЗ-3уст., КВ, БК, МБК, МЗ	1:200	1484	1098	1141
		1713	1551	1658
РК, АКсВС*, ДС, инклинометрия	1:500	1713	357	1713
АКЦ с ВС, ГГЦ, ЭМДСТ не ранее 48 часов после цементирования	1:500	1713	0	1713
АКЦ с ВС, СГДТ, ЭМДСТ	1:200	1713	1098	1141
			1551	1658
Инклинометрия (ИМММ + ИЭМ): - через 150-350м проходки с шагом 10м			65	1713
Контроль проводки ствола скважины бескабельной телесистемой с электромагнитным каналом связи			120	1713
Партия ГТИ (геохимические* и технологические исследования, супервайзерский контроль			65	1713

Интерпретация ГИС сводилась к следующему:

- выделение коллекторов и определение эффективных толщин;

- определение характера насыщения коллекторов и ВНК, с учётом результатов испытания интервалов продуктивного пласта;

- определение пористости (Кп) и нефтенасыщенности (Кн).

2.6 Интервалы испытаний продуктивных горизонтов. Оборудование для испытаний

Для уточнения нефтеносности продуктивных объектов, проектируется испытание продуктивных горизонтов сверху вниз в открытом стволе в процессе бурения скважин испытателем пластов.

Количество объектов испытания в эксплуатационной колонне зависит от фактической нефтеносности разреза, степени изученности залежей на данном этапе работ, их сравнительной характеристики и т.п.

Все объекты, подлежащие испытанию, должны быть опробованы на приток пластовой жидкости с целью определения дебитов на различных режимах работы скважины, суточного рабочего дебита нефти по замерам фактической непрерывной суточной добычи, коэффициентов продуктивности, статических уровней, пластовых и забойных давлений, пластовых температур.

Помимо замеров дебитов должен быть произведен отбор глубинных и приповерхностных проб нефти, замеры пластовых, забойных и устьевых давлений.

Если залежь имеет промышленное значение, должны быть проведены гидродинамические и потокометрические (при наличии двух и более проницаемых пластов) исследования с целью получения эксплуатационной характеристики пласта. При низкой производительности (дебита) скважины должны быть проведены работы по интенсификации притоков нефти (в карбонатных отложениях - объемная солянокислотная обработка с пакером).

3. Технологическая часть

Под конструкцией скважины понимают совокупность информации о числе обсадных колонн, их диаметрах, глубинах их спуска, интервалах цементирования, диаметрах долот для бурения под эти колонны и иногда дополнительной информации - толщине стенок ОК и группах прочности стали из которой сделаны эти колонны.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

- прочность и долговечность скважины как технического сооружения;

- проходку скважины до проектной глубины;

- возможность проведения геофизических исследований;

- достижение проектных режимов эксплуатации;

- максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа на поверхность;

- надежную изоляцию газо-нефте-водоносных горизонтов;

-разобщение несовместимых для одновременного бурения интервалов, а также продуктивных горизонтов, если их больше одного;

-осуществление надежных, долговечных каналов связи между продуктивными горизонтами и земной поверхностью;

-предотвращение возможных осложнений при строительстве скважины;

-возможность использования специального оборудования и инструмента при эксплуатации и ремонте скважины;

-минимум затрат на строительство;

-применение современных технологий серийно выпускаемого оборудования;

-отвечать требованиям охраны окружающей среды.

При проектировании скважины учитываются:

-горно-геологические залегания горных пород и их физико-механические свойства

-наличие горизонтов, имеющих флюид

-свойства флюидов, их состав, температура, давление

-давление гидроразрыва пород, которое пройдет скважина

Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины

Выбор конструкции забоя скважины зависит от назначения, способа эксплуатации скважины, типа коллектора, механических свойств пород продуктивного пласта и др. факторов.

Призабойным называют участок от кровли продуктивного (эксплуатационного) горизонта до конечной глубины скважины.

Под конструкцией забоя понимают сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, надежное разобщение флюидосодержащих горизонтов, возможность проведения технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционных работ, а также длительную эксплуатацию скважины с рациональным дебитом.

Эффективная работа скважины (призабойной зоны) во многом зависит от того, насколько конструкция забоя соответствует геологическим условиям залегания продуктивных пластов. Выбор конструкции забоя нефтяных добывающих скважин регламентируется РД 39-2-771-82, который распространяется на вертикальные и наклонные скважины с зенитным углом искривления ствола в интервале продуктивного пласта до 450.

Конструкция скважины представляет собой зацементированную прострелянную колонну.

Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется глубиной залегания продуктивного пласта, его характеристикой (устойчивостью, относительным пластовым давлением), наличием подошвенной воды и водоносных горизонтов выше и ниже продуктивного пласта. Наиболее часто эксплуатационная колонна размещается так, чтобы её башмак был установлен ниже подошвы продуктивного пласта. В этом случае глубина спуска эксплуатационной колонны может быть рассчитана следующим образом:

Н = Ау+ Нп+ hст+ Hз + hпг = 226,9+1211,1+10+15+77=1515 (м)

где АУ - альтитуда устья скважины, м;

Нп - пьезометрическая отметка кровли продуктивного пласта, м;

hпг - мощность продуктивного горизонта, м;

hст - высота цементного стакана в обсадной колонне (с применением обратного клапана и упорного кольца «стоп» 10 - 20 м);

Hз - длина зумпфа;

Длина зумпфа (hз), оставляемого для обеспечения прохождения геофизического, испытательного и промыслового оборудования до подошвы пласта и сбора выносимой твердой фазы при последующей эксплуатации, принимается равной 10 - 20 м.

Высота цементного стакана (hст), оставляемого в эксплуатационной колонне, зависит от места остановки верхней разделительной пробки.

Выбор числа обсадных колонн глубин их спуска, диаметров долот для бурения

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон, несовместимых по условиям проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва (поглощения) пластов (ГРП), устойчивости пород.

Для выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород (ГРП) и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах «глубина - эквивалент градиента давления».

Под эквивалентом градиента давления понимают относительную плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению ГРП, т.е. б_пл =Р_пл / (0,01·Н_пл) б_грп = Р_грп / (0,01·Н_пл)

Величины пластовых давлений для проницаемых пластов берутся из геологической характеристики района работ, для непроницаемых пород в расчете принимают поровое давление, которое чаще всего принимают равным гидростатическом.

Величины давлений ГРП по разрезу скважины определяются расчетным путем:

Р_грп = А_грп * Н_пл .

Градиент давления ГРП (Агрп) выбирается следующим образом:

- для потенциально поглощающих пластов независимо от глубины: А = 0,012 МПа/м;

- для непоглощающих пластов при глубине до 1000 м : А = 0,026 МПа/м;

- для непоглощающих пластов при глубине более 1000 м: А = 0,0234 МПа/м.

Для Пермского края бгрп =2,6, К=1,5 ?р=1,0…1,5 МПа.

Проверяем глубину спуска той колонны, на которую установлено ПВО, в нашем случае это техническая колонна, следовательно,

Ру - давление на устье при его герметизации во время флюидопроявления, МПа;

?Ру - дополнительное давление на устье, принимается 1,0 - 1,5МПа;

бгрп - эквивалент давления гидроразрыва пород у башмака кондуктора;

К - коэффициент безопасности, принимается равным 1,5;

с о.ж. - относительная плотность жидкости в скважине при флюидопроявлении.

Ру = Рпл - сн*g*Lпл

Lпл-гипсометрическая отметка кровли нижнего продуктивного пласта;

Рпл - пластовое давление;

сн - плотность нефти.

Ру = 1,2*10⁶- 1,13*9,81*1211,1 = 1,19МПа

Нк = 100*(1,19+1,0) / (2,6/1,5 - 1,13) =362 м

Принимаем глубину спуска технической колонны - 357м.

На основании построений и теоретических знаний выберем 4 обсадных колонн: эксплуатационную колонну, техническую, кондуктор и направление.

Направление предусматривают с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении под направление, разобщения и предупреждения загрязнения верхних водоносных горизонтов. Глубину его спуска выберем 20 м.

Кондуктор предназначен для крепления неустойчивых стенок верхней части разреза скважины, предотвращения поглощений бурового раствора, перекрытия пресных водоносных горизонтов от загрязнения. Башмак кондуктора устанавливается в плотных, непроницаемых породах. Кондуктор спускается до глубины 65 м.

Техническая колонна предназначена для разобщения вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими, защиты водоносных горизонтов от загрязнения, предотвращения гидроразрыва пород при нефтегазопроявлениях и установки противовыбросного оборудования. Глубина спуска технической колонны уточняется из условий предотвращения разрыва горных пород у башмака при герметизации устья скважины в случае нефтегазопроявлений:

Принимаем глубину спуска технической колонны - 357м.

