Бакалаврская работа тема работы Технологические решения для строительства разведочной вертикальной скважины глубиной 2490 метров на нефтяном месторождении (Томская область)
 Скачать 2.14 Mb.
|
|
1 ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Геологические условия бурения В подразделе приводятся стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов, литологическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины, сведения по градиентам пластового, порового, горного давлений и давления гидроразрыва пород, приведенных к глубине исследования, данные представлены в приложении А. Краткая характеристика геолого-технического условия бурения скважины литологическая характеристика скважины в интервале 0-2860 м представлена в большей степени глинами, аргилитами с переслаиванием алевролитов, песчаников. По разрезу скважины представлены мягкие и средние по твердости горные породы, что обосновывает выбор породоразрушающего инструмента и оптимальные режимы бурения, для достижения максимальной механическй скорости проходки. Согласно сведениям по градиентам пластового давления и давления гидроразрыва пород несовместимых интервалов по условию бурения не наблюдается, необходимость в спуске промежуточной (технической) колонны отсутствует. 1.2 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины Нефтегазоводоносность по разрезу скважины представлена в приложении Б. Краткая характеристика нефтегазоводоносности по разрезу скважины разрез скважины представлен 3 водоносными и 1 нефтеносным пластом. Вертикальная разведочная скважина проектируется для продуктивного интервалам с забоем закрытого типа и ожидаемым дебитом 130 м 3 /сут. 12 1.3 Возможные осложнения по разрезу скважины Поглощение бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, нефтепроявления, представлены в приложении В. Краткая характеристика зоны возможных осложнений по разрезу скважины - в интервале 0-735 мм, ожидаются осыпи и обвалы горных пород, поэтому необходимо обеспечить поддержание оптимальной плотности бурового раствора, низкой водоотдаче и обработку раствора химреагентами. Также исключить длительные простои в процессе бурения, обеспечить высокую механическую скорость проходки - в интервале 0-470 мм м возможны поглощения бурового раствора, возникающие при превышении градиента поглощения вследствие несоблюдения режима бурения и плотности бурового раствора - нефтепроявление в продуктивном интервале 2460-2465 м, возникает при снижении противодавления на пласт ниже гидростатического. 13 2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА 2.1 Обоснование и расчет профиля скважины Проектируется разведочная скважина, поэтому профиль скважины во всех случаях принимается вертикальными проектировочные расчеты не производятся. 2.2 Обоснование конструкции скважины Конструкция скважины – это совокупность - числа колонн - глубин спуска колонн - интервалов затрубного цементирования - диаметров обсадных колонн - диаметров скважин под каждую колонну. При проектировании конструкции скважины необходимо стремиться к упрощению конструкции скважины, например, за счет уменьшения числа колонн, уменьшения диаметров колонн, уменьшения рекомендуемых зазоров или применения труб с безмуфтовыми соединениями. 2.2.1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя и выбор способа заканчивания скважин В связи с недостаточной геологической изученностью разреза скважин и для последующего испытания пласта в закрытом стволе скважины для всех разведочных скважин принимается забой закрытого типа. 2.2.2 Построение совмещенного графика давлений Совмещенный график давлений иллюстрирует изменение по глубине скважины градиентов пластовых давлений, градиентов давлений гидроразрыва породи градиентов давлений столба бурового раствора. [3] Совмещенный график давлений представлен в приложении Г. 14 Из анализа графика градиентов пластового давления и гидроразрыва пласта следует, что несовместимых интервалов по условию бурения не наблюдается, необходимость в спуске промежуточной (технической) колонны отсутствует. 2.2.3 Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска 1. Во избежание размыва устья скважины и перекрытия рыхлых четвертичных отложений спуск направления проектируется на глубину четвертичных отложений 40+10 м. 2. Спуск кондуктора проектируется для перекрытия всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разрезана глубину 735+65 м, таким образом, предотвращая прихваты и разобщая водоносные горизонты. 