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.
|
|
2.2 Тип и рецептуры промывочной жидкости для бурения интервала под кондуктор м Для бурения интервалам под кондуктор рекомендуется использовать полимерглинистый буровой раствор на водной основе. Полимерглинистые буровые растворы на водной основе, содержащие высокомолекулярные полимеры линейного строения, в подавляющем большинстве случаев применяются при бурении верхних интервалов скважин под кондуктор и техническую колонну, в основном сложенных из слабосцементированных песчаных горных пород, крепких пород (кондуктор. Характеризуется высокой гидрофильностью и псевдопластичностью - способностью разжижаться до вязкости, близкой к вязкости воды, при больших скоростях сдвига и загустевать при низких скоростях сдвига. Компонентный состав полимерглинистого раствора представлен в таблице 22. Таблица 22 – Компонентный состав полимерглинистого раствора для бурения интервалам под кондуктор Наименование хим. реагента Класс Назначение Концентрация, кг/м 3 Плотность, г/см 3 1,15 Каустическая сода Регулятор щелочности (Ph) Регулирование щелочности среды 0,5 Глинопопрошок Структурообразователь Придание раствору тиксотропных свойств, снижение фильтратоотдачи 40 Барит Утяжелители Регулирование плотности 130 40 41 Продолжение таблицы 22 Полиакриламид Понизитель фильтрации Стабилизатор, регулятор фильтрации и реологических свойств 0.5 ПАЦ НВ Понизитель фильтрации Регулятор фильтрации 5 Кальматант К Реагент-диэлектрик для борьбы с поглощениями 50 Ингибитор Ингибиторы Подавление процессов гидратации и набухания глинистых пород 1 Данные растворы после приготовления обеспечивает технологические свойства, представленные в таблице 23. Таблица 23 – Технологические свойства полимер-глинистого раствора Регламентируемые свойства Значение Плотность, г/см 3 1,15 Условная вязкость, с 35 Пластическая вязкость, сПз 18 ДНС, дПа 80 СНС 10 сек мин, дПа 20-60 Водоотдача, см мин 10 pH 9 Содержание песка, % < 1,5 42 2.3 Тип и рецептуры промывочной жидкости для бурения интервалам под эксплуатационную колонну до первичного вскрытия продуктивного пласта Для бурения интервалам под эксплуатационную колонну, до первичного вскрытия продуктивного пласта зам, предлагается использовать переведенный объем полимерглинистого бурового раствора, используемого для бурения интервала под кондуктор, разбавленного водой до необходимой плотности и обработанного реагентами для выравнивания реологических параметров, плюс необходимый объем свежеприготовленного бурового раствора. Компонентный состав полимерглинистого раствора для бурения интервалам под эксплуатационную колонну, до первичного вскрытия продуктивного пласта представлен в таблице 24. Таблица 24 – Компонентный состав полимерглинистого раствора для бурения интервалам Наименование хим. реагента Класс Назначение Концентрация, кг/м 3 Плотность, г/см 3 1,10 Каустическая сода Регулятор щелочности (Ph) Регулирование щелочности среды 0,4 Глинопорошок Структурообразователь Придание раствору тиксотропных свойств, снижение фильтратоотдачи 35 Полиакриламид Понизитель фильтрации Стабилизатор, регулятор фильтрации и 0.5 43 реологических свойств Продолжение таблицы 24 ПАЦ НВ Понизитель фильтрации Регулятор фильтрации 5 Ингибитор Ингибиторы Подавление процессов гидратации и набухания глинистых пород 1 Смазка Смазочные материалы Снижение коэффициента трения в скважине 0,18 ПАЦ ВВ Понизитель фильтрации Регулятор фильтрации 1 Данные растворы после приготовления обеспечивает технологические свойства, представленные в таблице 25. Таблица 25 – Технологические свойства полимер-глинистого раствора