Технологические решения для строительства эксплуатационной наклонно-направленной скважины глубиной 2884 метров на Самотлорском н. Гуляев Милий Всеволодович к т. н. Допустить к защите должность фио ученая степень, звание Подпись Дата Ио зав кафедры Ковалёв Артем Владимирович к т. н. Томск г 5 реферат
 Скачать 1.76 Mb.
|
|
2.2 Обоснование конструкции скважины Обоснование и расчет конструкции скважины – один из основных разделов технического проекта на строительство скважины. Конструкция скважины должна обеспечивать выполнение поставленных задач, те. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазовой залежи и проведение всего намеченного комплекса исследовательских работ в скважине. При проектировании конструкции скважины в полной мере используется последние достижения и накопленный опыт строительства скважин в данном регионе. Основной задачей при проектировании конструкции скважины является определение необходимого количества обсадных колонн для крепления ствола скважины и глубина спуска каждой колонны, согласование диаметров обсадных колонн и долот Обоснование конструкции эксплуатационного забоя скважины Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта. 1. Определение типа коллектора. Согласно геологическим данным, тип коллектора – поровый. 2. Определение однородности коллектора. 2.1. Согласно геологическим данным, продуктивный пласт является литологически неоднородным (имеет место переслаивание аргиллитов, алевролитов, песчаников и глин. 2.2. Проницаемость пород k 1 = 0,0026 мкм 2 Таким образом, коллектор является низкопроницаемым, однородным по проницаемости. 20 2.3. Продуктивный пласт является однородным по типу флюида. 2.4. Согласно геологическим данным, пл 26 МПа (нормальное пластовое давление, следовательно, продуктивный пласт по величине градиента пластового давления однородный. Расчет коллектора на устойчивость. Оценка устойчивости пород в призабойной зоне производится сравнением прочности породы коллектора на одноосное сжатие с радиальной сжимающей нагрузкой на породу в призабойной зоне скважины. Породы устойчивы, если выполняется условие σ сж ≥ σ сж расч , (1) где σ сж – предел прочности пород продуктивного пласта при одноосном сжатии (для гранулярного коллектора составляет 30 МПа, МПа σ сж расч – расчетное значение предела прочности пород продуктивного пласта при одноосном сжатии, МПа. 30 63,8 МПа. Условие (не выполняется, следовательно, коллектор неустойчив. Определение конструкции забоя. Коллектор порового типа, неоднородный, неустойчивый. Имеются близко расположенные к продуктивному пласту водонапорные горизонты. Для данного типа коллектора принимается конструкция забоя закрытого типа, в которой продуктивный объект перекрывается сплошной колонной с обязательным цементированием. Конструкция забоя представлена на рисунке 2. 21 Рисунок 2 – Конструкция забоя закрытого 2.2.2 Построение совмещенного графика давлений Совмещенный график давлений представлен на рисунке 3. Рисунок 3 – Совмещенный график давлений 22 Анализ совмещенного графика давлений позволяет сделать заключение об отсутствии интервала, несовместимого по условиям бурения. Поэтому выбирается одноколонная конструкция скважины. 