3. Спуск эксплуатационной колонны производится до подошвы нефтяного пластам, глубина зумпфа составляет 25 м Данные о количестве обсадных колонн и глубинах их спуска представлены в таблице 1. Таблица 1 – Количество обсадных колонн и глубинах их спуска Наименование обсадной колонны Глубина спускам По вертикали По стволу Направление 50 50 Кондуктор 800 80 Эксплуатационная колонна 2490 2490 2.2.4 Выбор интервалов цементирования В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматриваются следующие интервалы цементирования 1. Направление интервал цементирования 0-50 м 2. Кондуктор интервал цементирования 0-800 м 3. Эксплуатационная колонна интервал цементирования 650-2490 м. 15 Цементируются с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны на высоту 150 м для нефтяной скважины. [19] 2.2.5 Расчет диаметров скважины и обсадных колонн Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх [3]. 1. Диаметр эксплуатационной колонны D эк.н , принимаем с учетом ожидаемого притока Q = 140 м 3 /сутки [3]: D эк.н = 146,1 мм. Диаметр скважины под каждую колонну рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтами рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины. Расчетный диаметр долота D эк.д.расч для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле D эк.д.расч ≥ D эк.м + Δ , (1) где D эк.м = 166,1 мм, наружный диаметр муфты обсадной трубы Δ = 20 мм, разность диаметров ствола скважины и муфты колонны. D эк.д.расч = 186,1 мм. Выбираем долото PDC, диаметр долота D эк.д = 188,9 мм. 2. Диаметр кондукторавыбирается из условия проходимости долота для бурения под эксплуатационную колонну внутри него с рекомендуемыми зазорами. Диапазон варьирования внутреннего диаметра кондуктора D k.вн определяется по формуле [3]: D k.вн = D эк.д + 14 мм, (2) D k.вн = 202,9 мм н = 219,1 мм Расчетный диаметр долота D к.д.расч = км + Δ = 244,5 + 25 = 269,5 мм. Выбираем долото PDC, диаметр долота D к.д = 269,9 мм. 16 3. Диаметр направлениявыбирается из условия проходимости долота для бурения под кондуктор внутри него с рекомендуемыми зазорами [3]. Диапазон варьирования внутреннего диаметра направления D k.вн определяется по формуле D н.вн = D к.д + 10 мм, (3) D н.вн = 279,9 мм D н.н = 298,5 мм Расчетный диаметр долота D н.д.расч = нм + Δ = 323,9 + 39 = 362,9 мм. Выбираем долото RC, диаметр долота D н.д = 393,7 мм. Конструкция скважины представлена в приложении Г. Данные расчета конструкции скважины представлены в таблице 2. Таблица 2 – Конструкция скважины Наименование обсадной колонны Интервал установки по стволу, м Интервал цементирования по стволу, м Диаметр обсадной колонны, мм Диаметр долота, мм от до от до Направление 0 50 0 50 146,1 188,9 Кондуктор 0 800 0 800 219,1 269,9 Эксплуатационная колонна 0 2490 650 2490 298,5 393,7 2.2.6 Проектирование обвязки обсадных колонн При выборе противовыбросового оборудования и колонной обвязки необходимо учитывать величину максимального устьевого давления Р му , которая для нефтяной скважины рассчитывается по формуле [3]: Р му = Р пл – ρ н ∙g∙H кр , (4) Р му = 28,17 – 23,2 = 4,97 МПа, где Р пл = 28,17 МПа - пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа н = 825 кг/м 3 - плотность нефти, кг/м 3 ; g = 9,81 мс – ускорение свободного падениям с кр = 2460 м - глубина залегания кровли продуктивного пластам. Колонная головка, соответствующая максимальному устьевому давлению ОКК1-21-146х219. 2. ПВО, соответствующее высокому пластовому давлению, имеющим градиент Δp пл = 0,102 МПа м ОП5-230/80х35. 2.3 Углубление скважины 2.3.1 Выбор способа бурения Целесообразность применения того или иного способа бурения определяется геолого-техническими условиями. Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки скважины с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала поуже пробуренным скважинами соответствующих экономических расчётов [4]. Способ бурения определяет многие технические решения – режимы бурения, бурильный инструмент, гидравлическую программу, тип буровой установки и, как следствие, технологию крепления скважины. Выбор способа бурения по интервалам производился с учетом опыта уже пробуренных на месторождении скважина также с учетом исходных горно-геологических и технологических условий бурения. Запроектированные способы бурения приведены в таблице 3. Таблица 3 – Способы бурения по интервалам