Бакалаврская работа тема работы Технологические решения для строительства разведочной вертикальной скважины глубиной 2490 метров на нефтяном месторождении (Томская область)
 Скачать 2.14 Mb.
|
|
2.3.8 Выбор гидравлической программы промывки скважины Расход промывочной жидкости должен обеспечить - эффективную очистку забоя скважины от шлама - транспортирование шлама на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины - устойчивую работу забойного двигателя - предотвращение гидроразрыва горных пород - обеспечение гидромониторного эффекта - предотвращение размыва стенки скважины и т.д. [5] 24 Спроектированые параметры забойного двигателя по интервалам бурения и области допустимого расхода бурового раствора представлены в приложении Д. Запроектированный расход бурового раствора для бурения интервала под направления принимается 65 л/с исходя из возможностей оборудования буровой установки. Запроектированный расход бурового раствора для бурения интервала под кондуктор принимается 40 л/с для обеспечения эффективной очистки забоя скважины, породоразрушающего инструмента, для стабильной работы ВЗД, выноса шлама и предотвращения осложнений. Запроектированный расход бурового раствора для бурения интервала под эксплуатационную колонну принимается 15л/с, незначительное увеличения расхода бурового не приведет к размыву стенок скважины, но обеспечит стабильную работу ВЗД. Также расчет гидравлической программы промывки скважины был выполнен в программном обеспечение для решения проектных, инженерных задачи задач оперативного контроля процесса строительства скважин «БурСофтПроект» [18]. Результаты расчета гидравлической программы промывки скважины в программном обеспечении «БурСофтПроект» представлены в приложении Д. 2.3.9 Технические средства и режимы бурения при отборе керна При строительстве проектируемой разведочной скважины планируется отбор керна для анализа нефтеносных пластов. Согласно геолого-техническому условию нефтеносность по разрезу скважины присутствует в интервале 2460- 2465 м. Так как скважина является разведочной и из-за неполноты геологических данных существует вероятность нахождения продуктивных пластов выше/ниже прогнозируемой вертикали, вследствие этого планируемый интервал отбора кернам Для отбора керна планируется использования бурголовки с PDC вооружением, для получения более качественного отоброного керна и обеспечения данной бурголовкой бурения трех запланируемых интервалов. Выбор бурголовки с PDC вооружением обусловлен также тем, что интервал сложен твердыми породами. Из геолого-технического условия тип коллектора поровый – представлен аргиллитом и песчаником. Для сохранения отоброного керна планируется использование керноприемного устройства с максимальной длинной приема керна и диаметром керна 80 мм, а также с использования керна приемных стеклопастиковых труби цангового кернорвателя. Данное техническое решение позволит произвести максимально качественно отбор керна в планируемых интервалах. Характеристика проектируемой для бурения интервала отбора керна бурголовки представлена в таблице 8. Таблица 8 – Тип проектируемой для бурения интервала отбора керна бурголовки [16] Типоразмер Наружный диаметр, мм Диаметр керна, мм Присоединительная резьба по ГОСТ Б Масса, кг БИТ См Характеристика проектируемого для бурения интервала отбора керна кернотборного снаряда представлена в таблице 9. Таблица 9 – Тип проектируемого для бурения интервала отбора керна кернотборного снаряда [16] К ер н оп ри ем н ое ус тр ой ство Н ар уж н ый ди ам етр к ор п ус а, м м М ак си м аль н ая длин а керна за 1 рейс, м (кол -во секций Диаметр керна, мм Длин а к ер н оп ри ем а, мм Резьба Масса устройства в сборе, кг Верх Низ СК-136/80 ТРИАС 136 18 (3) 80 14835 З (м) З (н) 2030 Режимы бурения при отборе керна представлены в таблицы 10. 