курсовой проект Марисов

Министерство по образованию и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
По дисциплине: Бурение нефтяных и газовых скважин на шельфе
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Тема: «Проект бурения эксплуатационной скважины глубиной 2560 м на Новопортовском
нефтегазоконденсатном месторождении»
Автор: студент группы НГШ-15
____________
/ Марисов Д.А./
____________
/Мерзляков М.Ю./
ОЦЕНКА: ____________
Дата: ___________________
ПРОВЕРИЛ:
Руководитель проекта ассистент
Санкт-Петербург
2018
Министерство по образованию и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
УТВЕРЖДАЮ
Зав.кафедрой БС
________ проф. Двойников М.В.
«____»_______________2018 г.
Кафедра бурения скважин
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
По дисциплине:
Бурение нефтяных и газовых скважин на шельфе
ЗАДАНИЕ
Студенту группы
НГШ-15 / Зацепин А.Ю. /
1. Тема работы: «Проект бурения эксплуатационной скважины глубиной 2560 м на
Новопортовском нефтегазоконденсатном месторождении»
2. Исходные данные к проекту: Материалы, полученные из интернета, литературные
источники.
3. Содержание пояснительной записки: В соответствии с методическими указаниями.
4. Дата защиты законченного курсового проекта
__________________
6. Руководитель проекта ассистент
___________
/ Мерзляков М.В. /
7.Задание принял к исполнению студент
___________
/ Зацепин А.Ю. /
Дата выдачи задания
«2» февраля 2018 г.
2
АННОТАЦИЯ
В данной работе выполнен проект бурения эксплуатационной скважины глубиной
2560 метров.
На основании
геологической
информации
проведены все этапы
проектирования бурения скважины, которые включают в себя: выбор конструкции
скважины, выбор породоразрушающего инструмента, выбор типа бурового раствора,
обоснование
выбора
способа
бурения
скважины,
проектирование
режимно-
технологических параметров бурения, выбор компоновки и расчет колонны бурильных
труб, крепление скважины, выбор буровой установки.
Пояснительная записка содержит
страниц, рисунков, таблиц и графические
приложения.
THE SUMMARY
In this work, a drilling project for a production well with a depth of 2,560 meters has
been completed. Based on the geological information, all stages of the well drilling design have
been carried out, which include: selection of the well design, selection of the rock cutting tool,
selection of the drilling mud type, justification of the choice of the drilling method, design of the
process and process parameters of drilling, selection of the layout and calculation of the drill
string, fastening of well, choice of drilling rig.
The explanatory note contains pages, figures, tables and graphical applications.
3
ОГЛАВЛЕНИЕ
АННОТАЦИЯ ................................................................................................................................3
ВВЕДЕНИЕ ....................................................................................................................................6
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН ......................................................7
1.1 Общие сведения о районе работ ........................................................................................7
1.2 Литолого-стратиграфический разрез ..................... Ошибка! Закладка не определена.
1.3 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины .....Ошибка! Закладка не определена.
1.4 Механические свойства горных пород по разрезу скважины ... Ошибка! Закладка не
определена.
1.5 Давление и температура по разрезу скважины.....Ошибка! Закладка не определена.
1.6 Возможные осложнения по стволу скважины при бурении и их предотвращение
......................................................................................... Ошибка! Закладка не определена.
1.7 Целевое назначение скважины .........................................................................................11
2. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ .......................................................................14
3. ОБОСНОВАНИЕ И РАСЧЕТ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ ..... Ошибка! Закладка не
определена.
3.1 Составление графика совмещенных давлений ...............................................................14
3.2 Расчет диаметров бурения и диаметров обсадных колонн ...........................................17
3.3 Выбор противовыбросового оборудования ..........Ошибка! Закладка не определена.
4. КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ .........................................Ошибка! Закладка не определена.
4.1. Обоснование интервалов цементирования и анализ условий работы ........................20
колонны в скважине ...................................................... Ошибка! Закладка не определена.
4.2. Обоснование способа цементирования ..........................................................................20
4.3. Расчет колонны на прочность .........................................................................................22
4.3.1 Расчет наружных избыточных давлений ...................................................................25
4.3.2 Расчет внутренних избыточных давлений ...............................................................28
4.4. Конструирование обсадной колонны по длине .............................................................32
4.5. Расчет одноступенчатого цементирования ....................................................................33
4.5.1. Обоснование выбора вида буферной жидкости и цемента ....................................33
4.5.2. Определение объемов технологических жидкостей ...............................................34
4.5.3. Определение потребного количества материалов для цементирования ...............36
4.5.4. Определение необходимого числа техники .............................................................37
4.5.4. Расчет времени цементирования ...............................................................................41
4.6 Расчет режима спуска обсадных колонн .........................................................................43
4.7. Технологическая оснастка обсадных колонн ................................................................45
4.8. Мероприятия по подготовке обсадных труб, ствола скважины и бурового
оборудования к спуску обсадных колонн .............................................................................46
5. ИСПЫТАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ ......................................48
6. ОПРОБОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ .................49
7. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ .....................................................................................................52
4
8. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ НА СКВАЖИНЕ .............................................................53
9. ВЫБОР БУРОВОЙ УСТАНОВКИ ........................................................................................55
10. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ .....................................................................................................57
10.1 Влияние буровых растворов на продуктивность скважин ..........................................58
10.2 Особенности месторождений влияющих на выбор раствора .....................................63
10.3 Технологические требования к их составу и параметрам ...........................................64
биополимерным растворам.....................................................................................................64
10.4 Промежуточные итоги ....................................................................................................65
ЗАКЛЮЧЕНИЕ............................................................................................................................66
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ...........................................................................................................67
5
ВВЕДЕНИЕ
Новопортовское месторождение — самое северное и одно из наиболее крупных
разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений углеводородов на полуострове
Ямал. Расположено в Ямальском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 360 км к
северо-востоку от города Салехард, в 30 км от побережья Обской губы. Его извлекаемые
запасы категорий C1 и С2 – более 250 млн тонн нефти и конденсата, а также более 320
млрд кубометров газа (с учетом палеозойских отложений).
Добыча углеводородов на полуострове Ямал ведется в сложных климатических
условиях
Заполярья.
Зимой
температура
воздуха
в
районе
Новопортовского
месторождения может опускаться до –55 °С. В ближайшей перспективе намечаются
работы по вовлечению в хозяйственный оборот новых месторождений нефти и газа
полуострова Ямал, Западной Сибири и Восточной Сибири (Красноярский край и
Иркутская область) и освоению месторождений нефти и газа, расположенных на
континентальном шельфе, 70% территории которого перспективны в нефтегазоносном
отношении.
В настоящее время при бурении скважин стараются достичь снижения сроков
строительства скважины, материалоемкости и себестоимости метра проходки. При этом
все большее внимание уделяется вопросу рационального недропользования и защиты
окружающей среды.
Целью проекта является разработка технологии строительства эксплуатационной
скважины на Новопортовском нефтегазоконденсатном месторождении; закрепление и
углубление знаний, полученных студентами при теоретическом изучении курса «Бурение
нефтяных и газовых скважин»; развитие навыков самостоятельной работы со специальной
и справочной литературой при решении конкретных инженерных задач нефтегазового
производства.
6
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
1.1 Общие сведения о районе работ
Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), открытое в 1964
г, расположено на юге полуострова Ямал в 30 км на северо-запад пос. Новый Порт и
Обской губы Карского моря, в 360 км к северо-востоку от г Салехард. Его залежи
образовались примерно 400 млн лет назад. Месторождение сложное по геологическому
строению разреза и характера нефтегазоносности.
Рис. 1.1 – Географическое расположение Новопортовского месторождения
Поэтому, хотя Новопортовское НГКМ открыто сравнительно давно, оценить его
сырьевой потенциал и оптимальный способ разработки смогли только несколько лет
назад, когда специалисты Сибирского отделения РАН провели соответствующие буровые
и геофизические работы и создали геологическую модель месторождения.
Новопортовское НГКМ относится к распределенному фонду недр. Месторождение
по запасам относится к классу крупных. Геологи считают Новопортовское самым
крупным месторождением на Ямале. Извлекаемые запасы по категории C1 и С2 - более
250 млн т нефти и газового конденсата, газа - более 320 млрд м3.Сорт нефти, добываемый
на месторождении, называется Novy Port. Эксплуатационное бурение на месторождении
началось в июне 2014 г.
Оператор проекта - Газпромнефть-Ямал.
Месторождение площадью в около 500 км2 включает в себя 30 залежей
углеводородов, в том числе:
- 5 газовых (ПК1-3 и пласты палеозоя),
- 3 газонефтяных (XM1, ХМ2, TП1-4),
- 2 газоконденсатных (Ю2, Ю22),
- 15 газоконденсатонефтяных (НПо, НП11, НП12, НП20, НП2-3, НП4, HП5-71,
7
НП5-72,НП8, НП9, НП10, HП11, НП12, Ю122, Ю13).
Залежи пластово-сводового, массивного и литологически экранированных типов.
Коллектором является песчаники с линзовидными прослоями глин и известняков. В коре
выветривания пород фундамента, вскрытого на глубине 2700-3200 м, коллектор
представлен трещиноватыми известняками. Приурочено к одноименному поднятию,
осложняющему Новопортовский вал юго-восточной части Южно-Ямальского мегавала.
По ОГ А (поверхность фундамента) поднятие оконтуривается изогипсой -2900 м и имеет
амплитуду 250 м. Углы падения на крыльях - 1°30'-2°. По ОГ Б (верхняя юра) структура
оконтуривается изогипсой - 2400 м и имеет амплитуду более 300 м.
По кровле горизонта Ю2-3 тюменской свиты по данным бурения поднятие имеет
валообразную форму, вытянутую в северо-западном направлении. Сводовая часть
поднятия осложнена 3 куполами. Наиболее приподнят центральный купол (скважины 122140). Северный купол (скв 123-129) - ниже на 15 м, южный (скв 77-15) - на 50 м.
Поднятие оконтуривается изогипсой - 2100 м и имеет максимальную амплитуду 212 м.
Угол падения западного крыла изменяется в пределах от 2°10' до 3°15', восточного - от 2°
до 2°40'. Северная периклиналь пологая (1°12') по сравнению с южной (около 3°). Глубина
прогиба между куполами окончательно не выяснена. По кровле вышележащих пластов
поднятие сохраняет свою форму, но отчетливо выражен южный купол. По кровле пласта
ТП1 в сводовой части выделяются 4 купола, из них наиболее высокое положение занимает
купол в районе скв 85. По кровле сеномана происходят изменения структурного плана.
Полностью сохраняется сводовая часть в расширенном виде. Центральный и северный
купола представляют северное погружение.
В геологическом строении месторождения принимают участие в различной
степени дислоцированные метаморфические и осадочные терригенные и карбонатные
породы доюрского фундамента и песчано-глинистые, а также терригенно-кремнистые
отложения осадочного чехла юрско-мелового и кайнозойского периода.
Мощность чехла - от 2500 м в осевой части Новопортовского вала до 3000 - 3600 м
на западном погружении. К востоку и юго-востоку от Новопортовской структуры
фундамент ступенчато по разломам погружается на глубину до 5000 м и более. По
данным
сейсмики
на
месторождении
установлены
тектонические
нарушения
субмеридиального и северо-западного простирания. Все они прослежены фрагментарно.
Амплитуды их в разрезе различные и соизмеримы с толщинами глинистых экранов.
Простирание нарушений по результатам одних и тех же сейсмических
исследований интерпретируется по-разному, поэтому их достоверность в интервале
продуктивных
толщ (новопортовская, тюменская свита)
8
вызывает
определенное
сомнение.
Наличие предполагаемых тектонических нарушений подтверждается и данными
бурения. Однако протрассировать их по площади пока невозможно. В настоящее время на
месторождении
и
прилегающей
зоне
пробурено
145
скважин.
Вскрыт
разрез
платформенного чехла и палеозойского фундамента. В разрезе месторождения
установлена нефтегазоносность в интервале глубин 470-3000 м от сеномана до палеозоя.
Наибольшее количество залежей установлено в пределах южной периклинали и южного
купола. Далее в северном направлении новопортовская толща выклинивается и
количество залежей уменьшается.
9
Таблица 1.1 – Краткая характеристика осадочного чехла района Новопортовского
месторождения
10
Система
Отдел
Ярус
Свита
Толща
Мощност
Отражаю
Литологическое
Результаты
ь,м
щий
описание пород
испытаний
30-40
Пески, глины, суглинки
с примесью гравия
I категория
80-100
Глины, глины
опоковидны,
диатомиты, опоки,
прослоями песчаноалевритовых пород
VII категория
42-220
Серые и зеленоватосерые алевритистые
глины, часто
известковистые, с
прослоями глинистых
мергелей
Серые
слабоалевритистые
глины с редкими
прослоями алевритопесчаного материала, с
зеленоватым оттенком.
Встречены:
ихтиодетрит,
пиритизированные
водоросли, ходы
илоедов
Темно-сервый с
зеленоватым или
голубоватым оттенком
опоки и опоковидные
глины с тонкими
прослоями серого
алевритового матери, с
включениями
макрофауны
Темно-серые, иногда с
буроватым оттенком
глины, содержие
обломки фауны и
ихтиодетрит
ВЕРХНЯЯ
119-239
НИЖНЯЯ
МААС
ТРИХ
ТСКИ
Й
ГАНЬКИНС
КАЯ
МЕЛОВ
АЯ
БЕРЕЗОВСКАЯ
ДАТМОНС
К
КУЗНЕЦ.
ВЕРХ
НИЙ
31-55
355-446
МАРЕСАЛИНСКАЯ
P+N
ТИБЕЙСАЛИНСКАЯ
горизонт
11
Неравномерное
чередование и
переслаивание
сероцветных
песчаников,
алевролитов и глин.
Породы
слабосцементированные
, карбонатные разности
крепкие, плотные.
Слоистость различная.
По плоскостям
наслоения отмечен
мелкий растительный
детрит, иногда крупные
обугленные
растительные остатки,
маломощные прослои
(до 5 см) бурого угля
III
категория
ЯРОНГСКАЯ
92-160
НИЖНИЙ
АРКТИ
ЧЕСКА
Я
ТАНОПЧИ
НСКАЯ
470-629
20-40
ЮРСКА
Я
НОВОПОРТОВСКАЯ
АХСКАЯ
СЕЯХИ
НСКАЯ
НУЛ
МУЯ
ХИН
СКА
Я
100-260
60-90
100-280
ТЮМЕНСК
АЯ
ЛАЙДИНС
КАЯ
246-338
35-100
60-65
ДЖАНГОДСКАЯ
СРЕДНИЙ
8-50
35-60
50-70
12
Глины серые, иногда до
темно-серых, тонкоотмученные, иногда с
примесью и прослоями
серого песчаноалевритового материала.
Встречены отпечатки
водорослей и обломки
фауны
Неравномерное
чередование и
переслаивание
песчаников,
алевролитов и глин
Глины темно-серые
тонкоомученные,
иногда со слабым
красноватым оттенком
Чередование крупных
песчано-алевритовых
слоев с пластами глин
Глины серые и темносерые,
тонкоотмученные,
трещиноватые
Чередование песчаноалевритовых и
глинистых пород.
Встречаются обломки
глин в песчаниках и
внедрения песчаноалевритового материала
в глинах. Цемент
глинистый и глинистокарбонатный
Глины темно-серые с
прослоями алевролитов
и битуминозных глин, с
фауной аммоннитов
Неравномерное
чередование песчаноалевролитовых и
глинистых пород,
серых, иногда с
буровым оттенком
Преимущественно
аргиллитоподобные
глины темно-серые
Песчаник серый
мелкозернистый,
полимиктовый с
глинистым и
карбонатным цементами
с единичными
прослоями серых глин,
алевритовых,
слюдистых
Глины
аргилитоподобные,
тонкоотмученные с
единичными прослоями
песчано-алевритового
материала
Песчаники серые с
2-17
ПАЛЕО
ЗОЙСК
АЯ
Вскрытая
248
13
прослоями глин и
алевролитов. Встречен
обугленный
растительный дентрит, в
нижней части прослои
до 3 м конгломератов
Глины темно-серые,
алевритовые,
слюдистые
Известняки, доломиты,
базальты, глинистые
сланцы, хлоритовые
сланцы. В верхней части
иногда встречены
терригенные породы, в
основном песчаники с
примесью глинистого и
гравийно-галечного
материала. Остатки
микрофауны и хиониты,
конодонты, фауна
криноидей, единичные
фрагменты
строматопорат,
табуляты и др.
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Составление графика совмещенных давлений
Разработка конструкции скважины начинается с выбора числа обсадных колонн и
глубины их спуска, исходя из результатов выделения интервалов ствола, несовместимых
по условиям бурения. С этой целью производится анализ условий бурения по интервалам
бурения по методу сверху вниз и строится совмещенный график изменений градиентов
давлений:
коэффициента
аномальности
пластовых
давлений, индексов
давления
поглощения (гидроразрыва) и относительной плотности бурового раствора.
Таблица 2.1 – Геологические условия
Глубина, м
2560
Ожидаемый
Мощность
Пластовое
дебит,
продуктивного Интервал, м
давление,
м 3 / сут
пласта, м
МПа
110
30
0-440
Pпл=Pг.ст
440-980
9
980-1460
16
1460-1770
19
1770-2560
Pпл=Pг.ст
Определение коэффициентов аномальности
пластового давления, индексов
давления поглощения и минимальной относительной плотности
Коэффициент аномальности вычисляется по формуле:
k a
где Р ПЛ – пластовое давление, МПа;
Р ПЛ
,
 в gh
 в – плотность воды (1000 кг/м 3 ); h – глубина
залегания интервала скважины по вертикали, м; g – ускорение свободного падения.
Индекс давления поглощения пород вычисляется по формуле:
k погл
где Р ПОГЛ – давление поглощения, МПа.
Р ПОГЛ
,
 в gh
Зная пластовые давления соответствующих интервалов, давления поглощения
пород можно вычислить по следующей формуле:
Pпогл  0,0083h  0,66Pпл .
Относительное плотность вычисляется по формуле:
0  ka  k p ,
где kp – коэффициент резерва, если глубина скважины до 1200 м, то 1,1÷1,15, если глубина
больше 1200 м, то 1,05-1,1.
Рассчитаем гидростатическое давление, давление поглощения, коэффициент
аномальности, коэффициент поглощения и минимально возможную плотность для
интервала 0 – 440 м:
P 440г .ст    g  h440  1000  9,8  440  4,312 МПа;
440
Pпогл
.  6,5 МПа
ka440 
P 440пл аст
 1;
  g h
P 440погл. 6,5