скважины Интервал, м Обсадная колонна Способ бурения 0-50 Направление Роторный 50-800 Кондуктор С применением ВЗД 800-2490 Эксплуатационная колонна С применением ВЗД 18 2.3.2 Выбор породоразрушающего инструмента Из анализа физико-механических свойств горных пород по разрезу скважины по степени абразивности и по категории буримости для строительства проектируемой скважины выбраны долота шарошечного типа для интервала бурения под направления и PDC для интервала бурения под кондуктор и эксплуатационную колонну, так как они позволяют обеспечить максимальное значение величины механической скорости бурения при минимальном количестве рейсов. Характеристики выбранных долот представлены в приложении Д. 1. Для бурения интервала под направление проектируется шарошечное долото диаметром 393,7 мм, которое обеспечит максимальную механическую скорость бурения. Выбор долота обусловлен тем, что интервал сложен мягкими горными породами, а проектирование долота типа PDC для заданного диаметра скважины экономически нерентабельно. Для бурения интервала под кондуктор проектируется долото PDC диаметром 269,9 мм, которое обеспечит максимальную механическую скорость бурения и требуемую проходку на долота. Выбор долота обусловлен тем, что интервал сложен мягкими и мягко-средними горными породами. При использование шарошечного долота механическая скорость бурения будет меньше, чем с долотом PDC [16]. 3. Для бурения интервала под эксплуатационную колонну проектируется долото PDC диаметром 188,9 мм, которое обеспечит максимальную механическую скорость бурения и требуемую проходку на долота. Выбор долота обусловлен тем, что интервал сложен мягко-средними и средними горными породами. При использование шарошечного долота механическая скорость бурения будет меньше, чем с PDC, требуемая проходка обеспечена не будет [16]. 2.3.2.1 Выбор типа калибратора Калибратор включается в компоновку низа бурильной колонны над долотом для сохранения номинального диаметра ствола по мере износа долота 19 по диаметру, придания стволу цилиндрической формы. Кроме того, калибратор центрирует КНБК в скважине, что улучшает условия работы долота, забойного двигателя. [2] 1. Для бурения интервала под направлением с шарошечным долотом использование калибратора и стабилизатора не планируется в связи с незначительным интервалом бурения, калибровка ствола секции осуществляется долотом. 2. Для бурения интервала под кондуктор 50-800 мс долотом планируется использование калибратора с прямыми лопостями, который позволит уменьшить гидравлические сопротивления при промывке скважины и обеспичит более стабильную работу долота. Выбор типа калибратора обусловлен тем, что интервал сложен мягкими и средними горными породами. [15] 3. Для бурения интервала под эксплуатационную колонну 800-2490 мс долотом планируется использование калибратора с прямыми лопостями, который позволит уменьшить гидравлические сопротивления при промывке скважины и обеспичит более стабильную работу долота. Выбор типа калибратора обусловлен тем, что интервал сложен горными породами средней твердости [15]. Характеристики наддолотных калибраторов по интервалам бурения представлены в приложении Д. 2.3.3 Расчет осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы 1. Статистический анализ отработки долот в аналогичных геолого- технических условиях. 2. Аналитический расчет на основе качественных показателей механический свойств горной породы и характеристик шарошечных долот, применения базовых зависимостей долговечности долота и механической скорости бурения от основных параметров бурения. 20 3. Расчет из условия допустимой нагрузки на долото [4]. Расчет осевой нагрузки по интервалам бурения представлен в таблице 4. Таблица 4 - Расчет осевой нагрузки по интервалам бурения Интервал 0-50 50-800 800-2490 Исходные данные α 1 1 1 ш, кг/см 2 1000 1000 4400 д, см 39,37 26,99 18,89 η 1 - - δ, см 1.5 - - q, кН/мм 10 100 300 пред, кН 230 140 100 Результаты проектирования G 1 , кН 19,7 24 154 G 2 , кН 39,4 27 56,7 G 3 , кН 184 112 80 проект, кН 180 100-110 60-80 2.3.4 Расчет частоты вращения долота Расчет частоты вращения долота по интервалам бурения представлен в таблице 5. Таблица 5 - Расчет частоты вращения долота по интервалам бурения Интервал 0-50 50-800 800-2490 Исходные данные л, мс 3,4 2 1,3 дм мм 393,7 269,9 188,9 τ, мс 8 - - z 26 - - α 0,9 - - Результаты проектирования n 1 , об/мин 165 141 131 n 2 , об/мин 270 - - n 3 , об/мин 634 - - проект, об/мин 165-250 145-180 130-165 Для всех интервалов бурения проектируются частоты вращения породоразрушающего инструмента согласно известной методике, 21 обеспечивающие требуемую линейную скорость на периферии долота и эффективность процесса разрушения горных пород [4]. 