Эксплуатационная колонна спускается для разобщения продуктивных горизонтов, обеспечения их раздельного испытания, освоения и эксплуатации. Главная ее функция - создание надежного долговечного канала связи продуктивного горизонта с земной поверхностью.

Глубина спуска эксплуатационной колонны 1515 м.

Длина ствола скважины 1713м.

Диаметр обсадных колонн и долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.

Диаметр эксплуатационной колонны выбирается по величине ожидаемых дебитов жидкости (нефть + газ + вода), габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в эксплуатационную колонну, а также исходя из возможности обеспечить подземный и капитальный ремонты скважины в период её эксплуатации.

Диаметр эксплуатационной колонны принимаем равным 168 мм, т.к. предполагается, что проектируемая скважина будет иметь суммарный дебит жидкости равный (154 м3/сут) и он удовлетворяет габаритным размерам оборудования, которое должно быть спущено в эксплуатационную колонну для обеспечения заданных дебитов жидкости и глубины скважины.

1. Эксплуатационная колонна

Диаметр эксплуатационной колонны выбирается ориентировочно по величине ожидаемого дебита нефти или газа. В данном случае диаметр эксплуатационной колонны составляет 168 мм, тогда наружный диаметр соединительной муфты (Dмэк) для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 составит 188 мм. Зная диаметр эксплуатационной колонны, можем определить диаметр долота для бурения под эту эксплуатационную колонну:

Dд^эк = Dм^эк + 2д,

Dмэк - диаметр эксплуатационной колонны под муфту;

д - зазор между стенкой скважины и эксплуатационной колонной, принимаем равным 25 мм;

Dд^эк = 188 + 2 * 25 = 238 мм

Выбираем по ГОСТ 20692 - 75 диаметр долота Dд^эк = 215,9 мм.

2. Техническая колонна:

; ? =4-6 мм, -

; толщина стенки

; наружный диаметр муфты .

Расчетный диаметр долота для бурения под технологическую колонну:

;

зазор между муфтой технической колонны и стенкой скважины

Выбираем по ГОСТ 20692-80

3. Кондуктор:

; ? =4-6 мм,-

; толщина стенки

; наружный диаметр муфты .

Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:

; зазор между муфтой кондуктора и стенкой скважины

Выбираем по ГОСТ 20692-80

4. Направление:

; ? =4-6 мм,-

;

толщина стенки

Выбираем по ГОСТ 632 - 80 направление с наружным диаметром 426 мм.

Тогда = 451 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под направление:

;

зазор между муфтой направления и стенкой скважины

Выбираем по ГОСТ 20692-80

Таким образом, согласно проведенным расчетам диаметры обсадных колонн и долот представлены в таблице 3.3

Таблица 8.

№ пп	Наименование колонны	Диаметр колонны, ,мм	Глубина спуска, Нк,м	Высота подъема цемента за колонной, м	Диаметр долот, ,мм	Длина колонны, Lк,м
1	Направление	426	20	до устья	490	20
2	Кондуктор	324	65	до устья	393,7	65
3	Технологическая колонна	245	350	до устья	295,3	357
4	Эксплуатационная колонна	168	1515	до устья	215,9	1713

Выбор профиля скважины

Исходные данные:

Шестиинтервальный профиль ствола скважины

Глубина скважины: Н=1515 м

Проложение скважины: А=727 м

Глубина вертикального участка: hв= 120м

Интенсивность набора зенитного угла, град/10 м - до 31,5

Интенсивность набора зенитного угла, град/10 м - до 30

Участок условной стабилизации: длина по стволу 1415м

Интенсивность набора зенитного угла, град/10 м - до 45

Интенсивность спада зенитного угла, град/100 м - до 2

1-й интервал(вертикальный участок):

h₁=120 м

2-й интервал(набора угла):

3-й интервал(набор угла):

4-й интервал(условная стабилизация):

lст = hст/сos б = 1298/cos27,11 = 1458,2м

Aст = hст*tg б = 1298*tg27,11 = 664,5м

5-й интервал(набор угла):

6-й интервал(снижение угла):

Длина скважины по стволу:

L==120+10+90,4+1458,2+100+5,0=1713м

нефтегазоносность бурение скважина литологический

Графическое изображение профиля ствола скважины представлено на рисунке 1.

Выбор способа бурения

Выбор способа бурения производится на основе опыта ранее пробуренных скважин на близлежащих месторождениях с учетом исходных данных (глубины бурения, профиля скважины, диаметров долот, типа породоразрушающего инструмента и бурового раствора).

Бурение под направление диаметром 426 мм рекомендуется вести роторным способом диаметром долота = 490мм.

