Технологические решения для строительства разведочной вертикальной скважины глубиной 2770 метров на газовом месторождении (ХМАО). Отделение нефтегазового дела бакалаврская работа тема работы Технологические решения для строительства разведочной вертикальной скважины глубиной 2770 метров на газовом месторождении (хмао)
 Скачать 2.18 Mb.
|
|
1.2 Характеристика газонефтеводоносности месторождения площади) Первый водоносный комплекс мощностью 255 метров охватывает отложения палеогенового и четвертичного возраста. Содержание комплекса характеризуется пресными и слабоминерализованными водами. Свободный дебит 100-150 м 3 /сут. Второй водоносный комплекс мощностью 885 м представлен песками и алевролитами Сеноманский комплекс. Свободный дебит 2000-2500 м 3 /сут. Третий водоносный комплекс, толщиной 755 метров представлен песками, песчаниками, алевролитами, аргиллитами и глинами. Свободный дебит до 50 м 3 /сут. Четвертый водоносный комплекс, толщиной 5 метров дебитом до 100м 3 /сут. Воды комплекса используются для питьевого водоснабжения и технологических нужд при строительстве скважины. Водоносность по разрезу скважины представлена в таблице 5 . Таблица 5 - Водоносность по разрезу скважины Интервалы залеганиям Тип коллектора Плотность, г/см 3 Свободный дебит, м 3 /сут. от до 0 255 поровый 1,009 100-150 1130 2015 поровый 1,011 2000-2500 2015 2770 поровый 1,01 50 2730 2735 поровый 1,01 100 Нефтеносность по разрезу скважины представлена в таблице 6. 21 Таблица 6 - Нефтеносность по разрезу скважины Интервалы залеганиям Тип коллектора Плотность, г/см 3 Свободный дебит, м 3 /сут Газовый фактор, м 3/ т от до 2660 2720 поровый 0,863 250 66 1.3 Зоны возможных осложнений Осложнения, являются типичными для данных горных пород. На борьбу сними уходит достаточно большое количество времени. Поэтому нужно соблюдать мероприятия по предупреждению осложнений и вовремя реагировать на изменение поведения скважины. В таблице 7 представлены возможные осложнения и их характеристика. Таблица 7 – Возможные осложнения по разрезу скважины Интервалы залеганиям Вид осложнения Характер возможных осложнений от до 0 690 Осыпи и обвалы стенок скважины интенсивные 690 2015 слабые 2015 2080 интенсивные 1130 2015 Нефтеводопроявления вода, ρ = 1,01 г/см 3 2470 2490 нефть, ρ = 0,796 г/см 3 2660 2720 нефть, ρ = 0,775 г/см 3 2730 2735 вода, ρ = 1,01 г/см 3 0 690 Прихватоопасные зоны 1130 1550 1550 2770 0 690 Поглощение бурового раствора Максимальная интенсивность поглощения дом час 22 2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА 2.1 Обоснование и расчет профиля (траектории) 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. Совмещеный график давлений представлен на рисунке 1. 23 Рисунок 1 – Совмещенный график давлений Из анализа графика градиентов пластового давления и гидроразрыва пласта видно, что несовместимых интервалов по условию бурения не наблюдается, необходимость в спуске промежуточной (технической) колонны отсутствует. 