26 Таблица 10 - Технические средства и режимы бурения при отборе керна [16] Интервал, м Тип керноотборного снаряда Параметры режима бурения Осевая нагрузка, т Частота вращения инструмента, об/мин Расход бурового раствора, л/сек 2450-2475 СК-136/80 ТРИАС 2-5 60-120 18-25 2.4 Проектирование процессов заканчивания скважин 2.4.1 Расчет обсадных колонн на прочность 2.4.1.1 Исходные данные для расчета действующих нагрузок Для расчетов применяем техническую воду прод = 1000 кг/м 3 Плотность нефти н = 825 кг/м 3 Плотность буферной жидкости буф = 1100 кг/м 3 . Рекомендации к выбору буферной жидкости представлены в РД 39-00147001-767-2000 [20]. Плотность тампонажного раствора нормальной плотности ρ трн = 1800 кг/м 3 Плотность облегченного тампонажного раствора ρ тр обл = 1400 кг/м 3 Глубина эксплуатационной колонным. Глубина раздела буферной жидкости и облегченного тампонажного растворам. Высота тампонажного раствора нормальной плотности h 2 = 80 м, рассчитывается из условия его поднятия над кровлей продуктивного пласта нам для нефтяной скважины. Высота цементного стакана h ст = 10 м. 2.4.1.2 Расчет наружных избыточных давлений Наружное избыточное давление – разность между наружным давлением, действующим на обсадную колонну со стороны кольцевого пространства, и внутренним, действующим внутри обсадной колонны [8]. Рни = Рн – Рв, (5) где Рн – наружное давление, МПа Рв – внутреннее давление, МПа. 27 В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений. Имеются три таких случая 1. При цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении 2. При снижении уровня жидкости в колонне при испытании на герметичность и при вызове притока (вначале эксплуатации 3. В конце эксплуатации за счет снижения уровня флюида для нефтяных скважин и снижения давления для газовых скважин. Расчет соответствующего случая начинается с построения схемы расположения всех возможных (геолого-технологических) уровней за колонной и внутри колонны и по этой схеме выбираются расчётные точки (в местах изменения плотности или высоты расположения жидкостей, рисунок 1 и 2 [8]. Рисунок 1 - Схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора при снятом устьевом давлении 28 Рисунок 2 - Схема расположения жидкостей в конце эксплуатации нефтяной скважины После проведения расчетов данные вносятся в таблицу 11 и по этим данным строится эпюра наружных избыточных давлений, рисунок 3. Таблица 11 – Данные расчета наружных избыточных давлений При цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении Конец эксплуатации скважины № т. Глубина метры) Наружное избыточное давление (МПа) № т. Глубина метры) Наружное избыточное давление (МПа) 1 0 0 1 0 0 2 650 0,63 2 650 7.15 3 2410 7,53 3 1660 17,755 4 2480 8,09 4 2410 19,443 5 2480 8,09 5 2490 19,863 29 Рисунок 3 - Эпюра наружных избыточных давлений 2.4.1.3 Расчет внутренних избыточных давлений Внутреннее избыточное давление – разность между внутренним давлением, действующим внутри обсадной колонны, и наружным, действующим на обсадную колонну со стороны кольцевого пространства [8]. Рви = Р в – Р н , (6) где Р в – внутреннее давление, МПа Р н – наружное давление, МПа. Расчёт внутренних избыточных давлений производится, как и для наружных избыточных давлений для периода времени, когда они достигают максимальных давлений. Имеются два таких случая [8]: 1. При цементировании в конце продавки тампонажной смеси, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения, схема изображена на рисунке 4. 2. При опрессовке колонны с целью проверки её герметичности, схема изображена на рисунке 5. 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 5 10 15 20 Глубинам bbНаружние избыточные давления, МПа При цементировании тампонажного раствора и снятом устьевом давлении, МПа Конец эксплуатации скважины, МПа 30 Рисунок 4 - Схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения Рисунок 5 - Схема расположения жидкостей при опрессовке обсадной колонны 31 После проведения расчетов данные вносятся в таблицу 12 и по этим данным строится эпюра внутренних избыточных давлений, рисунок 6. Таблица 12 - Данные расчета внешних избыточных давлений При цементировании в конце продавкитампонажного раствора Опрессовка эксплуатационной колонны № т Глубина метры) Внутреннее избыточное давление МПа) № т. Глубина