 1,51;
  g  h 4,3
0  ka  k р  1,1 (k р  1,1);
kп440 
Рассчитаем гидростатическое давление, давление поглощения, коэффициент
аномальности, коэффициент поглощения и минимально возможную плотность для
интервала 440 – 980 м:
P 980г .ст    g  h980  1000  9,8  980  9,6 МПа;
750
Pпогл
.  14,07 МПа
ka980 
P 980пласт.
 0,94;
  g h
P 980погл. 14,07

 1,47;
  g h
9,6
0  ka  k р  1,03 (k р  1,1);
kп980 
Рассчитаем гидростатическое давление, давление поглощения, коэффициент
аномальности, коэффициент поглощения и минимально возможную плотность для
интервала 980 – 1460 м:
15
P1460г .ст    g  h2500  1000  9,8  1460  16 МПа;
1460
Pпогл
.  22,68 МПа
k
1460
a
P1460пл аст.

 1,12;
  g h
P1460погл. 22,68
k


 1,58;
  g h
16
0  ka  k р  1,17 (k р  1,05);
1460
п
Рассчитаем гидростатическое давление, давление поглощения, коэффициент
аномальности, коэффициент поглощения и минимально возможную плотность для
интервала 1460 –1770 м:
P1770г .ст    g  h1770  1000  9,8  1770  17,35МПа;
1770
Pпогл
.  22,68 МПа
k
1770
a
P1770пл аст.

 1,10;
  g h
P1770погл. 17,35
k


 1,57;
  g  h 22,68
0  ka  k р  1,15 (k р  1,05);
1770
п
Рассчитаем гидростатическое давление, давление поглощения, коэффициент
аномальности, коэффициент поглощения и минимально возможную плотность для
интервала 1770 – 2560 м:
P 2560 г .ст    g  h1770  1000  9,8  2560  25,1МПа;
2560
Pпогл
.  37,81 МПа
k a2560 
P 1770 пласт.
 1;
 g h
P 1770 погл. 37,81

 1,51;
 g h
25,1
 0  k a  k р  1,05 (k р  1,05);
k п2560 
Строим график совмещенных давлений:
16
График совмещенных давлений
0
0,5
1
1,5
0
500
1000
H,м
k(a)
k(п)
p0
1500
2000
2500
Таблица 2.2 — Поинтервально вычисленные коэффициенты
№
Интервал, м
ka
Kпогл
1
0-440
1,00
1,51
1,10
2
440-980
0,94
1,47
1,03
3
980-1460
1,12
1,58
1,17
4
1460-1770
1,10
1,57
1,15
5
1770-2560
1,00
1,51
1,05
𝜌0
Определение плотности бурового раствора (ΔP=1,5 МПа при h<1200 м и ΔP=2,5-3
МПа при h>1200 м):
(4,3  1,5)  10 6
 
 1346 кг/м3;
9,81  440
(9  1,5)  10 6
980
 max

 1092 кг/м3;
9,81  980
(16  1,5)  10 6
1460
 max

 1222 кг/м3;
9,81  1460
(19  1,5)  10 6
1770
 max

 1181 кг/м3;
9,81  1770
440
max
17
2560
 max

(25  1,5)  10 6
 1059 кг/м3;
9,81  2560
Относительная плотность:
1346
 1,33 ;
1010
1092
980
 отн