24 2.2.2 Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска 1. Направления глубина спускам. (Четвертичное отложением, величина перекрытия составляет м. 2. Кондуктор глубина спускам. (Кузнецовская свита, величина перекрытия составляет м. 3. Эксплуатационная колонна глубина спускам. (Вскрытие продуктивного пласта, бурение интервала под ЗУМППФ, величина перекрытия составляет м. Данные о количестве обсадных колонн и глубинах их спуска представлены в таблице 8. Таблица 8 – Количество обсадных колонн и глубинах их спуска Название колонны Глубина спускам По вертикали По стволу Направление 50 50 Кондуктор 750 750 Эксплуатационная колонна 2770 2770 2.2.3 Выбор интервалов цементирования В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматриваются следующие интервалы цементирования 1. Направление интервал цементирования м 2. Кондуктор интервал цементирования м 3. Эксплуатационная колонна интервал цементирования м. Цементируются с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны на высоту м для нефтяной скважины. 25 Расчет диаметров скважины и обсадных колонн Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. 1. Диаметр эксплуатационной колонны эк н, принимаем с учетом ожидаемого притока Q=250м 3 /сутки: эк н = мм Диаметр скважины под каждую колонну рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтами рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины. Расчетный диаметр долота эк д расч для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле эк д расч ≥ эк м + Δ (1) где, эк м = мм, наружный диаметр муфты обсадной трубы Δ = мм, разность диаметров ствола скважины и муфты колонны. эк д расч = мм, Выбираем долото шаршечное, диаметр долота эк д = мм. 2. Диаметр кондуктора выбирается из условия проходимости долота для бурения под эксплуатационную колонну внутри него с рекомендуемыми зазорами. Диапазон варьирования внутреннего диаметра кондуктора Dkвн определяется по формуле Dkвн = эк д + мм, (2) Dkвн = мм Dk н = мм Расчетный диаметр долота к д расч = км мм, Выбираем долото шарошечное, диаметр долота к д = мм. 3. Диаметр направления выбирается из условия проходимости долота для бурения под кондуктор внутри него с рекомендуемыми зазорами. Диапазон варьирования внутреннего диаметра направления Dkвн определяется по формуле 26 Dнвн = к д + мм, (3) Dнвн = мм н н = мм Расчетный диаметр долота н драсч = нм мм, Выбираем долото шарошечное, диаметр долота н д = мм. Рисунок 1 - Конструкция скважины Данные расчета конструкции скважины представлены в таблице 9. 27 Таблица 9 – 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 50 377 444.5 Кондуктор 0 750 0 750 273,1 349.2 Эксплуатационная колонна 0 2770 600 2770 177,8 222.3 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 Р му = Р пл – ρ н ∙g∙H кр , (4) где Р пл – пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа н – плотность нефти (см. Нефтеносность по разрезу скважины, кг/м 3 ; g – ускорение свободного падения, равное 9,81 мс кр – глубина залегания кровли продуктивного пластам. Р му = 10Мпа, Устанавливаем ОКК1-35-178х273, ОП. 1. Колонная головка, соответствующая максимальному устьевому давлению ОКК1-35-178х273. 2. ПВО, соответствующее высокому пластовому давлению, имеющие градиент ∆p пл = 0,102 МПа м ОП 28 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. 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 8. Таблица 8 – Способы бурения по интервалам скважины Интервал, м Обсадная колонна Способ бурения 0-50 Направление Роторный 50-750 Кондуктор C применением ВЗД винтовой забойный двигатель) 750-2770 Эксплуатационная колонна С применением ВЗД винтовой забойный двигатель) 29 2.4 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 типа RC для интервалов бурения под направление-кондуктор и С для интервала бурения под эксплуатационную колонну, так как они позволяют обеспечить максимальное значение величины механической скорости бурения при минимальном количестве рейсов. Характеристики выбранных долот представлены в таблице 10. Таблица 