2.2.3 Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска Направление спускается для предотвращения размытия устья скважины и перекрытия четвертичных отложений таких как почвенно- растительного слоя, неустойчивых глин и суглинок. Расчет глубины спуска кондуктора Минимальную глубину спуска кондуктора КН определяем, из условия недопущения гидроразрыва пород под его башмаком при ГНВП. Результаты расчетов Необходимая глубина спуска кондукторам. Эксплуатационная колонна спускается на глубину 2835 м. 2.2.4 Выбор интервалов цементирования Выбор интервалов цементирования представлен в таблице 11. Таблица 11 - Интервалы цементирования Наименование колонны Интервалы установки, м Интервалы цементирования,м По вертикали По стволу По стволу От до от до от До Кондуктор 0 800 0 804 0 804 Эксплуатационная колонна 0 2835 0 2884 653 2884 2.2.5 Расчет диаметров скважины и обсадных колонн Расчёт диаметров обсадных колонн скважины осуществляется снизу- вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, который выбирается в зависимости от ожидаемого дебита скважины. Исходя из того, что проектируемая скважина является нефтяной, учитываем дебит по нефти и по нему будет рассчитан диаметр эксплуатационной колонны. 23 Ø244,5 Исходя из расчёта диаметра эксплуатационного насоса и более доступных диаметров труб на трубной базе берём диаметр эксплуатационной колонны равной 146,1 мм. Диаметры обсадных колонн и долот представлены в таблице 12. Таблица 12 – Диаметры обсадных колонн и долот Наименование колонны Глубина спускам Диаметр колонны, мм Диаметр долота, мм Кондуктор 800 244,5 Эксплуатационная 2835 146,1 220,7 Рисунок 4 – Проектная конструкция скважины Ø244,5 Ø146,1 Ø220,7 Ø311,2 150 800 2835 24 2.2.6 Разработка схем обвязки устья скважины Разработка схем обвязки устья скважины представлена в таблице 13. Таблица 13 - Схемы обвязки устья скважины Название обсадной колонны Ти пора зм ерши фри ли название устанавливаемого устьевого и проти вов ыброс ового оборудования ГОСТ, ОСТ, МР ТУ, ТУ и т.п . на изготовление Коли че ство, шт Доп ус ти мое рабочее давление, МПа Масса, т Единицы Суммарная Кондуктор Противовыбросо вое оборудование ОП (2 шт.-ПП, 1шт.- ПК) Колонная головка ОКК1- 21-146*245 ГОСТ 13862- 90 ТУ 3665- 002- 3142957 6-97 1 1 35 35 6,025 0,680 6,025 0,680 Эксплуатационная Колонная головка ОКО верхняя часть) Фонтанная арматура АФК1- 65*210 Лубрикатор ЛМ- 210 ТУ 3665- 002- 3142957 6-97 ТУ 26 – 16 – 45 – 77 ТУ 26- 16-153- 83 1 1 1 35 35 35 - 1,239 0,430 - 1,239 0,430 2.3 Углубления скважины Углубление (механическое бурение) – это результат разрушения горных пород долотом, вращающимся с определённой скоростью и находящимся под некоторой нагрузкой при постоянном очищении забоя 25 скважины от выбуренной породы буровым раствором определённого качества, движущимся с некоторой заданной скоростью. 2.3.1 Выбор способа бурения 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 14. Таблица 14 – Способы бурения по интервалам скважины Интервал, м Обсадная колонна Способ бурения 0-804 Кондуктор ВСП(верхний силовой привод, применение ГЗД(гидравлический забойный двигатель) 804-2884 Эксплуатационная колонна ВСП(верхний силовой привод, применение ГЗД(гидравлический забойный двигатель) 2.3.2 Выбор породоразрушающего инструмента Для строительства проектируемой скважины на всех интервалах бурения выбраны долота типа PDC, поскольку они позволяют обеспечить максимальное значение величины механической скорости бурения при минимальном количестве рейсов. Выборка долот производилась из продуктовой линии ООО «НПП «Буринтех». Характеристики выбранных долот представлены в таблице 15. 26 Таблица 15 – Характеристики буровых долот по интервалам бурения Интервал 0-804 804-2884 Шифр долота БИТ 311,2 ВТ 616 СН.37-01 БИТ 220,7 ВТ 613 УСВ.322-01 Тип долота PDC Диаметр долота, мм 311,2 220,7 Тип горных пород М МС, С Присоединительная резьба ГОСТ З З API - - Длинам Масса, кг 105 46 G, тс Рекомендуемая Предельная 12 10 n, об/мин Рекомендуемая Предельная 150 150 2.3.3 Расчет осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород Осевая нагрузка на долото, как режимный параметр бурения, обеспечивает внедрение породоразрушающих элементов в горную породу. Данные осевых нагрузок по интервалам бурения представлены в таблице 16. Таблица 16 - данные