 1,08 ;
1010
1222
1460
 отн

 1,21 ;
1010
1181
1770
 отн

 1,17 ;
1010
440
 отн

2560
 отн

1059
 1,05 ;
1010
Таблица 2.3 – Рассчитанные плотности бурового раствора
Интервал, м
Тип бурового раствора
𝜌 , кг/м3
0-440
1100
Глинистый
440-980
1030
Глинистый
980-1460
1170
Глинистый
1460-1770
1150
Глинистый
1770-2560
1050
Глинистый
2.2 Расчет диаметров обсадных колонн и долот
Выбираем диаметры обсадных колонн и диаметры долот:
Определяем диаметр долот и диаметры обсадных колонн при бурении. При
расчетах используем две формулы:
o.к
Dдол  Dнар
 2  ,
о. к
Dвнутр
 Dдол  2   ,
где   радиальный зазор между муфтой О.К . и стенкой скважины,
где   радиальный зазор между долотом и О.К .
Значения данных параметров и диаметр подходящего долота берем из таблиц.
1) Исходя из значения ожидаемого дебита, выбираем хвостовик D  146,1 мм;
хв ост
Dобс
 146,1 мм;
хв ост
Dдол
м ин  166  2 10  186 мм;
эк .кол
Dдол
 187,3 мм;
18
2) Определяем диаметр долота под промежуточную колонну:
эксп
Dобс
 187,3  2  3  193,3 мм (внутренний диаметр);
эксп .
Dобс
 219,1 мм (наружный диаметр);
эксп
Dдолм
ин  244,5  2  12  256,5 мм;
пром.кол
Dдол
 269,9 мм;
3) Определяем диаметр долота под кондуктор:
конд.
Dобс
 269,9  2  3  275,9 мм (внутренний диаметр);
конд.
Dобс
 298,5 мм (наружный диаметр);
конд.
Dдол
 323,9  2  12  347,9 мм;
конд.
Dдол
 349,2 мм;
4) Определяем диаметр долота под направление:
напр.
Dобс
 349,2  2  4  353,2 мм (внутренний диаметр);
напр.
Dобс
 377 мм (наружный диаметр);
напр.
Dдолм
ин  402  2  20  442 мм;
напр.
Dдол
 444,5 мм;
5) Определяем диаметр долота под направление:
напр.
Dобс
 444,5  2  4  452,5 мм (внутренний диаметр);
напр.
Dобс
 473,1 мм (наружный диаметр);
напр.
Dдолм
ин  508  2  25  558 мм;
напр.
Dдол
 558 мм;
Графическое изображение конструкции скважины:
19
Рис 2.3 - Графическое изображение конструкции скважин
2.3. Выбор породоразрушающего инструмента
2.4. Выбор типа бурового раствора
Объем бурового раствора рассчитывается по формуле:
Vбр  2  Vскв ,
(2.1)
D2
Vбр 
L
4 ,
(2.2)
где Vскв - объем скважины;
При этом для обсаженного участка:
𝐷 = 𝐷д ∙ 𝑘кав ,
(2.3)
где kкав = 1,05 – коэффициент кавернозности.
Требуемый объем глины Vг, м3:
𝑉г =
𝜌р −𝜌в
𝜌г −𝜌в
,
где ρр – плотность раствора, кг/м3; ρг = 2500 кг/м3 – плотность глины.
Масса глины mг, кг:
𝑚г =
𝜌р −𝜌в
𝜌г −𝜌в
20
,
(2.2)
(2.2)
Объем воды Vв, м3:
𝑉в = 𝑉р − 𝑉г ,
1) 0-440 м:
𝑉скв.н =
440 ∙ 3,14 ∙ (0,558 ∙ 1,05)2
= 118,63 м3 ;
4
𝑉бр = 2 ∙ 118,63 = 237,26 м3 ;
𝑉г =
1100 − 1010
∙ 237,26 = 14,33 м3 ;
2500 − 1010
𝑚г = 2500 ∙ 14,33 = 35827,4 кг;
𝑉в = 237,26 − 14,33 = 222,92 м3 ;
2) 440-980 м:
𝑉скв.о
𝑉скв.н =
440 ∙ 3,14 ∙ 0,47112
=
= 76,7 м3 ;
4
(980 − 440) ∙ 3,14 ∙ (0,4445 ∙ 1,05)2
= 92,39 м3 ;
4
𝑉бр = 2 ∙ 169,1 = 338,2 м3 ;
𝑉г =
1030 − 1010
∙ 338,2 = 4,72 м3 ;
2500 − 1010
𝑚г = 2500 ∙ 4,72 = 11813,3 кг;
𝑉в = 338,2 − 4,72 = 333,4 кг;
3) 980-1460 м:
𝑉скв.о =
𝑉скв.н =
980 ∙ 3,14 ∙ 0,29672
= 67,76 м3 ;
4
(1460 − 980) ∙ 3,14 ∙ (0,3492 ∙ 1,05)2
= 50,68 м3 ;
4
𝑉бр = 2 ∙ 118,44 = 236,88 м3 ;
𝑉г =
1170 − 1010
∙ 236,88 = 26,1 м3 ;
2500 − 1010
𝑚г = 2500 ∙ 26,1 = 65248,1 кг;
𝑉в = 236,88 − 26,1 = 210,88 кг;
4) 1460-1770 м:
21
(2.2)
𝑉скв.о
𝑉скв.н =
1460 ∙ 3,14 ∙ 0,21772
=
= 101,2 м3 ;
4
(1770 − 1460) ∙ 3,14 ∙ (0,2699 ∙ 1,05)2
= 19,55 м3 ;
4
𝑉бр = 2 ∙ 120,8 = 241,6 м3 ;
𝑉г =
1150 − 1010
∙ 241,6 = 22,71 м3 ;
2500 − 1010
𝑚г = 2500 ∙ 22,71 = 56786,5 кг;
𝑉в = 241,6 − 22,71 = 218,9 кг;
5) 1770-2560 м:
𝑉скв.о =
𝑉скв.н
1770 ∙ 3,14 ∙ 0,14572
= 65,88 м3 ;
4
(2560 − 1770) ∙ 3,14 ∙ (0,1873 ∙ 1,05)2
=
= 24 м3 ;
4
𝑉бр = 2 ∙ 89,88 = 179,8 м3 ;
𝑉г =
1050 − 1010
∙ 179,8 = 4,83 м3 ;
2500 − 1010
𝑚г = 2500 ∙ 4,83 = 12064,7 кг;
𝑉в = 179,8 − 4,83 = 174,94 кг.
Наибольшее количество бурового раствора – 338 м3. Вычислим количество
мерников:
𝑉бр.𝑚𝑎𝑥 = 𝑉цс + 𝑛 ∙ 𝑉м ,
(2.2)
где Vцс = 7 м3 – объем циркуляционной системы; Vм = 40 м3 – объем одного мерника.
𝑛=
388−7
40
= 10 .
(2.2)
2.5. Проектирование режимно-технологических параметров бурения
Скважина вертикальная, бурение производится роторным способом. Диаметр
проходного отверстия:
𝐷д = 𝐷д.н. + 𝛿 = 558 + 25 = 583 мм,
(2.2)
где 𝐷д.н. – диаметр долота для бурения направления, мм, 𝛿 – диаметральный зазор, мм.
22
По ГОСТ 4938-78 – Р560.
Подберем осевую нагрузку на долота, частоту его вращения и расход буровых
растворов на каждом интервале, т.е. режим бурения для каждого однородного по
условиям буримости интервала скважины.
Осевая нагрузка на долото:
𝑃д = 𝑃уд ∙ 𝐷д ,
(2.2)
где PД - удельная нагрузка на единицу диаметра рассматриваемого долота, кН/мм; DД –
диаметр долота, мм.
Таблица 2.1 – Значения Pуд
Глубина, м
Горные породы
Pуд, кН/мм
0-440
Мягкие
0,5
440-980
Средние
0,8
980-1460
Средние
0,9
1460-1770
Средние
1
1770-2560
Твердые
1,55
По формуле 2.2:
𝑃д напр = 0,5 ∙ 558 = 279 кН,
𝑃д конд = 0,8 ∙ 444,5 = 355,6 кН,
𝑃д промеж = 0,9 ∙ 349,2 = 314,3 кН,
𝑃д промеж = 1 ∙ 269,9 = 269,9 кН,
𝑃д экспл = 1,55 ∙ 187,3 = 290,31 кН.
Частоту вращения ротора подбираем из рекомендованных значений для данных
параметров (зависит от глубины разбуриваемого интервала):
𝑛 напр = 120 мин−1 ,
𝑛 конд = 90 мин−1 ,
𝑛 промеж = 80 мин−1 ,
𝑛 промеж = 70 мин−1 ,
𝑛 экспл = 70 мин−1 .
Для выбранного ротора известно максимально возможное значение частоты
вращения стола ротора – 250 мин-1. Рассчитанные параметры удовлетворяют условию.
Минимальный необходимый расход промывочной жидкости, м3/с:
23
𝑄=𝑞∙
𝜋(𝐷д )2
4
,
(2.2)
где qуд – удельный расход жидкости, необходимый для удовлетворительной очистки
забоя, 0,5-0,6 м3/с.
𝑄 напр =
0,6 ∙ 3,14 ∙ (0,558)2
= 0,147 м3 /с,
4
𝑄 конд =
0,6 ∙ 3,14 ∙ (0,4445)2
м3
= 0,093 ,
4
с
𝑄 промеж =
0,6 ∙ 3,14 ∙ (0,3492)2
м3
= 0,058 ,
4
с
𝑄 промеж =
0,6 ∙ 3,14 ∙ (0,2699)2
м3
= 0,035 ,
4
с
𝑄 экспл =
0,6 ∙ 3,14 ∙ (0,3492)2
м3
= 0,017 .
4
с
Расход, обеспечивающий вынос шлама, м3/с:
𝜋
2
2
𝑄вш ≥ 4 (𝑑скв
− 𝑑бт
) ∙ 𝑉в.п ,
(2.2)
где Vв.п= 0,4-0,5 – скорость восходящего потока промывочной жидкости, м/с; dске –
диаметр скважины, м; dбт – диаметр бурильных труб, м.
0,4∙3,14∙(0,5082 −0,16832 )
напр
𝑄вш =
4
0,6∙3,14∙(0,44452 −0,16832 )
конд
𝑄вш
=
пром
𝑄вш
пром
𝑄вш
=
=
= 0,089 м3 /с,
= 0,08 м3 /с,
4
0,6∙3,14∙(0,34922 −0,16832 )
4
0,6∙3,14∙(0,26992 −0,16832 )
экспл
𝑄вш
=
4
= 0,044 м3 /с,
= 0,021 м3 /с,
0,6∙3,14∙(0,18732 −0,11432 )
4
= 0,01 м3 /с.
Сравниваем полученные значения расхода, выбираем наибольший. Полученные
данные представим в виде таблицы.
Таблица 2.2 – Режимно-технологические параметры бурения
Колонна
PД, кН
n, мин-1
Направление
279
120
0,14
Кондуктор
355,6
90
0,093
Промежуточная колонна
314,3
80
0,057
Промежуточная колонна
269,9
70
0,034
Эксплуатационная колонна
290,3
70
0,016
24
Q, м3/с
2.6. Выбор компоновки и расчет колонны бурильных труб
Наружное избыточное давление – разность между наружным давлением,
действующим на обсадную колонну со стороны кольцевого пространства, и внутренним,
действующим внутри обсадной колонны [9].
РНИ  РН  РВ ,
Проведем расчёт эксплуатационной колонны (0-2500/3057)
Наружное избыточное давление достигает наибольших значений в трех случаях:
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 (в начале эксплуатации).
3) В конце эксплуатации за счет снижения уровня флюида.
Рассмотрим 1 случай (рис.4.1):
Рис.4.1 - Схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора при
снятом устьевом давлении.
Таблица 4.1 – Результат расчета
H
Исходные данные
2734
ρбуф, кг/м3
h1
550
ρтр.обл, кг/м3
1500
h2
100
ρтр.н, кг/м3
1850
20
ρпрод, кг/м
1000
hст
3
25
1050
Расчет
Точка 1
Точка 2
Точка 3
Точка 4
Точка 5
Рн,Па
0
5665275
30018600
35250600
35970000
Рв, Па
0
5395500
23544000
24034500
24525000
Рни, Па
0
269775
6474600
11216100
11445000
Далее необходимо провести анализ 2-го и 3-го случаев с целью выбора наиболее
опасного.
Для этого рассчитывается давление столба нефти в конце эксплуатации Р кэ и
давление столба жидкости при испытании обсадных колонн на герметичность путем
снижения уровня жидкости Р г по формулам:
Рг   г  g  ( H  h) ,
Ркэ   н  g  ( H под  hд ) ,
где:
 г - плотность технической воды (1050
кг / м 3 );
H под - глубина подошвы
продуктивного пласта, м; h – высота снижения уровня жидкости при испытании, которая
находится в соответствии с инструкцией по расчету обсадной колонны (при глубине
скважины 1000-2500 м h=1050 м); hд - динамический уровень в скважине в конце
эксплуатации, м [10].
hд 
hд 
2
 H скв ,
3
2
 2734  1666 м
3
Рг  1050  10  (2734  1050)  15,2 МПа
Ркэ  900  10  (2734  1666)  7,5 МПа
Так как,
Рг > Ркэ , то наиболее опасным является случай в конце эксплуатации.
Рассмотрим 2 случай (рис.4.2):
26
Рис.4.2 - Схема расположения жидкостей в конце эксплуатации нефтяной скважины
Давление столба цементного камня определяется по формуле:
PЦК   тр  g  hЦК  (1  К ) ,
где К – коэффициент разгрузки, связанный с твердением цементного раствора (при
диаметре обсадной колонны 114,3 мм К=0,25).
Результаты расчетов представлены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Результат расчета
H
Исходные данные
2500
ρбуф, кг/м3
h1
550
ρтр.обл, кг/м3
1500
h2
100
ρтр.н, кг/м3
1850
1666
ρпрод, кг/м
1000
Рв, Па
0
0
0
23544000
24525000
Рни, Па
0
4248956,25
7823597,63
2354400
9503437,5
hдин
3
1050
Расчет
Точка 1
Точка 2
Точка 3
Точка 4
Точка 5
Рн,Па
0
4248956,25
7823597,625
25898400
34028437,5
На рисунке 4.3 представлена эпюра наружных избыточных давлений двух самых
опасных случаев.
27
0
2
4
6
8
10
12
14
0
500
в конце продавки
тампонажного
раствора и снятом
на устье давлении.
1000
1500
В конце
эксплуатации за счет
снижения уровня
флюида.
2000
2500
3000
Рис.4.3 – Эпюра наружных избыточных давлений
4.3.2 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  РВ  РН ,
Внутреннее избыточное давление достигает наибольших значений в двух случаях:
1) При цементировании в конце продавки тампонажной смеси, когда давление на
цементировочной головке достигает максимального значения.
2) При опрессовке колонны с целью проверки ее герметичности
Рассмотрим 1 случай (рис. 4.3):
28
Рис.4.3 - Схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора, когда
давление на цементировочной головке достигает максимального значения.
При цементировании максимальные давления в цементировочной головке Рцг
возникают в конце процесса при посадке разделительной пробки на стоп-кольцо.
Величина этого давления определяется по формуле [10]:
Рцг  Ргс  Ргд  Рст ,
где Ргс - разность гидростатических давлений, возникающих из-за разности плотностей
составного столба жидкости в затрубном пространстве и внутри колонны; Ргд гидродинамическое
давление,
необходимое
для
преодоления
гидравлических
сопротивлений жидкости при движении ее внутри колонны и в затрубном пространстве;
Рст - дополнительное давление, возникающее при получении сигнала «Стоп», равное 2,53 МПа.
Гидродинамическое может быть найдено по формуле:
Ргд  0,002  L   ,
29
где L – длина скважины по стволу;  - величина, равная 1,6 при длине ствола менее 1500
и 0,8 – более 1500 м.
Результаты вычисления представлены в таблицах 4.3 и 4.4
Таблица 4.3 – Максимальное давление в цементировочной головке
∆Ргс, МПа
Ргд, МПа
Рст, МПа
Рцг, МПа
6,04
7,3
3
15,34
Таблица 4.4 – Результат расчета
H
h1
h2
hст
Точка 1
Точка 2
Точка 3
Точка 4
Точка 5
Исходные данные
2734
ρбуф, кг/м3
550
ρтр.обл, кг/м3
100
ρтр.н, кг/м3
20
ρпрод, кг/м3
Расчет
Рн,Па
Рв, Па
0
13840000
5665275
19235500
30018600
37384000
35250600
37874500
35970000
38365000
Рассмотрим 2 случай (рис. 4.4):
30
1050
1500
1850
1000
Рви, Па
13840000
13570225
7365400
2623900
2395000
Рис.4.4 - Схема расположения жидкостей при опрессовке обсадной колонны
В соответствии с инструкцией по расчету обсадных колонн минимальное давление
опрессовки для обсадной колонны диаметром 114 мм PОП  15МПа .
Результаты вычисления представлены в таблице 4.5.
Таблица 4.5 – Результат расчета
H
h1
h2
Точка 1
Точка 2
Точка 3
Точка 4
Исходные данные
2734
ρбуф, кг/м3
550
ρтр.обл, кг/м3
100
ρтр.н, кг/м3
ρопр, кг/м3
Расчет
Рн,Па
Рв, Па
0
15000000
5775000
20665275
30018600
39721200
35953650
40751250
1050
1500
1850
1050
Рви, Па
15000000
14890275
9702600
4797600
На рисунке 4.5 представлена эпюра внутренних избыточных давлений двух самых
опасных случаев.
31
0
5
10
15
20
0
500
в конце продавки
тампонажной
смеси
1000
1500
При опрессовке
колонны
2000
2500
3000
Рис.4.5 - Эпюра внутренних избыточных давлений
4.4. Конструирование обсадной колонны по длине
К параметрам обсадной колонны при заданном диаметре относятся группа
прочности материала труб, толщина стенок и длина секций. Подбор компоновки
эксплуатационной колонны ведется по эпюрам наружных избыточных давлений с учетом
внутренних давлений и страгивающих нагрузок. Для каждой секции обсадной колонны
необходимо произвести расчет на действие наружного, внутреннего избыточного
давления, а также на растяжение.
Так как данная колонная не должна перекрывать продуктивный пласт и в виду
небольших наружных и внутренних избыточных давлений, примем длину первой секции
равной всему интервалу скважины до продуктивного пласта (L=2734 м). Наибольшее
значение РНИ фиксируется на уровне нижнего конца первой секции при Н=2500 м и равно
2500
𝑃НИ
= 11,4 МПа.
С учётом коэффициента запаса прочности n1  1,3 трубы первой секции должны
выдерживать давление n1  РНИ 2500  1,3  11,4  13,35МПа . По ГОСТ 632-80 определим, что
такое давление выдерживают трубы исполнения А группы прочности Д с толщиной
стенок  =5,7 мм, РКР  24,2МПа . Вес 1 м труб составляет 15,2 кг.
Q1  q1  l1  15,3  9,8  3058  458516,5 Н
Трубы проверим на действие внутренних избыточных давлений РВИ 2500  4,8 МПа ;
РТ 1  33,1 МПа .
32
РТ 1
РВИ1146

