ооарбаб. Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная
 Скачать 4.62 Mb.
|
|
2.2.2 Выбор конструкции эксплуатационного забоя скважины На выбор конструкции забоя влияет строение пласта, его фильтрационно-емкостные свойства, состав содержащихся в нём жидкостей и газов, количество продуктивных горизонтов и величина коэффициента аномальности пластовых давлений. Правильно выбранная конструкция забоя скважины в интервале продуктивного объекта должна сочетать элементы, обеспечивающие следующие требования: устойчивость ствола; разобщение напорных горизонтов; проведение технико-технологических воздействий на пласт; ремонтно-изоляционные работы; длительную эксплуатацию скважины с оптимальным дебитом. Вскрытие продуктивного пласта представляет собой комплекс работ, связанный с его разбуриванием, обеспечением прочности и устойчивости призабойной части скважины, а также с сообщением эксплуатационной колонны с продуктивным пластом после крепления ствола. Устойчивость пород призабойной зоны можно рассчитать по формуле:  (2.12)где μ - коэффициент Пуассона, μ=0,30; γгп - удельный вес горной породы, γгп = 2,1·104 Н/м3; H - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, Н = 2798 м; Pпл - пластовое давление, Pпл = 61,4 МПа; Р - давление столба жидкости на забой скважины в конце эксплуатации, Р = 18 МПа; σСЖ - предел прочности горных пород при одноосном сжатии, для глины σСЖ = 32 МПа. Тогда правая часть неравенства 2.12 равна:  Т.к. σСЖ = 32<84,5, то условие 2.12 не выполняется. Таким образом, расчётное значение устойчивости коллектора более, чем в два раза превышает предел прочности глины, что соответственно влияет на конструкцию эксплуатационного забоя. Учитывая все перечисленные факторы, выбираем конструкцию «закрытого забоя». При бурении данной скважины выбираем следующий способ вскрытия продуктивного пласта: продуктивный пласт пробуриваем до глубины на 50 метров ниже подошвы продуктивного горизонта, не перекрывая, предварительно, вышележащие породы. Затем спускаем обсадную колонну до забоя и цементируем. Для сообщения обсадной колонны с продуктивным пластом производим перфорацию колонны и цементного кольца напротив продуктивных горизонтов (рисунок 2.2). .2.3 Обоснование конструкции скважины Под конструкцией скважины понимается совокупность данных по количеству и размеру обсадных колон, диаметры долот, которыми бурят под каждую колонну, а так же интервалы цементирования затрубного пространства. Обоснование и проектирование конструкции скважины составляют один из основных разделов технического проекта на строительство скважины. От качества спроектированной конструкции скважины, ее соответствия геологическим условиям в значительной степени зависят надежность, технологичность, долговечность, производительность и стоимость строительства скважины. При обосновании конструкции скважины учитываются следующие геологические и технико-экономические факторы: долговечность скважины; геологические условия проводки скважины; интервалы с несовместимыми условиями бурения; способ бурения; назначение скважины; достижение максимальной коммерческой скорости бурения; обеспечение минимального расхода материалов на 1м проходки; накопленный опыт бурения в аналогичных геолого-технических условиях; требования Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности; требования по охране недр и защите окружающей среды. При проектировании конструкции скважины определяем необходимое количество обсадных колонн для крепления ствола скважины и глубины спуска каждой колонны; согласование диаметров обсадных колонн и долот. Проектирование конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства скважин в данном районе. При изучении геологического разреза в нем выделяем осложненные интервалы, которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений и давлений гидроразрыва невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков. Для разделения разреза на интервалы с несовместимыми условиями строим совмещенный график давлений на основании данных представленных в разделе 1 (рисунок 2.3). По графику определяется число и глубина спуска обсадных промежуточных колонн.
