2. Профиль скважины Расчет профиля скважин был основан на данных, взятых из рабочего документа на Федоровского месторождения, и расчитан по методике Сибниинп (Сибирский научноисследовательский институт нефтяной промышленности)
 Скачать 248.15 Kb.
|
|
Введение Федоровское месторождение. Находится в ХМАО в 40 км к Северо-Востоку от г. Сургут; расположено на водораздельном пространстве рек Пим и Тромъган. Характеризуется низменным плоским рельефом с многочисленными озерами и большой заболоченностью.. Система речных долин мало развита: встречаются лишь небольшие реки и ручьи, окруженные заболоченными лесами. Климат резко континентальный с продолжительной холодной зимой, теплым непродолжительным летом и короткой весной и осенью. Наиболее высокая температура летом достигает +30оС. Зимой температура падает до -50оС. Возможные осложнения: Осыпи и обвалы стенок скважины ГНВП 2. Профиль скважины Расчет профиля скважин был основан на данных, взятых из рабочего документа на … Федоровского месторождения, и расчитан по методике СибНИИНП (Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности) 3. Обоснование выбора буровой промывочной жидкости для первичного вскрытия продуктивного горизонта Продуктивная залежь ЮС2 представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Опыт бурения данного интервала показывает, что применение буровых растворов на основе синтетических полимеров является одним из оптимальных решений для первичного вскрытия продуктивного пласта ЮС2 наклонно-направленных скважин. Данная рецептура обеспечивает низкий показатель фильтрации при заданных концентрациях и сохранение естественных фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Рецептура бурового раствора приведена на слайде ПОЛИАКРИЛАМИД – синтетический высокомолекулярный полимер акрилового ряда двойного действия: при малых концентрациях работает как флокулянт мелкодисперсной твердой фазы, при высоких концентрациях стабилизирует коллоидную глинистую систему, повышает структурно-механические характеристики раствора (СНС, ДНС), снижает наработку твердой фазы, понижает фильтрацию бурового раствора. 4. Совмещенный график градиентов давления На основе геологических данных месторождения, а именно градиентов давления по разрезу скважины, был построен совмещенный график градиентов давления, который позволил определить несовместимые зоны для бурения. Анализ графика показывает, что зоны с несовместимыми условиями бурения отсутствуют. Следовательно, в конструкцию скважины можно не включать промежуточные обсадные колонны. 5. Конструкция скважины Расчет диаметров обсадных колонн был произведен по Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. -М.: 1997. –195 с.. Расчетные значения диаметров долот были уточнены согласно каталогу ООО НПП «Буринтех» (БИТ) [13], а обсадных труб по ГОСТ 632-80. [11] Интервалы цементирования колонн принимаем в соответствии с Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19. – М.: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. - 288с. согласно которым направление и кондуктор в нефтяных скважинах должны быть зацементированы до устья. Конструкция эксплуатационного забоя выбирается закрытого типа, так как возникает необходимость перекрытия неоднородных коллекторов с чередованием устойчивых и неустойчивых пород, встречающихся в геологическом разрезе. 6. Материалы для цементирования скважин Выбор вида тампонажного материала согласно требованиям правил безопасности [3] производится по наибольшей температуре в скважине, с учетом агрессивности окружающей среды. Рекомендуется интервал против продуктивных пластов цементировать бездобавочным тампонажным раствором. Для эксплуатационной колонны наибольшей термодинамической температуре соответствует марка цемента ПЦТ I-100 ГОСТ 1581 Обоснование плотности тампонажного раствора для цементирования вышележащих относительно продуктивного пласта интервалов была произведена исходя из условия недопущения поглощения тампонажного раствора наиболее «слабым» пластом (определяется по давлению гидроразрыва из совмещенного графика давлений) и наиболее полного вытеснения буровой промывочной жидкости, расчет был произведен по методике, изложенной в Стандарте организации на крепление скважин, СТО 241-214 – Сургут: ПАО «Сургутнефтегаз», 2014. – 83 с. Покурская ( 950-1785 м) Объем тампонажного раствора определяется объемом кольцевого пространства в интервале цементирования. Добавки для тампонажного раствора были подобраны согласно инструкции по креплению нефтяных и газовых скважин )РД)  7. Элементы технологической оснастки колонны Выбор количества центраторов был произведен исходя из условия центрирования обсадных колонн РД 39-00147001-767-2000. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин / А.Н. Гноевых, С.А. Рябоконь, С.Н. Вязенкин, Ю.