Бурение под кондуктор диаметром 324 мм рекомендуется вести турбинным способом турбобуром 2ТСШ-240 в сочетании с долотами диаметром 393,7 мм.

Бурение под техническую колонну диаметром 245 мм рекомендуется вести турбинным способом турбобуром 2ТСШ-240 в сочетании с долотами диаметром 295,3 мм.

Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм проектируется вести с использованием турбобуров ДР1-176 в сочетании с долотами диаметром 215,9 мм.

При турбинном способе бурения колонна неподвижна, вращается вал забойного двигателя вместе с долотом. Турбобур устанавливают непосредственно над долотом в компоновке нижней части бурильной колонны (КНБК). При использовании забойных двигателей улучшаются условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить процесс бурения.

Таблица 10. Способы бурения

Интервал по вертикали, м	Наименование колонны	Способ бурения	Расход бурового раствора, л/с	Механическая скорость, м/ч
0-20	Направление	роторный	-	2,7
20-65	Кондуктор	турбинный	43,2	7,7
65-357	Техническая колонна	турбинный	43,2	17,5
357 - 1713	Эксплуотационная колонна	турбинный	35	26,0

Буровые растворы

Виды буровых растворов для бурения отдельных интервалов скважины выбираются в зависимости от состава горных пород, температуры, химического состава пластовых вод, характеристики продуктивных горизонтов, наличия и характера осложнений, с учетом опыта бурения скважин на Павловском месторождении, а также руководствуясь совмещенным графиком давлений.

Буровые растворы предназначены для выполнения следующих функций в процессе бурения:

- очистка забоя от частиц выбуренной породы и вынос их на поверхность потоком бурового раствора;

- охлаждение породоразрушающего инструмента.

В зависимости от состава буровые растворы могут выполнять ряд дополнительных функций:

- сохранять и повышать устойчивость стенок скважин;

- удерживать при прекращении циркуляции частицы выбуренных пород во взвешенном состоянии;

- способствовать разрушению горных пород на забое скважины;

- гасить вибрации и снижать трение бурового инструмента о стенки скважины;

- предотвращать поступление флюидов в ствол скважины;

- обеспечивать перенос энергии от насоса к забойному двигателю.

Кроме того, буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:

- приготавливаться из недорогих и нетоксичных материалов, не загрязнять окружающую среду;

- быть устойчивыми к действию минерализованных сред, снижать коррозию и абразивный износ инструмента и бурильной колонны;

- обладать тиксотропными свойствами, надежно закупоривать поры и трещины в слабонапорных горизонтах, а при вскрытии продуктивных горизонтов не ухудшить их коллекторских свойств.

Таким образом, в интервале 0-65 м, слагающимся ангидритами, доломитами, мергелями и алевролитами, бурение проводим с применением полимерэмульсионного бурового раствора.

В интервале 65-357 м скважину слагают ангидриты, доломиты, мергели (65-270 м) и известняки, доломиты(270-348) отложения. Полимерэмульсионный буровой раствор.

В интервале 357-1037 м, слагающимся известняки, доломиты и алевролиты (348 - 700) и алевролиты и песчаники(700-1037). Поэтому бурение будем проводить с применением бурового раствора ХНР.

В интервале 1037 - 1438 м, слагающимся песчаниками и алевролитами, будем бурить с применением бурового раствора ХНР.

В интервале 1438-1713 м используем буровой раствор ББР ПМГ, а затем в интервале 2108-2337м - Газожидкостную смесь. Эти растворы используются при бурении той части разреза скважины, где находятся нефтесодержащие пласты. Благодаря свойствам этих растворов снижена вероятность проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт, что позволит сохранить его коллекторские свойства.

Итоги выбора буровых растворов сведены в табл. 11.

Таблица 11 . Типы буровых растворов

Интервал по вертикали, м	Тип бурового раствора	Параметры
0-65	полимерэмульсионный БР	, УВ>20-50 c, водоотдача ?18 см3/30мин, ДНС=15-80 дПа
65-357	полимерэмульсионный БР	с = 1010 - 1030кг/м3,УВ=20-50с, водоотдача ?18 см3/30мин, ДНС=15-80 дПА
357-1037	ХНР
1037 - 1484	ХНР
1484-1713	ББР ПМГ

Примечание: УВ - условная вязкость, ДНС - статическое напряжение сдвига.

Выбор бурильной колонны

Исходя из того, что диаметр под бурение эксплуатационной колонны 215,9 мм, выбираем наружный диаметр УБТ

Диаметр бурильных труб

В соответствии с диаметром долота выбираем предпочтительный диаметр УБТ.