метры) Внутреннее избыточное давление(МПа) 1 0 16,87 1 0 12,5 2 650 16,22 2 650 11,85 3 2410 9,22 3 2410 10,97 4 2480 8,62 4 2490 10,69 5 2490 8,62 Рисунок 6 - Эпюры внутренних избыточных давлений 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 5 10 15 Глубина, м Внутренние избыточные давления, МПа При цементировании в конце продавки тампонажного раствора, МПа Опрессовка эксплуатационной колонны, МПа 32 2.4.1.4 Конструирование обсадной колонны по длине К параметрам обсадной колонны при заданном диаметре, при разработке конструкции скважины, относятся группа прочности материала труб, толщина стенок и длина секций с соответствующей группой прочности и толщиной стенки. Рекомендуется использовать по возможности наиболее дешёвые обсадные трубы, поэтому для начала расчёта выбираются трубы группы прочности Д. Принимаются также тип обсадных труби вид исполнения категории А. Для нефтяных скважин рекомендуется использование обсадных труб типа ОТТМ. [9] Рассчитанные параметры секций представлены в таблице 13. Таблица 13 - Характеристика обсадных колонн № секции Группа прочности Толщина стенки, мм Длинам Вес, кН Интервал установки 1 м трубы секции суммарный 1 Д 7,7 80 0,251 20 514,3 2490-2410 2 Д 7,0 10 0,229 2,9 2410-2400 3 Д 6,2 2400 0,205 492 0-2400 2.4.2 Расчет и обоснование параметров цементирования эксплуатационной колонны 2.4.2.1 Обоснование способа цементирования Проверяется условие недопущения гидроразрыва пластов или поглощения раствора по формуле [10]: гс кп + Р гд кп ≤ гр, (7) где гс кп – гидростатическое давление в кольцевом пространстве, гс кп = 32,6 МПа Р гд кп – гидродинамические потери давления в кольцевом пространстве, P гд кп = 0,14 МПа гр – давление гидроразрыва пород на забое скважины, МПа. Согласно геологическим данным гр = 45,68 МПа. 33 Производим сравнения давлений по формуле 7: 39,3 МПа ≤ 47,9 МПа. Условия недопущения гидроразрыва пластов выполняется, принимается решение использовать прямое одноступенчатое цементирование. 2.4.2.2 Расчет объёмов буферной жидкости, тампонажного раствора и продавочной жидкости Объемы буферной, тампонажного раствора и продавочной жидкости представлены в таблице 14. Таблица 14 – Объемы буферной, тампонажного раствора и продавочной жидкости. Наименование жидкости Расчётный объём, м 3 Буферная жидкость 15,35 Облегченный тампонажный раствор 31,46 Тампонажный раствор нормальной плотности 1,36 Объём продавочной жидкости 31,57 2.4.2.3 Определение необходимых количеств компонентов буферной жидкости и тампонажного раствора Расчет количества компонентов сухой тампонажной смеси и жидкости для её затворения производят с учётом водоцементного отношения и оптимальной плотности цементного раствора. Количество составных компонентов тампонажной смеси представленны в таблице 15. 34 Таблица 15 - Количество составных компонентов тампонажной смеси Наименование ж и дк ос ти Объе м жидкости, м 3 Плотн ос ть жидкости, к г/м 3 Объе м воды для приготовления жидкости, м 3 Наи ме н ован и е к омп он ен та М ас са к омп он ен та (кг) / к олич ес тво ме ш к ов (ш т.) Наи ме н ован и е ц еме н та М ас са цемента (т / количество мешков (ш т.) Буферная 3,83 1100 15,35 МБП-СМ 268,6 / 11 - - 11,51 МБП-МВ 172,7 / 7 - - Облегченный тампонажный раствор 31,46 1400 21 НТФ 8.75 / 1 ПЦТ-III- Об(4)-100 34,20 / 35 Тампонажный раствор нормальной плотности 1.36 1800 0,8 НТФ 1.1 / 1 ПЦТ-II- 150 3,15/ 4 2.4.2.4 Выбор типа и расчёт необходимого количества цементировочного оборудования Рассчитывается давление на насосе «продавочного» цементировочного агрегата [10]: Р ца ≥ Р цг / 0,8 (8) где Р цг – давление на цементировочной головке в конце цементирования МПа, Р цг = 16,42 МПа 20,53 МПа ≥ 16,42 МПа. Выбирается ближайшее большее давление, развиваемое цементировочным агрегатом ЦА-320. Технические характеристики насоса Т агрегата ЦА-320 приведены в таблице 16. Таблица 16 - Технические характеристики насоса Т цементировочного агрегата ЦА-320 Диаметр втулок, мм Развиваемое давление, МПа Идеальная подача, л/с Скорость коробки передач Скорость коробки передач 