33,1
 6,9  [n2 ]  1,15
4,8
Критическое давление для труб с учётом растягивающих нагрузок определяется по
формуле:
'
РКР
 РКР (1  0,3
Q1
458,5
)  24,2  (1  0,3
)  23,7МПа
QТ 1
7440
Проверим колонну на страгивание в резьбовом соединении:
𝑛стр =
𝑃стр
657
=
= 1,4 > [𝑛3 ] = 1,15
𝑄1
458,5
Следовательно, даже с учетом веса секции выбор данного типа труб является
приемлемым.
В таблице 4.6 представлены результаты расчета эксплуатационной колонны.
Таблица 4.6
№
секции
1
Группа
прочности
Д
δ, мм
l, м
Q, кH
PT, МПа
Рстр, кН
Ркр, МПа
q, кг/м
5,7
3058
458,5
33,1
657
24,2
15,2
4.5. Расчет одноступенчатого цементирования
4.5.1. Обоснование выбора вида буферной жидкости и цемента
В качестве буферной жидкости используется моющее средство «НИКА-4» и
техническая вода плотностью 1000 кг/м3. Продавочная жидкость – буровой раствор.
Согласно требованиям п.229 «Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности»: Плотность тампонажного раствора должна быть не ниже плотности
бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора
при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием
гидродинамического давления в процессе цементирования.
Для цементирования кондуктора применяются следующие цементные растворы:
- В интервале горизонтов 0-350 м по вертикали размещается цементный раствор с
плотностью 1,5 г/см3 из цемента марки ЦТОС -5 с водоцементным соотношением равным
1. В качестве ускорителя схватывания используется СаСl2 в количестве 20 кг/м 3 воды для
приготовления раствора, в качестве пеногасителя используется трибутилфосфат (ТБФ) в
количестве 0,4 кг/м3.
- В интервале 350-750 м по вертикали размещается цементный раствор плотностью
33
1,85 г/см3 из цемента марки ПЦТ- I-50 (В/Ц - 0,5). В качестве ускорителя схватывания
используется СаСl2 в количестве 24,7 кг/м3 воды для приготовления раствора, в качестве
пеногасителя используется трибутилфосфат (ТБФ) в количестве 0,5 кг/м3.
Согласно требованиям п.232 «Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности» направление и кондуктор цементируются до устья.
Проверим выбранный тампонажный раствор на давления, оказываемые на пласт:
750
𝑃грп
= 11,4 Мпа
750
𝑃цр
= (1500 ∙ 450 + 1850 ∙ 300) ∙ 9,81 = 10,2 Мпа
750
750
Выбранные плотности цементного раствора удовлетворяют условию 𝑃грп
> 𝑃цр
Для
цементирования
эксплуатационной
колонны
применяются
следующие
цементные растворы:
- В интервале 550-2400 м по вертикали размещается цементный раствор с
плотностью 1,5 г/см3 из цемента марки ЦТОС – 3СО50 с водоцементным соотношением
равным 0,9. В качестве замедлителя схватывания используется добавка CR-220 в
количестве 1 кг/м3 воды для приготовления раствора; в качестве добавки, снижающей
потерю текучей среды, используется добавка CFL – 160 в количестве 0,67 кг/м3.
- В интервале 2400-2500 м по вертикали размещается цементный раствор
плотностью 1,85 г/см3 из цемента марки ПЦТ- I-G (В/Ц - 0,5). В качестве замедлителя
схватывания используется добавка CR-220 в количестве 0,71 кг/м3 воды для
приготовления раствора; в качестве пластификатора выступает ПВАД в количестве 4,5
кг/м3; в роли добавки, снижающей потерю текучей среды, используется добавка CFL – 160
в количестве 0,75 кг/м3.
Проверим выбранный тампонажный раствор на давления, оказываемые на пласт:
750
𝑃грп
= 36,8 Мпа
750
𝑃цр
= (1500 ∙ 1850 + 1850 ∙ 100) ∙ 9,81 = 29 Мпа
2500
2500
Выбранные плотности цементного раствора удовлетворяют условию 𝑃грп
> 𝑃цр
4.5.2. Определение объемов технологических жидкостей
Цементирование скважины осуществляется с целью разобщения пластов с
заполнением заданного интервала затрубного пространства скважины. Геологические
условия для данной скважины позволяют применять одноступенчатое цементирование.
1) Определим объем буферной жидкости для каждого интервала по формуле:
2
2
Vб.ж.  0,785  (d скв
 d нар
.тр. )  h ,
34
где h – высота подъема буферной жидкости в кольцевом пространстве (h не менее 200 м).
Результаты расчетов представлены в таблице 4.7.
Таблица 4.7 - Объем буферной жидкости.
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
Dскв,м
0,4445
0,295
0,22
d нар.тр., м
0,339
0,244
0,1778
h, м
30
200
200
Vб.ж., м³
1,95
4,32
2,64
2) Определим необходимый объем цементного раствора. Он будет складываться из
нескольких объемов по формуле:
Vц. р.  V1  V2  V3 ,
где V1 - объем межтрубного пространства, м 3 ; V 2 - объем затрубного пространства, м 3 ;
V 3 - объем цементного стакана ниже кольца,
м3 .
V1  0,785  (d В2, ПР.  d н2 ) h1 ;
2
V2  0,785  (d СКВ
 d н2 )  ( H h1 )  k1 ;
2
V3  0,785  d ВН
. h 2 ,
где Н – глубина спуска рассчитываемой колонны, м; h1 - глубина спуска предыдущей
колонны, м; h 2 - высота цементного стакана (20 м); k1 - коэффициент, учитывающий
неровности стенок скважины ( k1 =1,1).
Результаты вычислений представлены в таблицах 4.8-4.11:
Таблица 4.8 - Объем межтрубного пространства.
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
dв.пр., м
0,319
0,224
dн., м
0,244
0,1778
h1, м
30
761
Межтрубный объем, м³
0
0,99
10,93
Таблица 4.9 - Объем затрубного пространства.
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
dскв., м
0,444
0,295
0,22
dн., м
0,339
0,244
0,1778
35
H, м
30
761
2734
h1, м
0
30
761
Затрубный объем, м³
2,13
17,09
25,37
Таблица 4.10 - Объем цементного стакана.
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
dвн, м
0,319
0,224
0,157
h2,м
20
20
20
Стакан,м³
1,60
0,79
0,39
Таблица 4.11 - Общий объем цементного раствора.
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
Vц.р., м³
3,73
18,87
36,68
3) Определим необходимый объем продавочной жидкости по формуле:
2
V ПР. Ж .  0,785  d ВН
.  ( H h 2 )  k 2 ,
где: k2 - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости ( k2 =1,05). Результаты
вычислений представлены в таблице 22.
Таблица 22 - Объем продавочной жидкости.
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
dвн, м
0,319
0,244
0,157
H, м
30
761
2734
h2,м
20
20
20
Vпр.ж., м³
0,84
35,82
50,39
4.5.3. Определение потребного количества материалов для цементирования
1) Определим количество сухого цемента по формуле:
М С . Ц .  k Ц  m  V Ц . Р. ,
где: k Ц - коэффициент, учитывающий потери сухого цемента при разгрузочных работах
(1,03-1, 05); m- масса сухого цемента в 1 м 3 раствора заданной плотности:
m
 Ц .Р,
1 В / Ц
;
где: В/Ц – водоцементное отношение (для цементных растворов нормальной плотности –
0,4-0,55; для облегченных растворов – 0,6-1,2)
36
В нашем случае, при цементировании эксплуатационной колонны будет
использоваться два вида цемента, поэтому для каждого из них необходимо подсчитать
необходимое количество сухого цемента. Результаты представлены в таблице 4.12.
Таблица 4.12 - Количество сухого цемента.
Раствор
Облегченный
Нормальной
плотности
ρц.р-ра., кг/м³
1500
В/Ц
1
m, кг
750,0
Vц.р., м³
34,98
Мс.ц., кг
27545,8
1850
0,5
1233,3
24,30
31474,8
Всего, кг
59020,5
2) Определим количества воды, необходимого для затворения по формуле:
VВ 
В / Ц  М С .Ц .
В
 kВ ,
где: k В - коэффициент, учитывающий потери воды при разгрузочных работах (1,03-1, 05);
3
 В - плотность воды (1010 кг / м ). Результаты представлены в таблице 4.13.
Таблица 4.13 - Количество воды для затворения.
Раствор
Облегченный
Нормальной плотности
В/Ц
1
0,5
Мс.ц., кг
27545,778
31474,757
Vв., м³
28,64
16,36
Всего, м³
45,00
4.5.4. Определение необходимого числа техники
Для правильного определения необходимого числа цементировочной техники
необходимо произвести гидравлический расчет цементирования скважины. В результате
чего определим необходимую суммарную подачу цементировочных агрегатов Q из
условия обеспечения максимально возможной скорости восходящего потока бурового и
тампонажного растворов в затрубном пространстве V, допустимого давления на
цементировочной головке Рцг и забое скважины Р з . При этом принимают следующие
граничные условия [10]:
Р ЦГ  Р ЦГ . РАСЧ ,
Р З  0,95  Р ПГ
,
где: РЦГ .РАСЧ , - рассчитанное по формуле значение давление на цементировочной головке.
37
Максимальное
ожидаемое
давление
на
цементировочной
головке
Рцг
рассчитывается по формуле:
Рцг  Р ГС  РТ  Р КП  РСТ ,
где РГС - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном
пространстве и в трубах в конце цементирования, МПа; РТ , РКП - гидравлические
сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве при принятом
значении v, МПа; Рст - дополнительное давление, возникающее при получении сигнала
«Стоп», равное 2,5-3 МПа.
Максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном
пространстве и в трубах в конце цементирования РГС определяется по формуле:
Р ГС  (  СРВЗКП   СРВЗТ )  g  H ,
Гидравлические сопротивления внутри колонны РТ в конце продавки тампонажной
смеси находят по формулам Дарси-Вейсбаха [10]:
5
PТ  8,11  Т   ПРОД  Q 2  L / d ЭК
, ВН . ,
где: Т - коэффициент гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны, для
практических расчетов принимается равным 0,02; d ЭК ,ВН . - внутренний диаметр обсадной
колонны, см; Q – производительность закачки раствора (л/с), определяемая по формуле:
2
2
Q  0,0785  ( DЭК
. Д .  k СРВЗВ  DЭК . Н . )   п ,
где:
 п - скорость подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве в конце
продавки тампонажного раствора.
Гидравлические сопротивления в затрубном пространстве РКП в конце продавки
тампонажной смеси находят по формулам Дарси-Вейсбаха:
PКП  8,11   КП
 СРВЗВ .ОС  ( L  L ПРЕД. )




3
2
 ( D  К СРВЗВ  D Н )  ( D Д .  К СРВЗВ  D Н ) 
 Q 2   Д.
,
 СРВЗВ .ЗС  L ПРЕД.