10 – Характеристики буровых долот по интервалам бурения Интервал 0-50 50-750 750-2770 Шифр долота GRD111- 444.5 GRDP625- 349,2 FD616SM- 222.3 Тип долота RC RC RC Диаметр долота, мм 444,5 393,7 222,3 Тип горных пород ММ, МС СТ Присоединительная резьба ГОСТ З З 3-152 API 7-5/8" Reg 7-5/8" Reg 6-5/8" Reg Длинам Масса, кг 320 180 63,5 G, тс Рекомендуемая 10.4 21 0,9 Предельная 31 38 13 n, об/мин Рекомендуемая 40-600 40-300 60-350 Предельная 600 300 350 Для бурения интервала под направление проектируется шарошечное долото диаметром 444.5 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 нерентабельно Для бурения интервала под кондуктор проектируется шарошечное долото диаметром 349,2 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 нерентабельно. Для бурения интервала под эксплуатационную колонну проектируется долото шарошечное диаметром 222,3 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 PDC долота механическая скорость бурения будет меньше, чем с Шарошечным, требуемая проходка обеспечена не будет. 2.5.1 Расчет осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент 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. 3. Расчет из условия допустимой нагрузки на долото. 31 Таблица 15 - Проектирование осевой нагрузки по интервалам бурения Интервал 0-50 50-750 750-2770 Исходные данные α 1 1 1 ш, кг/см 2 2500 5000 25000 д, см 50,8 39,37 24,3 η 1 1 - δ, см 1,5 1,5 - q, кН/мм 0,3 0,3 0,15 пред, кН 310 370 127 Результаты проектирования G 1 , кН 9,5 14,7 56,4 G 2 , кН 101,6 118,1 36,4 G 3 , кН 248 298 101,9 проект, кН 230-250 280-300 90-110 2.5.2 Расчет частоты вращения породоразрушающего инструмента Проектирование частоты вращения породоразрушающего инструмента по интервалам бурения представлены в таблице 16. Таблица 16 - Проектирование частоты вращения породоразрушающего инструмента по интервалам бурения Интервал 0-50 50-750 750-2770 Исходные данные л, мс 3,4 2,0 2,0 дм мм 444,5 349,2 222,3 τ, мс 6 7 - z 34 30 - α 0,9 0,7 - Результаты проектирования 32 Продолжение таблицы 16 n 1 , об/мин 127 97 157 n 2 , об/мин 270 185 - n 3 , об/мин 818 681 - проект, об/мин 130-150 100-120 160-180 Для всех интервалов бурения проектируются частоты вращения породоразрушающего инструмента согласно известной методике, обеспечивающие требуемую линейную скорость на периферии долота и эффективность процесса разрушения горных пород. 2.5.3 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. Таблица 17 - Проектирование параметров забойного двигателя по интервалам бурения Интервал 0-50 50-750 750-2770 Исходные данные дм мм - - 243,0 ос, кН - - 90 Q, Н*м/кН - - 1,5 Результаты проектирования D зд , мм - - 194,4-218,7 р, Нм - - 2880 о, Нм - - 121,5 M уд , Н*м/кН - - 30,6 33 Для интервала бурениям под эксплуатационную колонну проектируется винтовой забойный двигатель ДГР-195М.9/10.42, который отвечает требованиям по диаметру забойного двигателя, а также позволяет при заданном расходе обеспечить момент для разрушения твердых горных пород. Таблица 18 - Технические характеристики запроектированных винтовых забойных двигателей Тип двигателя Интервал, м Наружный диаметр, мм Длинам Вес, кг Расход жидкости, л/с Число оборотов, об/мин Максимальный рабочий момент, кН*м Мощность двигателя, кВт ДГР- 195М.9/10 .42 750- 2770 195 7290 133 7 25-35 108- 150 13,0 172 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». 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 таблицах 16-19. 