Регламентируемые свойства Значение Плотность, г/см 3 1,10 Условная вязкость, с 30 Пластическая вязкость, сПз 16 ДНС, дПа 70 СНС 10 сек мин, дПа 20-60 Водоотдача, см мин 10 pH 9 Содержание песка, % < 1,5 44 2.4 Тип и рецептуры промывочной жидкости для бурения интервалам под эксплуатационную колонну для первичного вскрытия продуктивного пласта Для бурения интервала 2560-2720 под эксплуатационную колонну для первичного вскрытия предлагается использовать биополимерный буровой раствор, для минимизации вредного воздействия на продуктивный горизонт. полимерный (биополимерный) раствор предотвращает набухание глинистых минералов, создает непроницаемую фильтрационную корку, содержащую легкорастворимый карбонат кальция, он прекрасно подходит для бурения в интервале продуктивного пласта. Компонентный состав полимерного (биополимерного) раствора представлен в таблице - 26. Таблица 26 – Компонентный состав полимерного (биополимерного) раствора Наименование хим. реагента Класс Назначение Концентрация, кг/м 3 Каустическая сода Регулятор щелочности (Ph) Регулирование щелочности среды 0,4 Ксантановая камедь Структурообразователь Придание раствору тиксотропных свойств, снижение фильтратоотдачи 3,6 KCL Ингибиторы Подавление процессов гидратации и набухания глинистых пород 50 Крахмал Понизитель фильтрации Регулятор фильтрации 18 45 Продолжение таблицы 26 Ингибитор Ингибиторы Подавление процессов гидратации и набухания глинистых пород 4 Смазывающая добавка ПАВ Снижение коэффициента трения в скважине 22 Карбонат кальция 5 мкр Утяжелители, закупоривающие материалы Регулирование плотности, кольматация каналов 15 Карбонат кальция 50 мкр Утяжелители, закупоривающие материалы Регулирование плотности, кольматация каналов 25 Карбонат кальция 150 мкр Утяжелители, закупоривающие материалы Регулирование плотности, кольматация каналов 12 Бактерицид Бактерициды Защита от микробиологической деструкции 0,5 Пеногаситель Пеногасители Предотвращение пенообразования 0,5 Данный раствор после приготовления обеспечивает технологические свойства, представленные в таблице 27 46 Таблица 27 – Технологические свойства полимерного (биополимерного) раствора Регламентируемые свойства Значение Плотность, г/см 3 1,10 Условная вязкость, с 50 Пластическая вязкость, сПз 15 ДНС, дПа 100 СНС 10 сек мин, дПа 40-70 Водоотдача, см мин < 6 pH 10 Содержание песка, % < 0,5 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. Расчет гидравлической программы промывки скважины выполнен в программном обеспечение для решения проектных, инженерных задачи задач оперативного контроля процесса строительства скважин «БурСофтПроект». - Результаты расчета гидравлической программы промывки скважины представлены в таблицах 28-30. 47 Таблица 28 - Гидравлические показатели промывки скважины Интервал по стволу, м Вид технологической операции Наименьшая скорость восходящего потока вот- крытом стволе, м Удельный расход, л на см к.п. Схема промывки Гидромониторные насадки Скорость истечения, м Мощность срабатываема я на долоте, л.с./дм2 от верх) до низ) Кол- во Диаметр Под направление 0 50 БУРЕНИЕ 0.30 0.036 ПЕРИФЕРИЙНАЯ 6 10 118 5.55 Под кондуктор 50 750 БУРЕНИЕ 0.32 0.036 ПЕРИФЕРИЙНАЯ 6 8 114.6 2.82 Под эксплуатацилнную колонну 750 2770 БУРЕНИЕ 0.84 0.078 ПЕРИФЕРИЙНАЯ 5 9 95.01 4.01 Отбор керна 48 2660 2720 Отбор керна 1 0.065 ПЕРИФЕРИЙНАЯ 6 9 80.20 2.89 - Таблица 29 - Режим работы буровых насосов Интервал по стволу, м Вид технологической операции Тип Количество Режим работы бурового насоса Суммарная производительность насосов винтер- вале, л/с КПД Диаметр цилиндровых втулок, мм Допустимое давление, кгс/см2 