 ( D 2 ВН . ПРЕД.  D 2 Н ) 3  ( D 2 ВН . ПРЕД.  D 2 Н ) 2



38
где: КП - коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве, для
практических расчетов принимается равным 0,035.
Результаты вычислений представлены в таблицах 4.14 – 4.17.
Таблица 4.14 - Разность гидростатических давлений
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
ρсрвз.кп., кг/м³
1850,0
1850,0
1427,0
ρсрвз.т., кг/м³
1425,0
1392,0
1247,0
Н,м
30
750
2500
∆Ргс,Мпа
0,13
3,37
4,41
Таблица 4.15 - Гидравлические сопротивления в трубах
ρпрод.,
Q,
кг/м³
Dд, м Dн., м v,м/с л/с
1000,0 0,4450 0,339 1,10 12,31
1000,0 0,2950 0,2445 1,10 4,61
1000,0 0,2200 0,1778 1,10 2,30
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
Н,м
30
750
2500
Dвн.экв.,см Рт,Мпа
30,26
0,03
23,45
0,36
17,38
1,35
Таблица 4.16 - Гидравлические сопротивления в кольцевом пространстве
Колонна
L,м
Lпре
д, м
Dд,с
м
Dн,
см
Dвн.пре
д, см
ρсрвз.ос
., кг/м³
ρсрвз.зс
., кг/м³
Pкп,Мп
а
Направление
30
0
44,5
33,9
0
1850
1850
0,07
Кондуктор
Эксплуатационн
ая
750
250
0
30
29,5
24,45
31,9
1850
1675
3,07
750
22
17,78
22,45
1850
1675
6,79
Таблица 4.17 - Давление на цементировочной головке
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
Условие
∆Ргс,Мпа
0,13
3,37
4,41
Рт,Мпа
0,03
0,36
1,35
Pкп,Мпа
0,07
3,07
6,79
Рст,Мпа
3
3
3
Рцг,Мпа
3,22
9,80
15,56
РЦГ  РЦГ .РАСЧ , выполняется, так как РЦГ .РАСЧ ,  16,34МПа . Условие
РЗ  0,95  РПГ было проверено на этапе обоснования способа цементирования.
Далее рассчитаем давление на цементировочных насосах цементировочных
агрегатов (табл. 29):
39
РЦА  РЦГ . / 0,8 ,
/
Таблица 4.18 – Давление на цементировочных насосах
Колонна
Рцг,Мпа
Рца,Мпа
Направление
3,22
4,03
Кондуктор
9,80
11,74
Эксплуатационная
15,56
19,45
По таблице 4.19 выбираем необходимое большее давление, развиваемое
цементировочным агрегатом ЦА-320 [10].
Таблица 4.19 - Технические характеристики насоса 9Т цементировочного агрегата
ЦА-320
Диаметр
Развиваемое давление, МПа
Идеальная подача, л/с
Втулок,
Скорость коробки передач
Скорость коробки передач
мм
1
2
3
4
5
1
2
3
4
5
100
-
32
18
12
7,6
-
3,2
6,1
9,3
14,1
115
-
23
13
8,6
5,1
-
4,3
8,2
12,4
18,8
127
-
18
10
7
4,5
-
5,3
10,2
15,5
23,5
Число цементировочных агрегатов определим по формуле:
nСМ 
где

0,785  (d c2  d н2 )  
QЦ . А.
 1,
- скорость восходящего потока цементного раствора в затрубе (около 1,5м/c для
промежуточных колонн и кондуктора, 1,8-2 м/c – для эксплуатационной колонны); QЦ .А. подача цементировочного агрегата на необходимой передаче.
Результаты расчетов представлены в таблице 4.20.
Таблица 4.20 – Число цементировочных агрегатов.
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
Рца,Мпа
4,03
11,74
19,45
Диаметр
втулок, мм
127
100
127
Передача
5
5
2
Подача, л/c
23,5
14,1
5,3
Nца, шт
2,082651
2,592659
4,7296
Таким образом, число необходимых цементировочных агрегатов с учетом запаса:
для направления -2, для кондуктора – 3, для эксплуатационной – 5.
40
Число цементосмесительных машин определим по формуле:
М С .Ц .
nСМ 
 Ц  VБ .
,
где  Ц - насыпная плотность цементного порошка (1100-1400 кг / м 3 ); VБ . - объем бака
цементосмесительной машины (14,5 м 3 для цементосмесительной машины УС6-30Н(У)).
Для эксплуатационной колонны и кондуктора используется два вида цемента, поэтому для
предотвращения их смешивания необходимо две цементосмесительные машины.
Результаты расчета представлены в таблице 4.21
Таблица 4.21 - Число цементосмесительных машин.
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
Мс.ц., кг
4826,9
24439,4
47503,9
nсм, шт
0,2774073
1,4045624
2,7301097
nсм, шт
1
2
3
4.5.4. Расчет времени цементирования
t цемия  t пр.ц. р.  t б .ж.  t ц. р.  t пр.ж. ,
где t пр.ц . р. - время приготовления цемента; tб.ж. - время прокачки буфера; tц . р. - время
прокачки раствора; tпр.ж. - время прокачки продавочной жидкости.
t пр.ц . р. 
t б .ж. 
t ц . р. 
t пр.ж. 
Vц . р .
Qсм  n см
V
Q
б .ж.
IV
ц .а.
ц .а .
n
Vц . р .
IV
ц .а .
Q
Vпр.ж.  0,9
QцIV.а.  nц.а.
 nц .а .