осевых нагрузок по интервалам бурения 2.3.4 Расчет частоты вращения долота Рассчитанные значения частот вращения долота представлены в таблице 17. Интервал 0-804 Исходные данные α 1 1 ш, кг/см 2 1780 2945 д, см 31,12 22,07 η 1 1 δ, см 0,15 0,15 q, кН/мм 0,4 0,5 пред, кН 400 150 см 2,45 1,70 Результаты проектирования G 1 , кН 4 5 G 2 , кН 124 110 G 3 , кН 130 150 проект, кН 130 150 27 Таблица 17 - Рассчитанные значения частот вращения долота Интервал 0-804 Исходные данные л, мс 2 2 дм мм 311,2 220,7 τ, мс - - z - - α - Результаты проектирования n 1 , об/мин 123 173 n 2 , об/мин - - n 3 , об/мин - - проект, об/мин 123 173 2.3.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя В таблице 18 приведены результаты проектирования параметров забойных двигателей по интервалам бурения. Таблица 18 - Результаты проектирования параметров забойных двигателей по интервалам бурения Интервал 0-804 804-2884 Исходные данные дм мм 311,2 220,7 ос, кН 80 80 Q, Н*м/кН 1,5 1,5 Результаты проектирования D зд , мм 240 172 р, Нм 3262 2348 о, Нм 155,6 110,3 M уд , Н*м/кН 38,84 27,98 В таблице 19 приведены технические характеристик запроектированных двигателей по интервалам бурения. Таблица 19 – Технические характеристики запроектированных забойных двигателей Турбобур Диаметр, мм Длина, мм Масса, кг Расход, л/с Частота, об/мин Момент, кН*м Перепад давления, МПа КПД, % ДРУ- 240РС 240 10014 2450 30-64 70-130 10-14 10-14 45 ДРУ2- 172РС 172 8710 1284 19-38 90-140 4,5 5-15 48 28 2.3.6 Расчет требуемого расхода бурового раствора Произведен расчет требуемого расхода бурового параметра, учитывая следующие граничные условия проектирования сохранение устойчивости стенок скважины, качественная очистка забоя, необходимость полного выноса шлама, недопущение гидроразрыва и интенсивного размыва стенок скважины. По результатам проектирования построены области допустимого расхода бурового раствора и выбраны итоговые значения с учетом дополнительных проверочных расчетов обеспечение работы забойного двигателя, обеспечение производительности насосов Результаты проектирования расхода бурового раствора по интервалам бурения приведены в таблицах 20 и 21. Таблица 20 – Проектирование расхода бурового раствора Интервал 0-804 804-2884 Исходные данные дм к 1,5 1,25 кр, мс 0,15 0,11 мм с 0,041 0,047 d бт , м 0,127 0,127 мах, м 0,240 0,172 d нмах , м 0,016 0,011 n 6 5 V кпмин , мс 0,5 0,5 V кпмах , мс 1,3 1,5 см – р, г/см 3 0,02 0,02 р, г/см 3 1,16 1,12 п, г/см 3 2,1 2,1 Результаты проектирования, л/с 41 21 Q 2 , л/с 26 17 Q 3 , л/с 89 36 Q 4 , л/с 50 18 Q 5 , л/с 56 32 Q 6 , л/с 60 34 Дополнительные проверочные расчеты Q табл , л/с 0,05 0,031 табл, кг/м 3 1010 1010 ρ бр , кг/м 3 1160 1120 M, Нм 1300 840 табл, Нм 14000 4500 29 Продолжение таблицы 20 m 2 1 n 0,9 0,9 н, л/с 79 79 пров, л/с 14 12 пров, л/с 142 71 Таблица 21 – Проектирование областей допустимого расхода бурового раствора Интервал 0-804 804-2884 Исходные данные, л/с 41 21 Q 2 , л/с 26 17 Q 3 , л/с 89 36 Q 4 , л/с 50 18 Q 5 , л/с 56 32 Q 6 , л/с 60 34 Области допустимого расхода бурового раствора ΔQ, л/с 58 31 Запроектированные значения расхода бурового раствора Q, л/с 54 27 2.3.7 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны Расчет компоновки бурильной колонны производился для интервала бурения под эксплуатационную колонну, поскольку для остальных интервалов расчеты идентичные. Произведен выбор бурильных утяжеленных и стальных труб, требуемые расчеты бурильной колонны на прочность при нагрузках на растяжение, сжатие и изгиб. Выбор оборудования произведен с учетом требуемого нормативного запаса. Результаты расчета бурильной колонны для интервала бурения под эксплуатационную колонну приведены в таблицах 22. 