Д. Комнатный и др., 2000. – 99с. По результатам расчета в таблице указано число и остальные характеристики центраторов Интервалы установки турбулизаторов выбираются индивидуально для каждой конкретной скважины по данным окончательного каротажа, где достижение высокого качества цементирования колонны обязательно. Прежде всего, это интервалы ниже зоны перфорации колонны и выше кровли продуктивного пласта в пределах залегания малопроницаемых пород . Скребки устанавливаются на обсадной колонне и закрепляются при помощи стопорных винтов. Скребки устанавливаются ниже продуктивной части проектного пласта через 2-5 м друг от друга в количестве четырех- пяти штук. Стандарт организации на крепление скважин, СТО 241-214 – Сургут: ПАО «Сургутнефтегаз», 2014. – 83 с. 8. Обоснование скорости спуска обсадной колонны Скорость спуска ОК была выбрана согласно Стандарту организации на крепление скважин, СТО 241-214 – Сургут: ПАО «Сургутнефтегаз», 2014. – 83 с. Покурская ( 950-1785 м) Предельная скорость спуска выбирается из соотношения, взятого из 2. Соловьев Е.М. Сборник задач по заканчиванию скважин. -М.: Недра,1989,-251 с.: ил. 9. Схема обвязки цементировачной техники Обсадную колонну, спущенную в скважину, цементируют при помощи цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин. Был произведен расчет для определения количества цементосмесительных машин и цементировачных агрегатов Количество цементировочных агрегатов (ЦА), работающих совместно с конкретной цементно-смесительной машиной определяется производительностью смесителя по тампонажному раствору и суммарной производительностью насосов высокого давления у ЦА, производящих закачку приготовленного раствора в скважину. Эти производительности должны соответствовать дуг другу. В комплекте цементировочных агрегатов ЦА-320 имеется водяной насос для подачи воды в смеситель при затворении тампонажного раствора и эти агрегаты, возможно, использовать в паре со смесителем 2СМН-20.  Применение осреднительных емкостей позволило получать однородные, стабильные и хорошо прокачиваемые рабочие тампонаж-ные растворы. При закачивании продавочной жидкости число цементировочных агрегатов увеличивается на один агрегат, что связано с необходимостью «стравливания» разделительной пробки. 10. Графики процесса цементироваия В процессе закачивания тампонажного раствора возможны следующие осложнения: - поглощение тампонажного раствора из-за превышения давления в заколонном пространстве над пластовым; - разрыв сплошности потока жидкостей. Для предупреждения этих осложнений, обоснования режима заканчивания и продавливания тампонажного раствора был произведен расчет и по результатам расчета были построены графики: где Рцг и Ркпз – давление на цементировочной головке и в кольцевом пространстве в интервале продуктивного пласта (на забой скважины), МПа. Построение зависимостей (63, 64) производится следующим образом: - задаются значениями объема закачиваемых тампонажного раствора, буферной и продавочной жидкостей определяют высоту подъема на каждый момент распределения жидкостей в кольцевом пространстве и обсадной колонне. Дальше по формулам (63,64) рассчитываем значения 𝑃цг и 𝑃кпз для каждого объема закачиваемых жидкостей при различных режимах работы цементировочных агрегатов для эксплуатационной колонны. Из графика значения [Pн] определяются из таблицы 49 справочника [1]. На IV скорости [Рн]4 = 6,0 МПа, на III скорости [Рн]3 = 10 МПа, на II скорости [Рн]2 = 19 МПа. На I скорости [Рн]1 = 24 МПа, Ргр = 46,76 МПа После анализа графиков было определено (какой объем закачиваем на какой скорости) , что на 4-й скорости можно закачать 87,9 м3 жидкости, на 3-й скорости закачиваем 4,6 м3, на 2-й скорости закачиваем 13,05 м3. При закачивании жидкости в объеме V2 давление снижается ниже нуля. Возникает разрыв сплошности потока. При проектировании режима продавливания следует учитывать, что последние 1,0…1,5 м3 продавочной жидкости в целях предупреждения нарушения сплошности колонны и герметичности элементов ее оснастки вследствие возможности гидравлического удара при посадке верхней разделительной пробки на упорное седло пакера («стоп»), следует закачивать с наименьшей производительностью [1]. Таким образом 2-й скорости закачиваем 11,55 м3, а на 1-й скорости закачиваем 1,5 м3. Ещё в случае разрыва сплошности потока (суммарное гидростатическое давление жидкостей, закачиваемых в обсадную колонну превысит давление, обусловленное гидростатическим весом жидкостей, находящихся в заколонном пространстве и гидродинамическими сопротивлениями при их движении, то на устье скважины (на цементировочной головке) возникает вакуум).: Во избежание этого рекомендуется всегда иметь положительное давление на цементировочной головке на устье скважины, создавая в случае необходимости противодавление в кольцевом пространстве, направляя выходящую из скважины жидкость через штуцерную батарею. 11. Определение времени цементирования Продолжительность процесса цементирования tц складывается из времени необходимого для приготовления тампонажного раствора и закачивания всего объема в скважину. Время загустевания цемента было выбрано из ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Технические условия. Госстрой России, 10.04.1998. – 10с. |