,
,
,
Vпр.ж.  0,1
QцI.а.
,
Результаты расчетов представлены в таблицах 4.22 – 4.26:
Таблица 4.22 - Время приготовления цементного раствора.
Колонна
Vц.р., м³
41
Qсм, м³/c
n, шт
t,мин
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
3,73
18,87
36,68
0,027
0,027
0,027
1
2
2
2,30
5,82
11,32
n, шт
1
1
1
t,мин
2,10
4,65
2,84
n, шт
1
2
4
t,мин
2,65
8,36
16,43
Таблица 4.23 - Время прокачки буферной жидкости.
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
QцаIV,
м³/c
0,0155
0,0155
0,0155
Vб.ж., м³
1,95
4,32
2,64
Таблица 4.24 - Время прокачки цементного раствора.
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
Vц.р., м³
3,73
18,87
36,68
Qца, м³/c
0,0235
0,0188
0,0093
Таблица 4.25 - Время прокачки продавочной жидкости.
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
Vпр.ж., м³
6,84
35,82
50,39
Qца, м³/c
0,0235
0,0188
0,0093
n, шт
1
2
4
QцаI, м³/c
0,0032
0,0032
0,0032
Таблица 4,26 - Общее время цементирования.
Колонна
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
t,мин
14,97
53,60
77,16
Определим время начала схватывания (таблица 38) по формуле:
t НС 
t цемия
0,75
,
Таблица 38 - Время начала схватывания.
Колонна
Направление
42
t,мин
19,96
t,мин
7,93
32,95
46,56
Кондуктор
Эксплуатационная
76,81
102,88
Схема расстановки цементировочной техники представлена в приложении.
4.6 Расчет режима спуска обсадных колонн
Скорость и ускорение спуска обсадных колонн приходится ограничивать из-за
опасности возникновения высокого гидродинамического давления, под действием
которого может произойти гидроразрыв пласта и поглощение бурового раствора, а также
смятие обсадной колонны и разрушение обратного клапана.
Рассмотрим спуск обсадной колонны с закрытым нижним концом. При спуске
колонны в скважину возникает встречное движение слоев жидкости в затрубном
пространстве. Это приводит к значительному уменьшению канала движения бурового
раствора.
Формула Буркхарда:
𝑑н2
𝜔э = 𝜔Т ( 2
+ 𝑏Т )
𝑑с − 𝑑н2
𝜔Т - скорость спуска труб, м/с; 𝑑н -наружный диаметр труб, мм; 𝑑с -диаметр скважины,
мм; 𝑏Т -коэффициент, учитывающий уменьшение эффективной площади сечения
затрубного пространства вследствие движения встречных слоев жидкости. Зависит от
режима движения жидкости. В данном случае 𝑏Т принимаем равным 0,5 [5].
Коэффициент гидравлических сопротивлений:
𝜆К =
0,3164
𝑅𝑒 0.25
Коэффициент, учитывающий увеличение гидродинамического сопротивления за
счет увеличения диаметра муфт:
𝑘Э = 1 +
𝜀К ∙ (𝑑𝑐 − 𝑑н )
𝜆𝑘 ∙ 𝑙 𝑇
Коэффициент местных сопротивлений для муфтовых соединений:
43
𝜀𝑘 = (
𝑑с2 − 𝑑н2
− 1)2
𝑑с2 − 𝑑м2
2 ∙ (∆𝑃погл − 𝜌б.р. ∙ 𝑔)(𝑑𝑐 − 𝑑н )
𝜔пред = √
𝜆к ∙ 𝑘э ∙ 𝜌б.р.
где ∆𝑃погл - модуль градиента давления поглощения, Па/м.
𝜔пред
𝑑2
( 2 н 2 + 𝑏𝑇 )
𝑑с + 𝑑н
скорость спуска для
𝜔Т =
Рассчитаем
допустимую
фильтра-хвостовика.
Число
Хёдстрема и критическое число Рейнольдса в данном случае составят:
𝜏0 ∙ 𝜌бр ∙ (𝐷𝑐 − 𝑑н )2 8 ∙ 1060 ∙ (0,153 − 0,114)2
𝐻𝑒 =
=
= 76320
𝜂2
(18 ∙ 10−3 )2
𝑅𝑒 = 7,3 ∙ 𝐻𝑒 0,58 + 2100 = 7,3 ∙ 763200,58 + 2100 = 7057
Рассчитаем критическую скорость спуска:
𝑣кр =
𝜂 ∙ 𝑅𝑒кр
18 ∙ 103 ∙ 7057
=
= 3,07 𝑚/𝑐
𝜌бр ∙ (𝐷с − 𝐷н ) 1060 ∙ (0,153 − 0,114)
𝜆К =
𝜀𝑘 = (
𝑘Э = 1 +
0,3164
= 0,034
70570.25
0,153 − 0,114
− 1)2 = 0,144
0,153 − 0,127
0,144 ∙ (0,153 − 0,114)
= 1,015
0,34 ∙ 12,5
Найдем предельную скорость движения жидкости в пространстве:
𝜔пред = √
2 ∙ (16500 − 1060 ∙ 9,81)(0,153 − 0,114)
= 3,7 м/с
0,034 ∙ 1,015 ∙ 1060
3,7
= 4,4 м/с
0,1142
(
+ 0,5)
0,1532 + 0,1142
Аналогичные расчеты были произведены для эксплуатационной колонны,
𝜔Т =
кондуктора и направления. Все полученные значения представлены в таблице 4.27.
44
Таблица 4.27—Допустимые значения скорости спуска обсадных колонн
Название обсадной колонны
Скорость спуска обсадных труб, м/с
Фильтр-хвостовик
4,4
Эксплуатационная
3,8
Кондуктор
4,9
Направление
5,8
4.7. Технологическая оснастка обсадных колонн
К технологической оснастке обсадных колонн относят набор устройств, которыми
оснащают колонну для обеспечения ее спуска и качественного цементирования.
Низ каждой колонны необходимо оборудовать башмаком с направляющей
головкой. Башмак предназначен для предотвращения смятия низа колонны при случайных
ее посадках на уступы, каверны и забой скважины. Направляющая пробка крепится к низу
башмака и предназначена для направления колонны при ее спуске по стволу скважины.
Для эксплуатационной колонны над башмаком необходима установка башмачного
патрубка из-за возможности опасности закупоривания отверстия направляющей пробки
(осыпи, обвалы, загрязнение забоя). Башмачный патрубок имеет боковые отверстия для
выхода бурового и цементного раствора в затрубное пространство [4].
Над башмаком в первом стыке обсадных труб необходима установка обратного
клапана для эксплуатационной колонны, для предотвращения поступления цементного
раствора в обсадную колонну после окончательного продавливания в затрубное
пространство в процессе цементирования колонны.
В следующем за обратным клапаном стыке обсадных труб необходима установка
упорного кольца «стоп» для остановки разделительных пробок.
На 200-300 м выше «стоп» кольца необходима установка сигнального кольца для
получения информации о приближении верхней пробки к «стоп» кольцу [5].
На наружную поверхность обсадной колонны устанавливают центрирующие
фонари, турбулизаторы и скребки. Центраторы устанавливают через 10 м в интервалах
продуктивных пластов и мест искривлений ствола скважины, в остальных интервалах
цементирования – через 50 м. Турбулизаторы устанавливают в продуктивной зоне и в
зонах каверн. Также для предохранения лопастей турбулизатора от повреждения его
устанавливают в комплекте с центратором (выше) на 1-1,5 метра.
45
Скребки устанавливают на обсадной колонне в интервалах залегания проницаемых
пластов. Технологическая оснастка обсадных колонн представлена в таблице 4.28.
Таблица 4.28 - Технологическая оснастка
Колонна
Устройство
Интервал установки от
Количество, шт.
устья, м.
Направление
БК-339,7
30
1
Кондуктор
БК-244,5
761
1
БК-177,8
2734
1
2734-2729
1
2724
1
2724-10
50
3057
1
3057-3052
1
3040
1
3040-3050
61
Башмачный патрубок –
ОТТМ-178х8,3
Эксплуатационная
Обратный клапан
ЦКОД-178-1
Центратор-турбулизатор
ЦТГП-178/270
БК-114
Башмачный патрубокОТТМ-114,3х5.7
Фильтр-хвостовик
Обратный клапан
ЦКОД-114-1
Центратор-турбулизатор
ЦТГП-114/165
4.8. Мероприятия по подготовке обсадных труб, ствола скважины и бурового
оборудования к спуску обсадных колонн
1. Подготовка колонны.
Обсадные
Деформированные
трубы
проверяются
трубы
в
первую
отбраковываются.
очередь
Затем
на
трубной
трубы
базе.
подвергаются
инструментальному контролю. Конусность и шаг резьбы проверяются при помощи
специальных калибров. Далее трубы проверяют на герметичность путем опрессовки.
Давления опрессовки представлены в таблице 4.29.
Таблица 43 - Давление опрессовки
D, мм
426-377
351-273
245-219
194-178
168
145-110
127-114
Роп, МПа
6
7
8
8,5
10
11
13
Если в течение 30 секунд давление уменьшится менее 0,5МПа, то трубы считаются
герметичными. Резьбовые части покрывают силиконовой смазкой или фторопластовым
уплотнителем муфт для повышения герметичности резьбового соединения.
46
Проверенные трубы, снабженные муфтой с оной стороны и закрученным колпаком
с другой завозят на буровую до спуска в скважину. Общая длина труб должна быть на 5%
больше для запаса.
Перед спуском в скважину каждую обсадную трубу проверяют жестким двойным
шаблоном.
2. Подготовка ствола скважины.
До спуска колонны в скважину все работы ГИС должны быть завершены. По
данным ГИС определяют участки сужений ствола, резких изменений зенитного и
азимутальных углов. Эти участки прорабатывают новым долотом со скоростью 35-40
м/час.
Затем скважину промываем, после чего, на колонне бурильных труб в скважину
опускаем шаблон. После шаблонирования снова промываем скважину в течении 2-х или
3-х циклов циркуляции.
3. Подготовка бурового оборудования.
Перед спуском колонны проверяем надежность закрепления всех элементов и их
соосность. На буровой площадке устанавливаем деревянный настил для постановки на
него резьбой обсадных труб. На столе ротора устанавливаем клиновой захват для
удержания колонны при свинчивании очередной трубы – спайдер.
Если вес обсадной колонны значительно превышает вес самой тяжелой колонны
бурильных труб, то желательно провести замену талевого каната. Для большей
безопасности спуск обсадных труб можно осуществлять при помощи двух элеваторов. На
ПВО меняются плашки под диаметр обсадной колонны.
К ведущей
трубе присоединяем специальную головку для присоединения с
обсадной колонной в случае необходимости промывки скважины при спуске.
47
5. ИСПЫТАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
Герметичность и прочность зацементированных обсадных колонн проверяют
созданием внутреннего или внешнего избыточного давления при нагнетании в колонну
жидкости (или газа) или снижения уровня жидкости внутри колонны.
При этом кондуктор и промежуточные колонны, как правило, испытывают на
герметичность,
создавая
внутреннее
гидравлическое
избыточное
давление,
а
эксплуатационные колонны – двумя способами: внутренним избыточным давлением и
снижением уровня жидкости в колонне. Второй способ является дополнительным, в
качестве контрольного [8].
Давление опрессовки обсадной колонны должно минимум на 10% превышать
рабочее давление при эксплуатации скважины, при этом, минимальные значения
опрессовочных давлений представлены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 - Давление опрессовки
Наружный диаметр колонны, мм
Минимальное опрессовочное давление на
устье, МПа
114
15,0
178
9,5
245
8,5
Кондуктор испытываем на герметичность до разбуривания цементных стаканов в
колоннах. После этого разбуриваем цементный стакан, углубляемся на 1-2 м ниже
башмака колонны и проводим повторную опрессовку.
При испытании на герметичность внутренним давлением обсадная колонна
считается герметичной, если создаваемое в ней давление в течение 30 минут сохраняется
или снижается относительно опрессовочного не более чем на 0,5 МПа – при
опрессовочных давлениях выше 7 МПа. Наблюдения за характером изменения давления
при этом необходимо начинать через 5 минут после создания в колонне заданного
давления испытания.
48
При испытании способом снижения уровня обсадная колонна считается
герметичной, если повышение уровня жидкости по истечении 8 часов не превышает
величины 1,1 м для колонна 114 мм при снижении уровня жидкости до 600 м. Для
исключения влияния объема стекаемой со стенок колонны жидкости наблюдение за
уровнем начинаем через 3 часа после его снижения. Контрольные замеры проводим через
каждые 2 часа [8].
6. ОПРОБОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ В ПРОЦЕССЕ
БУРЕНИЯ
Испытание продуктивных пластов проводят как во время бурения, так и после
окончания бурения, спуска и цементирования эксплуатационной колонны. Преимущество
испытания и опробования пласта в процессе бурения в том, что данные о
гидродинамических характеристиках пласта получаются более объективными, так как
ПЗП еще не сильно загрязнена буровым и цементным растворами.
Задачами испытания пластов является: оценка продуктивности пласта, отбор
пластовых флюидов, оценка коллекторских свойств пласта и оценки степени загрязнения
ПЗП. Сущность данного процесса заключается в следующем: изоляции пласта от
остального разреза, создания депрессии на пласт и вызова притока, регистрации
изменения давления и притока пластового флюида.
Для начала рассмотрим испытание продуктивного пласта в процессе бурения при
помощи трубного пластоиспытателя, спускаемого на колонне бурильных труб, которые
позволяют отбирать флюид и проводить гидродинамические исследования [4].
Выберем наиболее часто используемую схему компоновки пластоиспытателя с
одним пакером и опорой на забой скважины (рис.6.1).
49
Рис.6.1 - Пластоиспытатель
В состав пластоиспытательных инструментов входят:
- фильтр-хвостовик пластоиспытателя – для опоры на забой, размещения приборов и
задержки твердой фазы в период притока пластового флюида
- безопасный замок – для отсоединения бурильной колонны в случае прихвата фильтрахвостовика за счет обвалов стенок скважины при больших депрессиях
- пакер – для перекрытия затрубного пространства
- пластоиспытатель – проведения испытаний пласта
- запорно-поворотный клапан (ЗПК) – для прекращения поступления флюида в колонну
труб
При создании сжимающей нагрузки раскрывается пакер и открывается впускной
клапан пластоиспытателя, в результате чего подпакерная зона сообщается с полостью
бурильных труб. Создается депрессия на пласт и происходит приток флюида через фильтр
и впускной клапан в колонну бурильных труб.
Продолжительность первого открытого периода – 3-5 минут. После этого
закрывается ЗПК путем вращения бурильной колонны на 10 оборотов. Приток флюида
заканчивается и начинается первый закрытый период испытания продолжительностью от
10 до 40 минут.
Затем процесс повторяется, продолжительность второго открытого
периода – от 15 минут до 1 часа. Затем начинается второй закрытый период, в течение
которого происходит быстрое повышение давления в подпакерной зоне. Общее время
испытания не должно превышать допустимого времени оставления колонны без движения
в скважине [6].
50
Для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола скважины и
изоляции испытываемого пласта от остальной части ствола необходимо правильно
осуществить выбор диаметра пакерующего элемента:
Продуктивный пласт расположен в интервале 2450-2550 м., следовательно, для
испытания подойдет пластоиспытатель МИГ-127.
Диаметр резинового элемента механического пакера найдем по формуле:
d Р.П .  (0,85  0,9)  d C ,
d Р. П .  0,875  0,153  0,136 м
Проходимость пакера по стволу скважины и надежность пакеровки при испытании
характеризуется коэффициентом пакеровки:
k П  d C / d Р. П . ,
Выбор коэффициента пакеровки, необходимого перепада давления и диаметра
пакера осуществим в соответствии с рекомендациями [6] (табл. 6.1).
Таблица 6.1 – Параметры пакеровки
Диаметр скважины,
Показатели
мм
d П , мм
kП
G П , kH
p П , МПа
153
145
1,11
53,8
25
Выберем пакер с металлической опорой ПЦ-95.
Депрессия, создаваемая для получения притока при первичном вскрытии
перспективного горизонта:
Р ДЕП  3(  б . р.  g  z ПЛ  р ПЛ ) ,
Р ДЕП  3(1060  9,81  2500  10 6  24,6)
Р ДЕП  8МПа
Для создания необходимой депрессии бурильная колонна заполняется жидкость.
плотностью
 Ж   Б .Р. . Тогда глубина заполнения колонны:
z Ж  z ПЛ  ( р ПЛ  р ДЕП ) /  Ж  g ,
51
z Ж  2500  (24600000  8000000) /(1150  9,81)  1839 м
Избыточное наружное давление, действующее на пластоиспытатель и пакер,
которое достигает максимума в начальный момент опробования:
р И , Н ,   б . р .  g  z И . П .   ж  g  ( z и . п.  z ж ) ,
р И , Н ,  1060  9,81  2475  1150  9,81  (2450  1839)  10,6МПа
Пакер ПЦ-95 выдерживает максимальный перепад давления в 25МПа, значит, для
хорошей герметизации достаточно установить один пакер.
7. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ
Вызов притока осуществляется снижением забойного давления. Депрессия на пласт
должна обеспечить интенсивное дренирование с одновременной очисткой ПЗП от
загрязняющих материалов.
Наш пласт коллектор состоит преимущественно из слабосцементированного
песчаника, соответственно пласт относится к категории непрочных пластов коллекторов,
которые имеют ограничения при вызове притока. При большой проницаемости пласта,
как в нашем случае, рекомендованная величина депрессии на пласт находится в диапазоне
от 5 до 10 МПа. Примем среднее значение 7,5 МПа.
Необходимым для соблюдения условием для скважин с ограниченными
эксплуатационными возможностями является плавный запуск скважины. При этом
забойное давление снижают поэтапно. Для скважин до 3000 м плотность раствора
снижают за каждый цикл промывки на 300-400 кг/м 3 [7].
Выберем способ замены бурового раствора на раствор меньшей плотности. Ее
проводят обратной промывкой скважины с заполнением ее облегченным раствором.
Для осуществления данного метода в скважину спускают колонну НКТ, на устье
устанавливают фонтанную арматуру. Замену жидкости ведут обратной промывкой через
межтрубное пространство, вытесняя в колонну НКТ раствор большей плотности. После
того, как жидкость с меньшей плотностью достигает забоя и попадает в НКТ, начинает
снижаться забойное давление.
52
Плотность облегченной жидкости при заданной статической депрессии на пласт
можно вычислить из следующего уравнения:
 О. Ж .  ( р рл  р  р' ) /( g  H ) ,
где: р - рекомендуемая депрессия на пласт, МПа; р ' - потери давления в кольцевом
пространстве и в колонне НКТ при замене бурового раствора облегченным, МПа .
 О. Ж .  (24,6  7,5  6,3) /(9,81  3057)  954кг / м 3
Объем порции облегченной жидкости, необходимый для замены бурового
раствора:
VО . Ж . 
VО. Ж . 