30 Таблица 22 - расчета бурильной колонны для интервала бурения под эксплуатационную колонну УБТ секции Тип Диаметр, мм Длинам Масса, кг 1 НУБТ 172 9,45 1200 Бурильные трубы секции Тип Диаметр, мм Длинам Масса, кг 1 ТБПК–127 9,2 127 150 4683 2 ТБПК–127 9,2 127 2694 84120 Расчет на наружное избыточное давление н, кгс/мм 2 5,8 Выполняется условие запаса прочности (n>1,15) кр, кгс/мм 2 6,68 кр н Да Нет В таблице 23 представлено проектирование КНБК для кондуктора. Таблица 23 – КНБК под бурение кондукторам п/п Интервал по стволу, м Типоразмер, шифр Масса, кг Длина без учета нипеля, мот до 1 0 804 Долото БИТ 311,2 ВТ 616 СН.37-01 1 105 0,35 Калибратор 1-UCP 311,1 103 0,40 Двигатель ДРУ-240РС 1 2450 10,14 Элемент телесистемы Удлинитель немагнитный 360 9,45 Элемент телесистемы Изолятор в сборе 210 2,30 Шламоуловитель ШУ 305 3,33 Клапан обратный БОКС 43 0,44 Переводник П 133/147 58 0,42 БТ х 14236 456 Калибратор 1-UCP 311,1 103 0,40 БТ х 10015 321 Σ 27988 804,23 31 В таблице 24 представлено проектирование КНБК для эксплуатационной колонны. Таблица 24 – КНБК под бурение эксплуатационной колонным п/п Интервал по стволу, м Типоразмер, шифр Масса, кг Длина без учета нипеля, мот до 1 804 2884 Долото БИТ 220,7 ВТ613УСВ.322-01 1 46 0,34 Двигатель ДРУ2-172РС 1 1284 8,71 Клапан обратный КОБК х 51 0,41 Переводник П 133/147 58 0,42 Калибратор КРп-215,9-2СТ 6 170 0,9 НУБТ 6-3/4 1200 9,45 Переводник подвесной 6-3/4 216 2,00 НУБТ 6-3/4 1200 9,45 Переводник Н 133/133 53 0,2 Калибратор КРп-215,9-2СТ 6 170 0,9 БТ 127 9,2 4683 150 Яс RDT-2HM-172 733 6,8 БТ 127 9,2 84120 2694 Σ 93983 2883,58 2.3.8 Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов Для очистки бурового раствора проектируется четырехступенчатая система очистки, которая включает отечественное и импортное оборудование, которое обеспечит наилучшую очистку раствора от выбуренной горной породы. Запроектированные параметры буровых растворов по интервалам бурения приведены в таблице 25. В таблице 26 представлен компонентный состав бурового раствора, а на рисунке 5 приведена схема очистки бурового раствора. 32 Таблица 25 – Запроектированные параметры бурового раствора по интервалам бурения Интервал бурения (по стволу, м Плотность, г/см 3 СНС 1 , дПа СНС 10 , дПа Условная вязкость, сек Водоотдача, см мин рН Содержание песка, от до 200 1,14-1,18 50-70 50-70 Не более 12 Не более 3 200 400 1,16-1,20 50-70 50-70 Не более 12 Не более 3 400 804 1,16-1,20 50-70 50-70 Не более 12 Не более 3 804 2000 1,03-1,01 1-10 5-20 18-25 8-14 Не более 8 2000 2549 1,10-1,12 10-20 20-40 Не более 8 Не более 10 2549 2884 1,12 10-35 30-60 Не более 8 Не более Таблица 26 – Компонентный состав бурового раствора по интервалам бурения Интервал (по стволу, м Название (тип) бурового раствора и его компонентов от (верх) до (низ 804 Глинистый Бентонитовый глинопорошок, натрий-карбоксиметилцеллюлоза, гипан, сода кальцинированная, сода каустическая, бикарбонат натрия, НТФ 804 2884 Полимерглинистый Полиакрилат натрия, полиакриламид, ксантановый биополимер, бентонитовый глинопорошок, смазочная добавка, ингибитор глин, бикарбонат натрия, кальцинированная сода, каустическая сода, добавка смазочная, rapid Sweep, пеногаситель, бактерицид, баритовый концентрат КБ, кальматант карбонат кальция, НТФ 33 Рисунок 5 - Схема очистки бурового раствора 1 – скважина 2 – вибросито Swaco ALS-II; 3 – пескоотделитель ПЦК-360М; 4 – вибросито ВС-1; 5 – илоотделитель ИГ-45; 6 – центрифуга ОГШ-50. 2.3.9 Выбор гидравлической программы промывки скважины Производится расчет гидравлической программы промывки для интервала бурения под эксплуатационную колонну. Для остальных интервалов бурения – расчеты идентичные. Определяются потери давления на гидравлические сопротивления при прокачке бурового раствора по циркуляционной системе. Исходные данные для расчета приводятся в таблице 27, а в таблице 28 приводятся результаты расчета гидравлической программы промывки для интервала бурения под эксплуатационную колонну. 