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 100 - 32 18 12 7,6 - 3,2 6,1 9,3 14,1 35 Рассчитывается необходимое число цементосмесительных машин исходя из суммарной массы тампонажной смеси, расположенной в их бункерах [10]: m = сух б, (9) 1. Для облегченной тампонажной смеси m = 2 машины типа УСНУ 2. Для тампонажной смеси нормальной плотности m = 1 машина типа УСНУ. 3. Число цементировочных агрегатов, работающих для затворения тампонажного раствора определяется с таким учетом, что на каждую цементосмесительную машину работает один агрегат 3 машины ЦА - 320. По результатам расчёта количества и выбора цементировочной техники разрабатывается технологическая схема обвязки цементировочного оборудования, представлена в приложении Е. 2.4.3 Выбор технологической оснастки обсадных колонн Технологическая оснастка обсадных колонн представленна в таблице 17. Таблица 17 – Технологическая оснастка обсадных колонн [11] Тип колонны, усл, мм Башмак Обратный клапан Пробка разделительная продавочная Центратор, количество, шт) Цементировочная головка Направление, усл мм БКМ- 299 ОТТМ - - - Глухой переводник с КП-1 Кондуктор, усл мм БКМ- 219 ОТТМ ЦКОДМ - 219 ОТТМ ПРП-Ц-219 ЦЦ-219/270 (16) ГЦУ-219 А Экспл. колонна, усл мм БКМ- 146 ОТТМ ЦКОДМ - 146 ОТТМ ПРП-Ц-146 ЦЦ-146/191- 216 (50) ГЦУ-146 А 36 2.4.4 Проектирование процесса испытания и освоения скважины 2.4.4.1 Проектирование перфорационного оборудования для вторичного вскрытия продуктивного пласта Для вторичного вскрытия продуктивного пласта будет использован кумулятивный перфоратор ПКО АТ. Мощность продуктивного пласта согласно геологическим данным составляет 5 м, глубинам. Перфоратор кумулятивный корпусной однократного применения с возможностью спуска как на кабеле, таки на НКТ, предназначен для вторичного вскрытия пластов в скважинах, заполненных жидкостью, газоконденсатом или газом, рекомендуется к применению в обсадных трубах диаметром 140, 146 мм, представлен на рисунке 7 Рисунок 7 - ПКО АТ Основные технические характеристики перфорационных систем однократного применения ПКО 89-АТ представленны в таблице 18. Для перфорации продуктивной зоны пласта перфоратором КПО-114 потребуется две спуско-подъемной операции перфорационного комплекса в составе из 5 секций пом. Таблица 18 - Основные технические характеристики перфорационных систем однократного применения ПКО АТ Технические характеристики ПКО89-АТ Наружный диаметр, мм 89 Фазировка, ° 60 Плотность перфорации, отв./м 10, 20 Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа 80/103,5/130 Максимально допустимая температура, С 150/200 Длина корпусов, м 1/2/3/4/5/6 37 2.4.4.2 Выбор пластоиспытателя Комплекс пластоиспытательный ИПГ-95У предназначен для исследования скважин с целью определения гидродинамических характеристик пластов. Проведение испытаний в многоцикловом режиме, отбор герметизированных проб пластовой жидкости в конце подъема комплекса из скважины. Условия эксплуатации - исследование в открытых стволах от 118 до 168 мм, исследование в обсаженных колонной скважинах диаметрами 127, 178 мм. Работа в среде глинистого раствора, нефти, пластовой воды и т.д. Состав ИПГ-95У представлен на рисунке 8, технические характеристики комплекса пластоиспытательного ИПГ-95У представленны в таблице 19. Рисунок 8 - состав ИПГ-95У: 1. Испытатель пластов гидравлический ИПГ-95У; 2. Приставка многоцикловая ПМ-95М; 3. Пакер цилиндрический ПЦ1-95 4. Ясс гидравлический закрытого типа ЯГЗ-95; 5. Якорь ЯК (ЯК, ЯК 6. Замок аварийный ЗА 7. Фильтр Ф 8. Клапан циркуляционный комбинированный КЦК-95; 9. Патрубок приборный ПП-95; 10. Башмак Б 11. Устройство уравнительное УУ-95; 12. Переходник левый ПЛ 13. Пакер цилиндрический неуравновешенный ПЦН-95 Таблица 19 - Технические характеристики комплекса пластоиспытательного ИПТ-116 Технические характеристики ИПГ-95У Наружный диаметр, мм 95 Диаметр проходного канала, мм 20 Объем тормозной камеры, см 600 Длина, мм 2263 Масса, кг 90 Максимальный перепад давления, МПа 35 Оптимальная сжим. нагрузка, кН 80-100 Рабочий ход, мм 150 Присоединительная резьба 3-76 38 |