Коэффициент наполнения Число двойных ходов в мин. Производительность, л/с От верх) До низ) 0 50 БУРЕНИЕ УНБТ- 950 2 100 160 245 1 125 28 56 50 750 БУРЕНИЕ УНБТ- 950 1 100 160 245 1 120 35 35 49 750 277 0 БУРЕНИЕ УНБТ- 950 1 100 160 245 1 105 30 30 2660 272 0 Отбор керна УНБТ- 950 1 100 140 220 1 125 30 30 Таблица 30 - Распределение потерь давлений в циркуляционной системе Интервал по стволу, м Вид технологической операции Давление на стояке в конце интервала, кгс/см 2 Потери давления (в кгс/см 2 ) для конца интервала в Элементах КНБК Бурильной колонне Кольцевом пространстве Обвязке буровой установки От верх) До низ) Насадках долота Забойном двигателе 0 50 БУРЕНИЕ 115.3 99,3 0 6,0 0.1 10 50 750 БУРЕНИЕ 145 89.2 24.8 19.8 1.1 10 750 2770 БУРЕНИЕ 150.6 58.7 27.7 45.9 8.3 10 2660 2720 Отбор керна 102.3 41.8 0 42.6 8 10 50 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 интервалах м. Так как скважина является разведочной и из-за неполноты геологических данных существует вероятность нахождения продуктивных пластов выше/ниже прогнозируемой вертикали, вследствие этого планируемые интервалы отбора керна. Интервал отбора кернам Для отбора керна планируется использования бурголовки с PDC вооружением, для получения более качественного отоброного керна и обеспечения данной бурголовкой бурения двух планируемых интервалов. Выбор бурголовки с PDC вооружением обусловлен также тем, что интервал сложен твердыми горными породами. Из геолого-технического условия тип коллектора поровый – представлен песчаником. Для сохранения отоброного керна планируется использование керноприемного устройства с максимальной длинной приема керна и диаметром керна мм, а также с использования керна приемных стеклопастиковых труби цангового кернорвателя. Данное техническое решение позволит произвести максимально качественно отбор керна в планируемых интервалах. Таблица 31 – Тип проектируемой для бурения интервала отбора керна бурголовки Типоразмер Наружный диаметр, мм Диаметр керна, мм Присоединительная резьба по ГОСТ 21 ST Б Масса, кг БИТ 212,9 100 3-161 24 51 Таблица 32 – Тип проектируемого для бурения интервала отбора керна кернотборного снаряда Керноприе мное устройство Наружный диаметр корпуса, мм Максимальная длина керна за 1 рейс, м (кол-во секций) Диаметр керна, мм Длина кернопри ема, мм Резьба Масса устройства в сборе, кг верхняя нижняя УКР «кембери 172 14 (2) 10 14315 З З 1480 Таблица 33 - Технические средства и режимы бурения при отборе керна Интервал, м Тип керноотборного снаряда Параметры режима бурения Осевая нагрузка, т Частота вращения инструмента, об/мин Расход бурового раствора, л/сек 2515-2650 КМ Проектирование процессов заканчивания скважин 2.4.1 Расчет обсадных колонн на прочность 2.4.1.1 Исходные данные для расчета действующих нагрузок В качестве продавочной жидкости могут использоваться буровой раствор, на котором вскрывали продуктивный пласт, соленой раствор, на котором будет производиться вторичное вскрытие пласта. Для расчетов применяем техническую воду прод 1000 кг/м 3 Плотность нефти н = 863 кг/м 3 Плотность буферной жидкости буф 1050 кг/м 3 . (Рекомендации к выбору буферной жидкости представлены в РД 39-00147001-767-2000.) 52 Плотность тампонажного раствора нормальной плотности ρ трн =1800кг/м 3 Плотность облегченного тампонажного раствора ρ тр обл = 1400кг/м 3 Глубина эксплуатационной колонным. Глубина раздела буферной жидкости и облегченного тампонажного растворам. Высота тампонажного раствора нормальной плотности h 2 = м, рассчитывается из условияего поднятия над кровлей продуктивного пласта нам для нефтяной скважины. Высота цементного стакана ст 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. Р ни = Р н – Р в , (5) где Р н – наружное давление Р в – внутреннее давление. 