34 Таблица 27 – исходные данные Н (по стволу, м дм Р пл , МПа Р гд , МПа п, кг/м 3 2884 0,2207 1,25 24 32,3 2340 Q, мс Тип бурового насосам, мс п, Паст, Па ρ пж , кг/м 3 0,032 УНБ-950 0,0053 0,016 15 1120 КНБК Элемент нм, м в, м ПК 127-9 Д 0,127 2844,42 0,109 ДРУ-172РС 0,172 8,71 0,08 НУБТ 0,172 9,45 0,076 Таблица 28 – Результаты проектирования гидравлической программы промывки скважины кр, кг/м 3 φ d c , м Vкп, мс ΔР зд , МПа Ро, МПа 1496 0.99 0,27 0,6;0,8;0,8 2,2 0,14 ΔР г , МПа ΔР р , МПа дм с Ф, м, мм 0,4 2.6 80 0,0003 12 КНБК Кольцевое пространство Элемент кр Re кп Sкп ΔPкп ΔPмк ПК 127-9 Д 28246 19954 176 1,55 0,18 ДРУ-172РС 18967 29117 56 0,007 0,0009 НУБТ 18967 29117 56 0,007 0,0009 Внутри труб Элемент кр Re кп λ т ПК 127-9 Д 21182 26178 0,2 2,9 ДРУ-172РС 15429 35668 0,21 0,04 НУБТ 14659 37546 0,22 0,06 Таблица 29 – Режим работы буровых насосов Интервал по вертикали, м Удельный расход, л/ с/см 2 Ти п буровых насосов Режим работы буровых насосов От До Количество насосов, шт Ди ам етр цилиндровых втулок, мм Допустимое давление, МПа К оэфф иц ие нт наполнения Чи сло двойных ходов в минуту Производительность, л/ с 0 800 0,084 УНБТ -950 2 170 17 0,9 60 32 800 2835 0,084 УНБТ -950 1 170 17 0,9 60 32 35 2.4 Проектирование процессов заканчивания скважин 2.4.1 Расчет обсадных колонн В таблице 30 представлены исходные данные к расчету. Таблица 30 – Исходные данные к расчету обсадных колонн Параметр Значение Параметр Значение плотность продавочной жидкости прод, кг/м 3 1000 плотность буферной жидкости ρ буф , кг/м 3 1100 плотность облегченного тампонажного раствора ρ тр обл, кг/м 3 1450 плотность тампонажного раствора нормальной плотности ρ тр н, кг/м 3 1850 плотность нефти н, кг/м 3 846 глубина скважины, м 2884 высота столба буферной жидкости h 1 , м 654 высота столба тампонажного раствора нормальной плотности h 2 , м 134 высота цементного стакана h ст , м 10 динамический уровень скважины дм Расчет наружных избыточных давлений 1 случай при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении. На рисунке 6 представлена схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора при снятом устьевом давлении (с учетом выхода буферной жидкости до поверхности) для эксплуатационной колонны. 36 Рисунок 6 – Схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора при снятом устьевом давлении В таблице 31 представлены результаты расчета наружных избыточных давлений в каждой точке при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении. Таблица 31 – Результаты расчета наружных избыточных давлений в каждой точке при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении Номер точки 1 2 3 4 5 Глубина расположения точки, м 0 654 2750 2874 2884 Наружное избыточное давление, МПа 0 0,65 10,08 11,22 11,32 2 случай конец эксплуатации скважины На рисунке 7 представлена схема расположения жидкостей в конце эксплуатации нефтяной скважины (с учетом выхода буферной жидкости до поверхности) для эксплуатационной колонны. 37 Рисунок 7 – Схема расположения жидкостей в конце эксплуатации нефтяной скважины В таблице 32 представлены результаты расчета наружных избыточных давлений в каждой точке при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении. Таблица 32 – Результаты расчета наружных избыточных давлений в каждой точке при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении Номер точки 1 2 3 4 5 Глубина расположения точки, м 0 654 1922 2750 2884 Наружное избыточное давление, МПа 0 7,19 20,98 22,98 23,7 Эпюра наружных избыточных давлений представлена на рисунке 8. |