2.3.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя Тип забойного двигателя выбирается в зависимости от проектного профиля скважины, типоразмера долот, осевой нагрузки, плотности промывочной жидкости и удельного момента, обеспечивающего вращение долота [4]. Проектирование параметров забойного двигателя по интервалам бурения представлено в таблице 6. Таблица 6 - Проектирование параметров забойного двигателя по интервалам бурения Интервал 0-50 50-800 800-2490 Исходные данные дм - 0,2699 0,1889 мм - 269,9 188,9 ос, кН - 110 60 Q, Н*м/кН - 1,5 1,5 Результаты проектирования D зд , мм - 216 166 р, Нм - 948 3827 о, Нм - 135 94,45 M уд , Н*м/кН - 33,88 24,16 Для интервала бурениям (интервал бурения под кондуктор) расчетное значение крутящего момента на долото составило 36 кН*м, из опыта бурения выбирается винтовой забойный двигатель ДГР-210.7/8.49, который отвечает требованиям по диаметру забойного двигателя, а также позволяет при заданном расходе обеспечить момент для разрушения горной породы для достижения плановой механической скорости проходки. [15] Для интервала бурениям под эксплуатационную колонну проектируется винтовой забойный двигатель ДГР-165.7/8.49, который отвечает требованиям по диаметру забойного двигателя, а также позволяет при заданном расходе обеспечить момент для разрушения средних и твердых горных пород. [15] 22 Технические характеристики запроектированных винтовых забойных двигателей представлены в таблице 7. Таблица 7 - Технические характеристики запроектированных винтовых забойных двигателей Тип д ви гате ля Ин те р вал, м Нар уж н ы й ди аме тр , мм Дли н а, м В ес , кг Рас ход ж и дк ос ти , л/с Ч и сло оборотов, об/ми н М ак си мальн ы й р абоч и й моме н т, к Н*м М ощ н ос ть двигателя, кВт ДГР-210.7/8.49 50-800 235 9507 1825 19-57 48-144 12,5-21,5 48-226 ДГР-165.7/8.49 800-2490 166 8652 1015 17-38 70-160 10,0-15,5 211 2.3.6 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны Проектирование КНБК по интервалам бурения выполнено в программном обеспечение для решения проектных, инженерных задачи задач оперативного контроля процесса строительства скважин «БурСофтПроект» [18]. Выбор и расчет элементов КНБК производиться согласно геологическим условиям, конструкции скважины, бурового раствора, профиля скважины. Для создания необходимой осевой нагрузки на долото и повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ, для бурения секции под кондуктор и эксплуатационную колонну применяем винтовой забойный двигатель для обеспечения наибольшего момента для разрушения горной породы и достижения плановой механической скорости проходки. Результаты проектирование компоновки низа бурильной колонны по интервалам бурения и отбора керна приведены в приложении Д. 2.3.7 Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов Согласно геолого-технического условия бурения разведочной скважине, требованиям промышленной безопасности в нефтегазовой отрасли и технико- экономическим обоснованиям рекомендуется использовать тип и рецептуру промывочной жидкости для бурения интервалов под спуски обсадных колонн скважины и первичного вскрытия продуктивного пласта [5]: 23 - интервал бурениям под направления - бентонитовый буровой раствор - интервал бурениям под кондуктор - полимерглинистый буровой раствор - интервал бурениям под эксплуатационную колонну - полимерглинистого буровой раствор - интервал бурениям под эксплуатационную колонну для первичного вскрытия продуктивного пласта - полимерный биополимерный) буровой раствор. Запроектированные параметры буровых растворов по интервалам бурения и компонентный состав бурового раствора приведены в приложении Д. Потребное количество бурового раствора рассчитывается отдельно для каждого интервала бурения под все запроектируемые колонны и представляет собой сумму определенных объемов представленных в приложении Д. При расчете потребного количества химических реагентов необходимо учесть выполнение условия запас бурового раствора на поверхности должен быть не менее двух объемов скважины. [19] Потребное количество химических реагентов представлено в приложении Д |