4
 (d 2  d Н2  d в2 )  L НКТ , (7.3)
3,14
 (0,1029 2  0,073 2  0,062 2 )  3057  17,7 м 3
4
8. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ НА СКВАЖИНЕ
На колонную головку в зависимости от способа эксплуатации скважины
устанавливают соответствующую арматуру, которая должны быть проверена на
герметичность путем опрессовки.
Конструкция большинства колонных головок предусматривает последовательную
клиновую подвеску обсадных колонн, герметизацию межтрубного пространства,
возможность для контроля давления в нем и отбора или подкачки жидкости, возможность
монтажа противовыбросового и фонтанного оборудования.
В том случае, если обсадная колонна зацементирована не до устья, перед обвязкой
ее натягивают с расчетным усилием и подвешивают в клиновом захвате колонной
головки. Величина натяжения обсадной колонны при ее обвязке должна исключать
возможность искривления колонны в результате потери устойчивости под влиянием
изменения температуры и давления при работы скважины. В то же время, величина
натяжения колонны не должна превышать допустимые для нее растягивающие нагрузки
[7]:
QН  Q  Qt  Q р  Qгс ,
Условие прочности колонны на страгивание:
QН  QСТР /[ nСТР ] ,
53
Qt    E  F  t ,
Q р  0,47  PУ  d 2 ,
Qгс  0,235  g  l  ( D 2   Н  d 2   В ) ,
где Q - вес незацементированной части колонны, кН; Qt - усилие, возникающее в
результате нагрева (охлаждения) колонны в процессе эксплуатации скважины, кН; Q р усилие, возникающее в результате воздействия внутреннего избыточного давления в
процессе эксплуатации скважины, кН; Qгс - усилие, возникающее в колонне в результате
воздействия внешнего и внутреннего гидростатического давления жидкости, кН;
-
температурный коэффициент расширения (для стали   13  10 6 С 1 ); Е – модуль
упругости материала труб, Па; F – площадь сечения тела трубы, м 2 ; t - средняя
температура нагрева (охлаждения) колонны, С ; PУ - устьевое давление при эксплуатации
скважины, Па; D,d – наружный и внутренний диаметр колонны соответственно, м; l длина незацементированной части колонны, м;  Н ,  В - плотность жидкости за колонной
и внутри колонны соответственно, кг / м 3 ; QСТР - страгивающая нагрузка, кН; [nСТР ] нормативный коэффициент запаса прочности на страгивание.
Q  0,153  600  91кН
Qt  13  10 6  2  1011  0,785  (0,114 2  0,1026 2 )  20  100,7кН
Q р  0,47 1800000  0,1026 2  8,9кН
Qгс  0,235  9,81  600  (0,11432  894  0,1026 2  1050)  0,78кН
QН  183,58кН
QСТР  657кН
[nСТР ]  1,15
По полученным расчетам условие QН  QСТР /[ nСТР ] выполняется с необходимым
запасом, следовательно, величина данного натяга безопасна для целостности колонны.
54
Законченную скважину необходимо консервировать на срок до передачи заказчику
для дальнейшей организации добычи нефти.
9. ВЫБОР БУРОВОЙ УСТАНОВКИ
Выбор класса буровой установки следует производить по ее допустимой нагрузке
на крюке, в зависимости от веса в воздухе самой тяжелой обсадной колонны или колонны
бурильных труб.
Вид буровой установки для одного и того же класса определяется рядом факторов:
условиями бурения (равнина, горы, леса, болота, море, температура окружающего воздуха
и ее колебания, сила ветра и др.); целью бурения (разведочное или эксплуатационное);
типом скважины (вертикальная или наклонная); способом бурения (роторный или
забойными двигателями); технологией бурения (гидравлическая мощность на забое, типы
и свойства бурового раствора, метод спуска и подъема колонн); геологическими
условиями бурения (характер буримых пород, возможные осложнения, аномальное
пластовое давление, температура на глубине, степень агрессивности подземных вод).
Для расчета допускаемой нагрузки на крюке и выбора класса буровой установки
воспользуемся методикой, разработанной ВНИИБТ. Методика основана на расчете
максимальной нагрузки на крюке и выбора класса буровой установки на основе анализа
фактических нагрузок, возникающих в процессе бурения и крепления скважин и
использования коэффициентов
пересчета
относительно
веса
колонн
в воздухе.
Максимальный вес на крюке рассчитывается от веса самой тяжелой обсадной колонны.
Qдоп  К о  QОКmax
Qдоп  К б  QБК max
где Qдоп - допускаемая нагрузка на крюке (принимается максимальное значение из
полученных двух), кН;
QОК max - вес в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны в конструкции скважины (при
спуске колонны секциями – вес секции колонны или хвостовика, включая вес труб, на
которых производится их спуск), кН;
Q БК max - вес в воздухе наиболее тяжелой бурильной колонны при бурении скважины, кН;
55
К о , К б - коэффициент запаса допускаемой нагрузки на крюке по обсадной и бурильной
колоннам соответственно.
Коэффициент запаса по бурильной колонне принимается равным К б  1,67...2,0 .
Следует иметь в виду, что уменьшение коэффициента запаса влечет за собой понижение
долговечности узлов и элементов подъемного механизма буровых установок. Поэтому
для обеспечения повышенного срока службы оборудования предпочтительным является
значение К б  2,0 .
Коэффициент запаса допускаемой нагрузки на крюке по обсадной колонне
принимается из условия обеспечения запаса прочности резьбовых соединений обсадных
колонн, равным К о  1,15 ( К о  1,15...1,6) .
В соответствии с рекомендациями [2] для данного диаметра скважины
Dд  220 мм (т.е. диаметра долота под бурение эксплуатационной колонны) оптимальный
н
н
диаметр обсадной колонны - Dэкс  178 мм (при диаметре муфты Dмуфт.экс  198 мм ).
Толщину стенки данной трубы примем равной 10 мм. Следовательно, вес одного
погонного метра составит 42,8 кг. Рассчитаем вес в воздухе эксплуатационной обсадной
колонны, а также допустимую нагрузку на крюке:
QОКmax  qОК  lОК
QОКmax  42,8  3057  1300 кН ;
Qдоп  1,15  1300;
Qдоп  1495 кН .
где qОК - вес одного погонного метра обсадной трубы при данной толщине стенки, кг/м;
lОК - длина обсадной колонны, м.
Рекомендованный диаметр бурильной колонны в соответствии с [3] составляет
н
Dбт
 89 мм . Толщину стенки примем равной 9 мм. Следовательно, вес одного погонного
метра составит 17,8 кг. Рассчитаем вес бурильной колонный при бурении данной
скважины, а также допустимую нагрузку на крюке:
QОКmax  17,8  6057  544 кН ;
Qдоп  2  544;
Qдоп  1088 кН
56
Таким образом, наибольшая нагрузка на крюк с учетом коэффициента запаса равна
1495 кН или 149,5 тонны. Класс буровой установки выбираем по ГОСТ 16293-89. Этому
условию удовлетворяет буровая установка 5 класса БУ 3200/200 ЭУ.
Техническая характеристика и состав буровой установки представлены в таблице
9.1
Таблица 9.1 - Основные параметры буровой установки БУ 3200/200 ЭУ
Параметр
БУ 3200/200 ЭУ
Допускаемая нагрузка на крюке, кН
2000
Условная глубина бурения, м
3200
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны,
0,2±0,05
м/с
Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не
1,5
менее
Расчетная мощность на входном валу подъемного
670
агрегата, кВт
Диаметр отверстия в столе ротора, мм
370
Мощность бурового насоса, кВт
950
Вид привода
Э
Площадь подсвечников для размещения свечей
4000
диаметром 114 мм, м2
Высота основания (отметка пола буровой), м
6.0
10. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Анализ и обоснование выбора буровых растворов для вскрытия
продуктивных пластов наклонно направленными скважинами с
горизонтальным окончанием
Цель работы: Совершенствование технологии биополимерных буровых растворов
для вскрытия продуктивных пластов горизонтальными скважинами на Ванкорском
нефтегазовом месторождении
Основные задачи исследований:
1) Анализ современного состояния технологии буровых растворов для бурения
горизонтальных скважин и первичного вскрытия продуктивных пластов.
57
2) Выявление особенностей месторождения, влияющих на выбор раствора.
3) Экспериментальные исследования влияния компонентного состава буровых растворов
на изменение фильтрационных свойств пласта.
4) Разработка рекомендаций к составам буровых растворов для повышения качества
вскрытия продуктивных пластов, представленных терригенными коллекторами на
ванкорском месторождении.
Актуальность:
В настоящее время значительное место в эксплуатационном бурении Ванкорского
нефтегазового месторождения занимают скважины с горизонтальным окончанием
(пробурено 425 эксплуатационных скважин, из которых 307 – горизонтальные).
Основным
доводом
использования
скважин
сложного
профиля
является
увеличение дебита скважины за счет значительного возрастания площади дренирования в
продуктивном пласте. Конечный коэффициент извлечения нефти определяется как
геологическими факторами, так и применяемыми технологиями вскрытия пласта. Важную
роль в этом сложном взаимосвязанном комплексе мероприятий выполняют буровые
растворы. Несмотря на постоянное совершенствование рецептур буровых растворов для
первичного вскрытия продуктивных пластов, в большинстве случаев они не всегда
обеспечивают сохранение коллекторских свойств и не создают условия для обеспечения
ожидаемой производительности скважин. Многолетние исследования по изучению
физико-химических процессов в системе «буровой раствор - коллектор» не дают
универсальных
рекомендаций,
позволяющих
обеспечить
максимально
возможное
качество вскрытия продуктивного пласта. В связи с чем, данная проблема остается весьма
актуальной и требует новых решений.
10.1 Влияние буровых растворов на продуктивность скважин
При разработке месторождений основным параметром, определяющим эффективность
работы скважин, является приток флюидов, который зависит как от геологических, так и
от технологических факторов.
В
геологическом
отношении
породы-коллекторы
имеют
ярко
выраженное
неоднородное строение с локальным развитием зон различной продуктивности в пределах
одного эксплуатационного объекта, что приводит к сложному распределению фильтрации
в различных зонах как в зависимости от проницаемости, так и от депрессии и репрессии,
что сильно затрудняет определение оптимального режима разработки объекта.
При технологическом воздействии на пласт в процессе вскрытия, перфорации,
58
освоения происходит как частичная, так и полная кольматация пористой среды в
зависимости от проницаемости породы твердой фазой бурового раствора и его
фильтратом. В результате вскрытия пласта и последующих операций, связанных со
строительством скважин, формируется прискважинная зона пласта, отличающаяся в
большинстве случаев пониженными фильтрационными способностями по сравнению с
пластом.
Основным требованием при вскрытии, опробовании и других работах, проводимых в
призабойной зоне пласта, является обеспечение максимального сохранения естественного
состояния пористой среды.
В результате технологического воздействия при бурении скважин, вследствие
проникновения твердой фазы и фильтрата бурового раствора продуктивные пласты
кольматируются. Степень кольматации зависит от состава, свойств и типа бурового
раствора, а также его дисперсной фазы. Фактически это первичное загрязнение пористой
среды и определяет продуктивность скважины в дальнейшем, а затем все последующие
загрязнения увеличивают эту степень: чем ниже проницаемость, тем выше степень
кольматации коллектора.
Рис. 10.1 – Структура зоны проникновения фильтрата бурового раствора
Особенность скважин с горизонтальным окончанием является то, что зона загрязнения
продуктивного пласта не имеет цилиндрической формы и неравномерна по длине
горизонтального участка скважины. Вследствие анизотропии проницаемости она
59
представляет собой эллипс (Рис.10.2).
Рис.10.2 – Зона загрязнения продуктивного пласта в вертикальной
и горизонтальной скважинах
Вследствие
разной
продолжительности
контакта
породы
с
жидкостями,
загрязняющими пласт, зона загрязнения приобретает форму усеченного конуса с широким
основанием у места входа скважины в продуктивный пласт (Рис.10.3).
Рис.10.3 – Зона загрязнения продуктивного пласта с течением времени
Главным этапом в решении задачи по повышению продуктивности скважин,
позволяющим получить максимальный положительный результат при вскрытии пласта,
является буровой раствор. Для решения данной задачи был проведен анализ составов и
свойств применяемых буровых растворов (таблица 10.1):
Таблица 10.1 - Анализ промывочных систем
60
Достоинства
Недостатки
Растворы на нефтяной основе
Сильная ингибирующая способность; Тонкая Неблагоприятное
воздействие
на
фильтрационная корка; Хорошая устойчивость к окружающую среду; Высокая стоимость;
обогащению твердой фазой; Отличные смазочные Трудности а эксплуатации; Отсутствие
свойства; Низкая коррозионная активность; способности к сдвиговому разжижению
Способность
не
ухудшать
коллекторские (пониженная
механическая
скорость
свойства пласта Высокая термостабильность в проходки);
Пожароспособность
при
различных условиях; Устойчивость к действию высоком
отношении
содержания
H2S и СO2; Способность не нарушать содержания углеводородной и водной фаз
остаточной воды в керне
Полимерно-хлоркалиевые растворы
Ингибирующая способность
Удовлетворительные смазочные свойства