.

Выберем УБТ-178 мм с внутренним диаметром 71,4 мм, толщиной стенки 53,3 мм и массой одного погонного метра 163,7 кг. В соответствии с выбранными УБТ выбираем БТ по соотношению Выберем БТ с диаметром 127 мм, массой одного погонного метра 26,2 кг и толщиной стенки 9,2 мм.

Определяем длину УБТ:

- осевая нагрузка на долото;

Принимаем забойный двигатель Д2-195

Для него m=1350 кг, l=7675 мм. Значит . - вес забойного двигателя

- гидравлическая составляющая нагрузки на долото;

- коэффициент учитывающий силу Архимеда

=0,8 - коэффициент динамичности

- перепад давления на ЗД

- перепад давления на долоте;

- площадь поперечного сечения канала бурильных труб расположенных под долотом, ЗД или УБТ.

По таблице для выбранного забойного двигателя , .

Получаем длину УБТ = 20м. выберем трубы УБТ

Длина 1 трубы 9,150м.

Определяем допустимую длину бурильной колонны:

Где - допустимая растягивающая нагрузка для одной секции БТ;

- масса одного погонного метра УБТ;

- длина УБТ;

- масса забойного двигателя;

- масса одного погонного метра БТ;

- растягивающая нагрузка на предел текучести

- коэффициент запаса прочности

Так как допустимая длина 1-ой секции бурильных труб больше длины скважины, то:

Находим количество бурильных труб:

Принимаем компоновку:

Двигатель: Д2-195

УБТ: «Д»

БТ: 127Ч9,2«Д»

Для придания жесткости низу бурильной колонны в ее компоновку целесообразно включить 2-3 центратора. Кроме этого для проработки стенок скважины необходимо установить калибратор. Состав и типы элементов КНБК указаны в табл.12.

Таблица 12.

Наименование колонны	Тип центратора	Тип калибратора
Технологическая колонна	ЦС-МСГ-295,3	КС-СТ-295,3
Эксплуатационная колонна	ЦС-МСГ-215,9	КС-СТ-215,9

Выбор типов долот и режимов бурения

В основу выбора типов долот и режимов бурения положены:

а) механические свойства пород (твердость, пластичность, абразивность и др.);

б) литологический состав пород;

в) интервалы отбора керна и характеристика отбираемых пород по трудности отбора керна (сыпучие, рыхлые, крепкие и т.д.);

г) статистические показатели отработки долот по данной площади или соседним площадям.

Совокупность тех факторов, которые влияют на эффективность разрушения породы и интенсивность износа долот и которыми можно оперативно управлять в период работы долота на забое, принято называть режимом бурения. А сами факторы - параметрами режима бурения. К ним относятся:

а) осевая нагрузка на долото;

б) частота вращения долота;

в) расход очистного агента (промывочной жидкости) в единицу времени.

Сочетание этих параметров, при которых обеспечивается получении наилучших показателей работы долота, называется оптимальным режимом бурения.

Осевая нагрузка на долото выбирается с учетом твердости породы, типа долота, его диаметра и технической возможности ее обеспечения. Частота вращения долота зависит от способа бурения, осевой нагрузки на долото, типа забойного двигателя. Выберем типы долот и параметры режимов бурения для всех интервалов.

Таблица 13. Типы долот и параметры режимов бурения

Интервал по вертикали, м	Тип долота	Тип забойного двигателя	Мех. скорость, м/ч	Расход пром. жидкости, л/с	Осевая нагрузка, т
0-20	шнек	ротор	2,7	-	Вес инструмента
20-65	III-393,7 С-ЦВ	2ТСШ-240	7,7	43,2	Вес инструмента
65-357	III-295,3МС3-ГВУ	2ТСШ-240	17,5	43,2	Вес инструмента
357-1037	III-215,9 ТЗ-ЦГВУ	2ТСШ1-195	26,0	35	5-12
1037-1554	III-215,9 ТЗ-ЦГВУ	Д1-176	26	35	9-15
1554-1713	III-215,9 ТЗ-ЦГВУ	Д1-195	26	25	5-8

Крепление скважины

Технология крепления включает:

1. Подготовку ствола скважины к цементированию с использованием забойной пачки и многокомпонентных буферных систем, обеспечивающих физико-химическую обработку фильтрационной корки буровых растворов, изоляцию проницаемых пластов, исключение влияния водоносных коллекторов, отмыв органических соединений и улучшение условий замещения бурового раствора тампонажным.