1,00 1,5 2,00 2,5
градиент пластового давления; - градиент порового давления; - градиент давления гидроразрыва. Рисунок 2.3 - График совмещённых давлений, конструкция скважин. Давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл в интервале 0-1200 м на 10-15%, но не более 1,5 МПа; в интервале 1200-2500 м на 5-10%, но не более 2,5 МПа; в интервале 2500-3025 м на 4-7%, но не более 3,5 МПа согласно 2.7.3.3. [1]. Для предохранения устья скважины от размыва его промывочной жидкостью, на устье устанавливают обсадную трубу длиной 4 - 6 м, называемую направлением. В нашем случае длина направления будет достигать 30 м. Конструкцией также предусматривается спуск резервного направления в случае промыва основного на глубину 60 м. С целью изоляции и предохранения вод хозяйственно-питьевого назначения, перекрытия неустойчивых отложений и установки ПВО на устье, а также для подвески эксплуатационной колонны спускаем кондуктор на глубину 1020 м. Для перекрытия неустойчивых отложений понта, меотиса; верхнего, среднего и большей части нижнего сармата, установки ПВО спускаем промежуточную колонну на глубину 2450 м. Для предотвращения гидроразрыва пород при возникновении газоводонефтепроявления в процессе вскрытия напорных пластов спускаем потайную колонну на глубину 2740 м. Колонна заходит в промежуточную колонну на 250 м. Для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза, опробования и дальнейшего извлечения газа на дневную поверхность спускаем эксплуатационную колонну на проектную глубину 3025 м. 2.2.4 Расчёт диаметров обсадных колонн и долот После того, как было определено необходимое количество обсадных колонн, приступаем к согласованию диаметров обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр самой нижней колонны, в нашем случае эксплуатационной, который задается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита, условий опробования, эксплуатации и ремонта скважины. Ожидаемый дебит проектируемой скважины равен 100 т./сут. Исходя из рекомендаций заказчика, выбираем диаметр эксплуатационной колонны 140 мм. При расчете диаметров руководствуются нормами ГОСТ 632-80 на обсадные трубы и ГОСТ 20692-80 на шарошечные долота, а также сведениями о номенклатуре долот, выпускаемых отечественной промышленностью и зарубежными фирмами. Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по ее габаритному наружному размеру (наружный диаметр соединительной муфты) с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с регламентированным радиальным зазором, который определен в 2.6.3. [10] в зависимости от диаметра обсадной колонны. Исходные данные для расчёта: Диаметр эксплуатационной колонны dЭ = 140 мм. Условные обозначения, используемые в формулах: Dд.р. - диаметр долота расчетный; dм - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны; 2δ - разность диаметров; Dд.н. - диаметр долота нормализованный; dвн - внутренний диаметр обсадной трубы; dн - наружный диаметр обсадной трубы; Δ - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается Δ = 5  15 мм;δтр - толщина стенки трубы. Рассчитываем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну по формуле Dд.р.= dм.э.+ 2  (2.13)Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 dм.э. = 153,7 мм, 2δ = 21 мм. согласно 2.6.3. [10]. Тогда Dд.р.= 153,7 + 21 = 174,7 мм. Выбираем нормализованный диаметр долота по ГОСТ 20692-80. Dд.н.= 190,5 мм > 174,7 мм. Долотом этого диаметра придётся бурить глины чокракского горизонта, которые, по опыту ранее пробуренных скважин на этой площади, отмечены повышенным содержанием каверн. Применение растворов нейтральных к проходимым породам, увеличение плотности раствора, добавление смазывающих добавок имело побочные эффекты и не решало полностью всех проблем. Бурение долотом диаметром 190,5 мм приводило к неоднократным поглощениям бурового раствора, “недоходам” эксплуатационных колонн до проектной глубины, подъёмам колонн и т.п. Сравнивая технико-экономические показатели строительства предыдущих скважин, выбираем долото меньшего диаметра 165,1 мм с последующим расширением ствола скважины расширителем диаметром 138/190. Рассчитаем внутренний диаметр потайной колонны по формуле: dп.к= Dд.н.+ 2∆ (2.14) Тогда dП.К. = 165,1+14=179,1 мм. Выбираем ближайший нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 dП.К. = 193,7 мм, наружный диаметр муфты dм = 215,9 мм, согласно табл. 2.4 [2]. Расчетный диаметр долота для бурения под потайную колонну определяем по формуле 2.13: Dд.р.= 215,9 + 21,8 = 237,7 мм. Выбираем ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под потайную колонну по ГОСТ 20692-80: Dд.н.= 244,5 мм > 237,7 мм. Для улучшения технико-экономических показателей наиболее оптимальным решением будет бурение под потайную колонну долотом диаметром 215,9 мм с последующим расширением ствола скважины расширителем диаметром 215/245 мм. Рассчитаем внутренний диаметр промежуточной колонны по формуле 2.14: DПР.К. = 215,9 +14=229,9 мм. Выбираем ближайший нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 dПР.К.=244,5 мм, наружный диаметр муфты dМ = 269,9 мм. Расчётный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну определяем по формуле 2.13: Dд.р.= 269,9 + 24 = 293,9 мм. Выбираем ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под потайную колонну по ГОСТ 20692-80: Dд.н.= 295,3 мм > 293,9 мм. Рассчитаем внутренний диаметр кондуктора по формуле 2.14: dКОН. = 295,3 +14=309,3 мм. Выбираем ближайший нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 dКОН = 323,9 мм, наружный диаметр муфты dМ = 351,0 мм. Тогда определим расчётный диаметр долота для бурения под кондуктор по формуле 2.13: Dд.р.= 351,0 + 24 = 375,0 мм. Согласно ГОСТ 20692-80 для бурения под кондуктор выбираем ближайший нормализованный диаметр долота 393,7 мм. Рассчитаем внутренний диаметр направления по формуле 2.14: dНАП. = 393,7 +14=407,7 мм. Исходя из ГОСТ 632-80 выбираем ближайший нормализованный диаметр направления dНАП = 426,0 мм, наружный диаметр муфты dМ = 451,0 мм. Тогда расчётный диаметр долота для бурения под направление согласно формуле 2.13: Dд.р.= 451,0 + 24 = 475,0 мм. Согласно ГОСТ 20692-80 для бурения под направление выбираем ближайший нормализованный диаметр долота 490 мм. На основе полученных расчётов составляем таблицу. Таблица 2.2 - Диаметры и глубины спуска обсадных колонн
В скобках приведены глубины по стволу скважины. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||