34 Таблица 16 – КНБК для бурения секции под направлениям Типоразмер, шифр Длинам Наруж. диаметр, мм Внут. диаметр, мм Резьба низ) Тип соединения низ) Сум.вес, т Резьба верх) Тип соединения верх) Бурение под направлением М-ГВ- R-130 0,40 444,5 - 0.26 З Ниппель 2 Переводник М147хН171 0,50 203 100 З Муфта 1.235 З Муфта 3 УБТ УБТС1-229 12 229 90 З Ниппель 4.515 З Муфта 4 Переводник М147хН171 0,52 178 101 З Ниппель 5.511 З Муфта 5 УБТ УБТ х Д 12 178 80 З Ниппель 7.381 З Муфта 6 Переводник П З 0,54 178 89 З Ниппель 9.251 З Муфта 7 Бурильная труба ТБВК х Е До устья 127 107 З Ниппель 11,021 З Муфта 35 Таблица 17 – КНБК для бурения секции под кондуктор (м) № Типоразмер, шифр Длинам Наруж. диаметр, мм Внут. диаметр, мм Резьба низ) Тип соединения низ) Сум. вес, т Резьба верх) Типсоединен ия(верх) 1 Долото GRDP 625- 349.2 0,29 349,2 - 0,18 З Ниппель 2 Калибратор К 393,7 МС 1,0 349.2 70 З Муфта 0,43 З Ниппель 3 ВЗД Д 6.98 240 - З Муфта 2.09 0 З Муфта 4 Клапан обратный КОЗ Ниппель 2.20 2 З Муфта 6 УБТ УБТ х Д 12 209,5 76,2 З Ниппель 5,00 7 З Муфта 7 Переводник П З 0,54 178 89 З Ниппель 5.09 8 З Муфта 8 УБТ УБТ178\80 48 178 80 З Ниппель 12.5 88 З Муфта 9 Переводник П З 0,54 178 89 З Ниппель 12.6 33 З Муфта 1 0 БТ ТБВК х 678 127 107 З Ниппель 34.3 93 З Муфта 36 Таблица 18 – КНБК для бурения секции под эксплуатационную колонну (м) № Типоразмер, шифр Длинам Наруж. диаметр, мм Внут. диаметр, мм Резьба низ) Тип соединения низ) Сум.вес, т Резьба верх) Тип соединения верх) Бурение под эксплуатационную колонну (м) 1 Долото 222,3 МГУ 0,3 188,9 - 0.037 З Ниппель 2 Двигатель ДР 7,9 195 - З Ниппель 1.43 З Муфта 3 Клапан обратный КОЗ Ниппель 1.48 З Муфта 4 УБТ УБТ х Д 74 178 89 З Ниппель 13.027 З Муфта 5 Переводник П З 0,50 178 89 З Ниппель 13.106 З Муфта 6 Бурильная труба ТБВК х Е До устья 127 107 З Ниппель 99.366 З Муфта 37 Таблица 19 – КНБК для отбора кернам Типоразмер, шифр Длинам Наруж. диаметр, мм Внут. диаметр, мм Резьба низ) Тип соединения низ) Сум.вес , т Резьба верх) Тип соединения верх) Отбор кернам Бурголовка 222,3 МГУ 0,3 188,9 - 0.045 З Муфта 2 Кернотборны й снаряд СК-178/100 18 178 100 З Ниппель 2.31 З Муфта 3 УБТ УБТ х Д 12 178 80 З Ниппель 3.8 З Муфта 4 Переводник П З 0,5 172 89 З Ниппель 3.89 З Муфта 5 Бурильная труба ТБВК х Е До устья 127 107 З Ниппель 90,7 З Ниппель 38 2.1 Тип и рецептуры промывочной жидкости для бурения интервала под направлениям Бурение интервалам под направления производится бентонитовым буровым раствором с достаточной вязкостью и умеренной водоотдачей, т.к. верхняя часть разреза скважины представлена слабосцементированными песками и глинами. Такой раствор в отложениях неустойчивых песков формирует стабилизирующую эти породы фильтрационную корку. Разбуриваемые глины и суглинки частично переходят в раствор, вызывая повышение вязкости и СНС, которые легко снижаются до нужных значений разбавлением водой. Компонентный состав бентонитового раствора представлен в таблице 20. Таблица 20 – Компонентный состав бентонитового раствора Наименование хим. реагента Класс Назначение Концентрация, кг/м 3 Каустическая сода Регулятор щелочности (pH) Регулирование щелочности среды 1,2 Глинопорошок Структурообразователь Придание раствору тиксотропных свойств, снижение фильтратоотдачи 280 Данный раствор после приготовления обеспечивает технологические свойства, представленные в таблица 21. Таблица 21 – Технологические свойства бентонитового раствора Регламентируемые свойства Значение Плотность, г/см 3 1,19 Условная вязкость, с 40 Содержание песка, % < 2 |