2. Цементирование с использованием облегченного тампонажного состава с МСФ для надпродуктивных интервалов и тампонажного состава с низкой водоотдачей для продуктивных пластов, приготовленных по специальным технологиям.

Технологическая оснастка обсадных колонн:

Башмак - предназначен для направления обсадной колонны по стволу скважины и предотвращения повреждения низа обсадной колонны. Глубина спуска башмака равна глубине спуска колонны.

Обратный клапан - предназначен для облегчения обсадной колонны при спуске и для предотвращения обратного движения цементного раствора.

Центрирующие фонари - устанавливаются с целью концентрического расположения относительно ствола скважины. Предотвращают прилипание обсадных колонн к стенкам скважины, не устанавливаются в зоны, где есть каверны. Предназначены для облегчения спуска колонны, так как уменьшается трение.

Продавочная пробка - предназначена для разделения цементного раствора и продавочной жидкости.

Таблица 14.

Название колонны	Башмак	Обратный клапан	Центрирующий фонарь	Пробка
	тип	глубина	тип	глубина	тип	глубина	Тип
Направление	БКМ-426	200	-	-	-	-	-
Кондуктор	БКМ-324	65	ЦКОД-324	211	ЦЦ-324/394	0-221	ПП-324
Техн. колонна	БКМ-245-2	357	ЦКОД-245-2	750	ЦЦ-245/295-320-1	0-760	ПП-219Ч245
Экспл. колонна	БКМ-168	1713	ЦКОД-168-1	2098	ЦЦ-168/216-245-1	0-2108	ПП-168

Расчёт цементирования эксплуатационной колонны

Выбор высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве обсадных колонн зависит от назначения скважины, геологических условий и выбирается в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Целью цементирования затрубного пространства обсадных колонн является укрепление обсадных колонн, изоляция проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной, предотвращение перетоков пластовых жидкостей по заколонному пространству, защиты обсадных колонн от агрессивного воздействия пластовых жидкостей и др. Исходя из этого, с учетом «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», примем, что, направление, кондуктор, техническую колонну и эксплуатационная колонна цементируются на всю длину, т. е. до устья.

Крепление обсадных колонн осуществляется методом прямого одноступенчатого цементирования. Рассчитаем необходимый объем цементного раствора для цементирования эксплуатационной колонны.

V_цр=V₁ + V₂ + V₃

Где V₁ - объем в технической колонне.

=

V₂ - _{объем в открытом стволе.}

V₂=0,785((KD_д.эк)² - D²_н.эк)*(L - L₀) = 0,785((1*0,2159)² - 0,168²)*(1713 - 357) =30,25

V_{3 - объем в цементном стакане.}

где Dд - диаметр долота для бурения под ЭК, м;

Dнэк - наружный диаметр ЭК, м;

Dвнэк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

К - коэффициент кавернозности (1,1 - 1,5);

L - длина эксплуатационной колонны, м;

L₀ - длина технической колонны;

Нтк - длина технической колонны,=357 м;

Hоткр.ст - высота открытого ствола,=10 м.

сц.р. - плотность цементного раствора, = 1820 кг/м3;

спрод.ж. - плотность продавочной жидкости, = 1120 кг/м3;

Объем продавочной жидкости определим по формуле:

где kсж - коэффициент сжатия продавочной жидкости, =1,01 - 1,1. Пусть =1,05.

Масса сухого цемента для приготовления раствора:

где m - водоцементное отношение, =0,5

Масса воды для приготовления раствора:

Где К - коэффициент потери жидкости затворения, принимаем равным 1,05.

Объем хим.реагента:

Схема цементирования представлена в Рисунке 4.

Гидравлический расчет

Цель: - определить потери давления при цементировании;

- определить количество единиц цементировочной техники;

- определить время проведения операции.

Гидравлический расчет заключается в определении максимального давления на устье скважины в момент посадки пробки на стоп-кольцо.

где Р_гс - гидростатическая составляющая, МПа;

Р_гд - гидродинамическая составляющая, МПа;

Р_{обвязки} - равно 0,5-1,00 МПа.

где Ртр - потеря давления в обсадной колонне, МПа;

Ркп - потеря давления в кольцевом пространстве, МПа.

где коэффициент гидравлических сопротивлений, =0,035;

Q - расход томпонажной смеси в единицу времени, м3/с;

где k_k - коэффициент кавернозности, =1,1-1,2. Пусть =1,1;

v - скорость восходящего потока, =2м/с.