Слабое загрязняющее действие на продуктивный
пласт
Умеренно высокая стоимость;
Низкая термостабильность;
Неблагоприятное воздействие на
окружающую среду
Глинистый раствор
Низкая стоимость
Простота состава
Не загрязняет окружающую среду
Отсутствие ингибирующей способности
Плохие смазочные свойства
Способность загрязнять продуктивные
пласты
Толстая фильтрационная корка
Вода в сочетании с прокачкой порций вязкой жидкости
Низкая стоимость
Простота состава
Не обеспечивает устойчивости стенок
скважины
Толстая
фильтрационная
корка
Загрязнение
продуктивных
пластов
Плохие смазочные свойства
Кальциевые глинистые растворы
Обладает
некоторой
ингибирующей Ограниченная (120°) термостабильность
способностью; Устойчивы к действию соли, Плохие смазочные свойства
цемента и ангидрита, H2S и СO2); Слабо Высокий рН
загрязняют продуктивные пласты
Соленые глинистые растворы
Полезны
при
разбуривании
соленостных
отложений.
Обладают ингибирующей способностью
Слабо загрязняют продуктивные пласты
Улучшают устойчивость стенок скважины
Возможны непредсказуемые изменения
свойств
при
наличии
в
разрезе
пропластков калийно-магниевых солей;
Не обладают смазочными свойствами;
Ограниченная термостабильность (150°С)
Определенные успехи в решении проблемы качественного вскрытия продуктивных
61
пластов достигнуты благодаря широкому применению разнообразных рецептур буровых
растворов,
например:
высокомолекулярных
безглинистых
растворов
гетероорганических
с
соединений,
применением
полимерных
крахмала,
соединений,
минералов с различной степенью дисперсности, например, мраморной крошки, растворов
на углеводородной основе и др.
В
настоящее
время
для
промывки
горизонтальных
скважин
наибольшее
распространение получили следующие виды буровых растворов: безглинистые (Flo-Pro,
Baradrill-N и др.), малоглиннстые (полимеркалиевые) и растворы на синтетической
нефтяной основе (Versaclean, Enviromul, MegaDrill и др.).
Многими исследователями установлено, что наибольшее загрязняющее воздействие на
призабойную зону пласта оказывает тонкодисперсная глинистая составляющая твердой
фазы. Связано это с высокой дисперсностью и адгезионной активностью глинистых
частиц, что позволяет им проникать даже в узкие поровые каналы и осаждаться на их
стенках.
Одним из способов получения буровых растворов с малым содержанием твердой фазы
является создание промывочных жидкостей, обладающих повышенными тиксотропными
свойствами. Растворы этого типа относятся к классу недиспергирующих безглинистых
растворов и применяется в основном при вскрытии продуктивных пластов со средней и
высокой проницаемостью с целью сохранения их физико-химических характеристик. Для
этого в промывочную жидкость вводят добавки высокомолекулярных органических
соединений,
выполняющих
роль
структурообразователей.
В
качество
добавок,
повышающих тиксотропные свойства буровых дисперсий, большой интерес представляют
микробные полисахариды, часто называемые биополимерами.
Буровые растворы на основе биополимеров и полиалкиленгликолей обладают ярко
выраженными псевдопластичными свойствами. Они имеют свойство резко изменять свою
эффективную вязкость: от минимальной на выходе из насадок, равной фактически
вязкости воды, до необходимой для удержания выбуренной породы в потоке бурового
раствора, движущегося по затрубному пространству.
В бурении скважин их применяют для регулирования вязкости, повышения
удерживающей и транспортирующей способности бурового раствора, а также для
интенсификации добычи нефти. Главным свойством тиксотропных систем на основе
биополимеров является их способность при небольших концентрациях создавать
дисперсии, обладающие псевдопластичностью и аномальной вязкостью: при высоких
скоростях деформации (10-3-10-4 с-1) вязкость таких систем приближается к вязкости воды.
Отличительными особенностями буровых растворов, обработанных ксантан-полимерами,
62
являются уникальные реологические свойства, выраженные высокими значениями
вязкости при низких скоростях сдвига, повышением и в дальнейшем постоянным
статическим напряжением сдвига. Как показывают промысловые и лабораторные
исследования,
это
позволяет
значительно
улучшить
несущие
характеристики
промывочной жидкости при низких скоростях течения в кольцевом пространстве
скважины. Высокие значения суспендирующих свойств биополимерных растворов
позволяют удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии. Это
сводит к минимуму вероятность прихвата инструмента при приводке наклонно
направленных и горизонтальных стволов. Легко разрушаемая при возобновлении
циркуляции структура промывочной жидкости снижает гидравлические потери и
эквивалентную плотность при циркуляции, что позволяет подвести большую мощность к
забойному двигателю и увеличить скорость бурения.
10.2 Особенности месторождений влияющих на выбор раствора
На месторождении промышленно-нефтеносными пластами являются песчаные пласты
Як-III-VII Яковлевской свиты, которые обладают высокой проницаемостью и
карбонатностью.
Таблица 10.2 – Характеристика продуктивного пласта
Индекс
стратигр
афичес
кого
подразд
еления
Интервал,
м
K1 jak
угли
глина
1950 2500 аргиллиты
алевролиты
песчаники
Краткое
название
горной
породы
Плот
Пористос
ность,
ть, %
г/см3
1,3
2,2
2,3
2,0
1,9
5
10
10
12
35
Проницаем
ость,
мДарси
0
0
0
20-50
200-1000
Глинис
Карбонат
тость,
ность, %
%
0
95
95
30
3
0
3
3
2
15
Бурение горизонтальных участков на скважинах Ванкорского месторождения
проводится при помощи биополимерного раствора (БПР), разработанного сервисной
компаний
Halliburton
Baroid.
Система
BARADRIL-N™
является
одной
из
специализированных систем бурового раствора, входящей в серию буровых растворов
DRIL N™ группы Baroid. Она специально составлена и разработана для бурения,
заканчивания и капитального ремонта горизонтальных и вертикальных скважин. Не
содержащая глины система BARADRIL-N, на основе частиц карбоната кальция
63
оптимального размера, представляет собой растворимый в кислоте неповреждающий
буровой раствор, предназначенный для вскрытия продуктивного пласта. Система
готовится на пресной воде, термостабильных полимерах для снижения фильтрации и
загущения и закупоривающих частиц карбоната кальция.
Также учтен опыт применения БПР на других месторождениях с подобными
физико-химическими характеристиками:
Для опытно-промысловых работ на месторождениях Западной Сибири были
использованы: биополимерный раствор фирмы ИКФ (Интернейшл Касп Флюидз), солевой
биополимерный раствор СБР (рецептура СургутНИПИнефть) и солевой биополимерный
полипропиленгликолевый раствор СБОР (разработан СургутНИПИнефть совместно со
специалистами ОАО «РоснефтьТермнефть» и НПО «Бурение»). Все три системы
биополимерных растворов показали высокую технологическую эффективность при их
применении.
ООО РНТЦ «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» при заканчивании скважин
применялись буровые растворы на основе биополимеров «Flo-Pro» фирмы MI Swaco.
Наблюдалось обеспечение высокого качества вскрытия продуктивных пластов.
Таким образом, анализ научно технических публикаций и опыта применения
биополимерных буровых растворов в отечественной и зарубежной практике буровых
работ показал, что наибольшее распространение растворы на основе биополимеров
получили при строительстве наклонно - направленных и горизонтальных скважин.
10.3 Технологические требования к их составу и параметрам
биополимерным растворам
В настоящее время разработано множество рецептур промывочных жидкостей,
предназначенных для вскрытия продуктивных горизонтов. При их разработке учитывался,
как правило, один, реже два фактора вызывающих снижение фильтрационно-емкостных
свойств коллектора.
В то же время, при разработке состава бурового раствора для вскрытия
продуктивного пласта необходимо учитывать факторы, влияющие не только на
сохранение фильтрационно-емкостных свойств, но и на безаварийную проводку ствола
скважины. Такими факторами являются:
•
гидравлическая программа
•
смазочные свойства раствора
•
реологические свойства
64
•
толщина фильтрационной корки и опасность возникновения прихватов,
вызванных дифференциальным давлением
•
регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе
•
загрязнение продуктивного пласта
•
устойчивость стенок скважины
•
вынос шлама и размыв стенок скважины
Применение
программа,
качественного
эффективная
бурового
методика
раствора,
очистки
надлежащая
скважины
от
гидравлическая
шлама,
тщательное
проектирование - вот некоторые основные моменты, обеспечивающие успешное бурение
горизонтальных скважин.
С точки зрения экономической целесообразности, простоты приготовления и
обработки,
экологической,
промышленной
и
пожарной
безопасностей
наиболее
приемлемыми являются растворы на водной основе.
Для
обеспечения
выносной
способности
буровых
растворов
наиболее
перспективным и эффективным является использование полимеров на полисахаридной
основе.
Биополимеры обладают одним существенным недостаткам. По своей физикохимической структуре микробные полисахариды склонны к биодеструкции, т. к.
основным структурным звеном их макромолекул служит, как правило, но не всегда,
углеводсоставляющая, которая, в свою очередь, является основным питательным
компонентом в жизнедеятельности
микроорганизмов. Под действием продуктов
жизнедеятельности бактерий снижается рН буровых растворов, они «загнивают», что
ухудшает их технологические свойства. Этот недостаток устраняется при использовании в
качестве дисперсионной среды растворов солей уксусной кислоты, которые являются
бактерицидами и обладают консервирующим действием.
Карбонат кальция наиболее эффективен в качестве утяжелителя, главным образом,
потому что фильтрационная корка, которая образуется на стенках скважины в интервале
продуктивного пласта, удаляется при обработке соляной кислотой. Кроме того, растворы,
содержащие во взвешенном состоянии отсортированные частицы мрамора или
известняка, являются эффективным средством для борьбы с поглощениями.
10.4 Промежуточные итоги
Обобщая результаты опыта применения биополимерных растворов можно выделить
основные требования к составам буровых растворов на основе биополимеров:
65
- обладать свойствами, обеспечивающими снижение теплообмена и эрозионного
разрушения стенок скважины;
- иметь управляемые псевдопластичные свойства, обеспечивающие транспорт шлама
по стволу в условиях низкой скорости восходящего потока и очистку горизонтального
участка ствола скважины;
- обладать минимальным содержанием твердой фазы и минимальным показателем
фильтрации для предотвращения загрязнения продуктивного пласта;
- включать в себя смазочные компоненты, снижающие внутрискважинные
сопротивления и ингибирующие добавки, позволяющие замедлять процесс гидратации
породы.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном проекте произведен расчет технологии заканчивания эксплуатационной
наклонно-направленной скважины на Ванкорском нефтегазовом месторождении.
Применяемые технологии обеспечивают долговечность и эффективность работы
скважины. Благодаря им достигаются высокие технико-экономические показатели
строительства скважины.
Курсовой проект составлен на основе анализа существующих технологий ведения
буровых работ. При написании использовался опыт бурения в районах с аналогичными
геологическими и географическими условиями.
66
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1) Абдрахманов Г.С. Крепление скважин экспандируемыми трубами: Учеб. пособие. –
Самара: ИД «РОСИНГ», 2003. – 229 с.
2) Басарыгин Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов/ Ю.М.
Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 632
с.
3) Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб. пособие
для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 668с.
4) Булатов. А.И., Аветистов А.Г. Справочник инженера по бурению. – М.: «Недра», 1985.
– 190с.
5) Булатов А.И., Долгов С.В. Спутник буровика: Справочное пособие: В 2 кн. – М.: ООО
«Недра-Бизнесцентр», 2006. – Кн. 1. – 379с.
6) Ганджумян Р.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин/ Р.А. Ганджумян,
А.Г. Калинин, Б.А. Никитин. М.: Недра, 2000 – 487 с.
7) Долгих Л.Н. Крепление, испытание и освоение нефтяных и газовых скважин: Учебное
пособие/ Л.Н. Долгих; Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 2007. – 189 с.
67
8) Калинин А.Г., Ганджумян Р.А., Мессер А.Г. Справочник инженера-технолога по
бурению глубоких скважин/Под ред. проф. А.Г. Калинина. – М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2005. – 808с.
9) Леушева Е.Л. Заканчивание скважин: Методические указания по курсовому
проектированию/ Е.Л. Леушева. – Санкт-Петербург: ГГУ, 2016. – 12 с.
10) Самохвалов М.А. Заканчивание скважин. Методические указания к выполнению
курсового
проекта/
политехнический
М.А.
Самохвалов,
университет.
–
А.В.
Томск:
университета, 2016. – 55с.
68
Ковалев,
Изд-во
А.В.
Томского
Епихин;
Томский
политехнического