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 3 и 4 53 Рисунок 3 - Схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора при снятом устьевом давлении Рисунок 4 - Схема расположения жидкостей в конце эксплуатации нефтяной скважины После проведения расчетов данные вносятся в таблицу 34 и по этим данным строится эпюра наружных избыточных давлений, рисунок 5. 54 Таблица 34 – Данные расчета наружных избыточных давлений При цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении Конец эксплуатации скважины № точки Глубинам Наружное избыточное давление, МПа № точки Глубинам Наружное избыточное давление, МПа 1 0 0 1 0 0 2 600 0.29 2 600 6.3 3 2610 8.18 3 2400 31.5 4 2740 9.20 4 2610 32.62 5 2860 9.20 5 2750 33.31 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 10 20 30 Глубинам bbНаружние избыточные давления, МПа При цементировании тампонажного раствора и снятом устьевом давлении, МПа Конец эксплуатации скважины, МПа Рисунок 5 - Эпюра наружных избыточных давлений 55 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. 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. 1. При цементировании в конце продавки тампонажной смеси, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения, схема изображена на рисунке 6. 2. При опрессовке колонны с целью проверки её герметичности, схема изображена на рисунке 7. Рисунок 6 - Схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения 56 Рисунок 7 - Схема расположения жидкостей при опрессовке обсадной колонны После проведения расчетов данные вносятся в таблицу 35 и по этим данным строится эпюра внутренних избыточных давлений, рисунок 8. Таблица 35 - Данные расчета внешних избыточных давлений При цементировании в конце продавки тампонажного раствора Опрессовка эксплуатационной колонны № точки Глубинам Внутреннее избыточное давление, МПа № точки Глубинам Внутреннее избыточное давление, МПа 1 0 18.502 1 0 9.5 2 600 18.202 2 600 8.85 3 2610 10.162 3 2610 8.195 4 2740 9.1218 4 2740 7.705 5 2750 9.1218 57 Рисунок 8 - Эпюры внутренних избыточных давлений 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 газовых скважин рекомендуется использование обсадных труб типа ОТТГ. Рассчитанные параметры секций представлены в таблице 36. 58 Таблица 36 - Характеристика обсадных колонн № секций Группа прочности Толщина стенки, мм Длинам Вес, кг Интервал установки, мм трубы секций суммарный Д 12.7 140 0.471 6728 6728 2610-2750 2 Д 11.5 180 0.471 8651 15326 2430-2610 3 Д 10.4 430 0.428 18779 35559 2000-2430 4 Д 9.2 2000 0.383 78163 11267 0-2000 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 гс кп + Р гд кп ≤ гр, (7) где гс кп – гидростатическое давление в кольцевом пространстве, МПа Р гд кп – гидродинамические потери давления в кольцевом пространстве, МПа гр – давление гидроразрыва пород на забое скважины, МПа. Согласно геологическим данным гр = МПа. Гидродинамические потери давления в кольцевом пространстве Р гд кп определяются по формуле 𝑃 гд кп = 𝜆 ∙ 𝜌 срвзв зс ∙ 𝑉 зс 2 ∙ к ∙ (к вн − эк н ∙ 𝜌 срвзв ос ос (𝐿 − к ∙ (эк д √𝑘 срвзв − эк н) P гд кп = 1.36 МПа. 59 Гидростатическое давление составного столба жидкости в кольцевом пространстве гс кп определяется по формуле гс кп = 𝑔 ∙ (буф ℎ 1 + обл тр ∙ (𝐻 − ℎ 1 − ℎ 2 ) + н тр ∙ ℎ 2 ) (9) гс кп = 30.69 МПа. Производим сравнения давлений по формуле 7: 32.05 МПа ≤ 47.3 МПа, Условия недопущения гидроразрыва пластов выполняется, принимается решение использовать прямое одноступенчатое цементирование. |