Расчет необходимого количества машин

По величине Р_max выбираем тип цементировочного агрегата 4АН-700. D_вт=115 мм, Q=17,3 л/с, Р=24 МПа.

Количество агрегатов рассчитаем как:

В соответствии с выбранным ЦА выбираем тип цементосмесительных машин 2СМН-20. Их количество найдем как:

где Q_ц - масса сухого цемента, кг;

насыпная плотность цемента, =1500 кг/м³;

V_б - объем бункера для выбранных машин, =14,5 м³.

.

Расчет продолжительности цементирования

Продолжительность цементирования определяется как:

время закачки цементного раствора;

время закачки продавочной жидкости;

- время на дополнительные операции;

время подачи 2 м³ жидкости на пониженной скорости до посадки продавочной пробки на стоп-кольцо.

где Q¹ - подача на более низкой скорости, м³/с.

Время загустевания раствора , где Т_схв - время схватывания цементного камня, =120 мин.

Время цементирования должно быть меньше времени загустевания раствора:

условие выполняется, продолжительность цементирования удовлетворяет требованиям безопасности.

Для цементирования направления и кондуктора в качестве тампонажного материала применяется портландцемент для «холодных» скважин (ГОСТ 1581-78) с добавкой в качестве ускорителя сроков схватывания хлористого кальция: для направления до 3%, для кондуктора до 2%. При цементировании эксплуатационной колонны следует использовать портландцемент для «холодных» скважин (ГОСТ 1581-78) с добавкой до 2%. В качестве буферной жидкости при цементировании эксплуатационной колонны рекомендуется техническая вода.

Таблица 15. Интервалы цементирования

Название колонны	Интервалы цементирования по вертикали, м	Тип цемента	Плотность цементного раствора, г/см3
Направление	0-20	ПЦТ-I-50	1,85
Кондуктор	0-65	ПЦТ-I-50	1,85
Техническая колонна	0-357	ПЦТ-I-50	1,85
Эксплуатационная колонна	0-1713	ПТЦ-1-50	1,85

Расчет эксплуатационной колонны на давления

Расчет эксплуатационной колонны на наружное избыточное давление

Исходные данные:

Глубина скважины Н=1515 м (по стволу 1713 м).

Уровень жидкости в скважине на момент окончания эксплуатации:

(по стволу 1142 м)

Плотность жидкости, заполняющей поры цементного камня

с = 1100 кг/м³

Плотность нефти

I На начало эксплуатации

1) для устья скважины z=0

где плотность жидкости, насыщающей поры цементного камня, =1100 кг/м³;

плотность флюида в скважине,

= 778 кг/м³.

2) у башмака предыдущей колонны z=357 м.

3) на забое скважины z=1515 м.

II На конец эксплуатации

1) для устья скважины z=0

,

где плотность жидкости, насыщающей поры цементного камня, =1100кг/м3;

плотность флюида в скважине, = 778 кг/м3.

2) у башмака предыдущей колонны z=357 м.

3) на глубине уровня жидкости z=2/3 H=1010 м.

4) на забое z=H=1515 м.

5) на 50 м выше кровли продуктивного пласта z=1388 м.

6) на 50 м ниже продуктивного пласта z=1565 м.

Для зоны эксплуатационного объекта примем коэффициент запаса прочности 1,15, для остальной части обсадной колонны - 1. Получим давление смятия Выберем трубы с диаметром 168 мм, группой прочности Д, с толщиной стенки 8,9 мм., для которых критическое давление смятия 24,4 МПа.

По рассчитанным значениям строим эпюру наружных избыточных давлений (см. Рисунок 5).

Расчет эксплуатационной колонны на внутреннее избыточное давление

В качестве опрессовочной жидкости используется техническая вода .

Внутреннее избыточное давление в общем случае определится как разность внутреннего и наружного давлений на данной глубине в определенный момент времени.

1) на устье скважины z=0.

Для Пермского края определяем

2) у башмака предыдущей колонны z=357 м.

3) на забое скважины z=H=1515 м.

Проверим, выполняется ли условие прочности колонны:

где - давление, при котором достигается предел текучести материала труб. Для выбранных труб равно 35,1 МПа.

- коэффициент запаса прочности на разрыв, =1,15.

Можно сделать вывод, что эксплуатационная колонна выдерживает внутреннее избыточное давление с необходимым запасом прочности.

По рассчитанным значениям строим эпюру внутренних избыточных давлений (см. Рисунок 6).

Расчет эксплуатационной колонны на страгивание

УQ_i=Q_ос=Уm_i*g*l - суммарный вес обсадной колонны

Уm_i - масса погонного метра обсадной колонны;

l=1713 м - длина экспл. колонны.

Q_стр=1130кН

Q_ос=36,1*9,81*1713=606,6 кН

Q_р=Q_стр/n=[Q_стр]=1130/1,15=982,61кН

Q_р> Q_ос условие выполняется.

Условие прочности выполняется.

Компоновка эксплуатационной колонны диаметром 168 мм с резьбой треугольного профиля:

Таблица 16.

Толщина стенки, мм	Группа прочности стали	Длина,м	Вес, кН
8,9	«Д»	1713	606,6

Техническая часть

Тип буровой установки (БУ) выбирается с таким расчетом, чтобы вес наиболее тяжелой бурильной колонны в воздухе составлял не более 60% от допустимой нагрузки на крюке. Разрешается в процессе работы буровой установки при необходимости (спуск обсадной колонны, аварийные работы) доводить нагрузку на крюке до 90% от допустимой.

Определим максимальный вес, который может быть на крюке БУ:

Вес бурильной колонны (Q_бк):

где: q_убт,q_бт - вес одного погонного метра утяжеленных и стальных труб соответственно;

L_убт, L_бт- длина секций утяжеленных, стальных труб соответственно;

Определим вес наиболее тяжелой обсадной колонны (эксп. колонна):

Q_ок = m·g·l;

где: m - масса одного погонного метра i-ой секции обсадных труб;

l - длинна обсадных колонны;

Q_эк = 36,1*10*1713 = 618,4 кН;

- выбор БУ ведем по весу эксп. колонны, при

Выбираем БУ-2500/160ЭУК., оснащенная буровыми насосами НБТ-600, для этой установки максимально допустимая нагрузка на крюке 1600 кН.

Должно выполняться условие:

- условие выполняется

Противовыбросовое оборудование (ПВО) устанавливается на обсадной колонне, из-под которой вскрываются продуктивные пласты. ПВО выбирают по максимальному ожидаемому давлению на устье скважины при газонефтеводопроявлении (ГНВП) и по диаметру долота, используемого для бурения из-под колонны, на которое оно установлено.

Максимальное устьевое давление при проявлении нефтяного пласта составит:

Р_у = Р_пл - с_н * g * H_пл =21,6 *10- 778*10*1515= 9,8 МПа, где

Р_пл - ожидаемое пластовое давление, с_н - плотность нефти, g - ускорение свободного падения, H_пл - глубина залегания проявляющего пласта.

Р_ПВО=1,5*Р_У =1,5*4,4 = 6,6 МПа;

Выбираем противовыбросовое оборудование: ОП5-230/80Ч35.

Заключение

Скважина № 1217 пробурена на Павловском месторождении с целью эксплуатации нефтяной залежи (горизонт Турнейский). Проектная глубина бурения 1515 м.

Бурение производилось при помощи буровой установки БУ-2500/160ЭУК.

Таблица 17

№	Показатели	Ед. измерения	Величина проектная
	Геометрические:
1	Глубина скважины	м	1515
2	Длина скважины	м	1713
3	Проложение ствола	м	727
4	Профиль		6-ми интервальный
	ОК:
5	Диаметр/длина направления	мм/м	426/20
6	Диаметр/длина кондуктора	мм/м	324/65
7	Диаметр/длина техн.колонны	мм/м	245/357
8	Диаметр/длина экспл.колонны	мм/м	168/1713
	Долота:
9	Под направление	мм	490
10	Под кондуктор	мм	393,7
11	Под технол.колонну	мм	295,3
12	Под экспл.колонну	мм	215,9
	Другое:
13	/	мм/м	178/20
14	/	мм/м	127/1686
15	Объем цементного раствора	м3	36,83
16	Объем продавочной жидкости	м3	33,03
17	Максимальное давление на устье в конце цементирования	МПа	19,93
18	Время цементирования ЭК	мин	33,98

Список литературы

1. Булатов А. И. Тампонажные материалы, М.: Недра, 1987.- 279 с.

2. Иоганин К. В. Спутник буровика, Справочник -3-е издание, перераб. и дополн.- М.: Недра 1990.-303 с.

3. Гаджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин.М.: Недра, 2000.- 487 с.

4. Долгих Л.Н. Расчеты крепления нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие; ПГТУ, 2006.- 87с.

5. Середа Н.Г.,Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. 2 изд. - М.: Недра, 1988. - 358

Размещено на Allbest.ru