12+
Технологии строительства и методики расчета нефтегазовых скважин

Бесплатный фрагмент - Технологии строительства и методики расчета нефтегазовых скважин

Печатная книга - 2 321₽

Объем: 94 бумажных стр.

Формат: A5 (145×205 мм)

Подробнее

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Любой проект бурения скважины, опирается на геологический разрез в данном конкретном месте бурения. Каждое месторождение имеет свои особенности, уникальное строение и аномалии, которые ни в коем случае не стоит игнорировать.

В части геологическое проектирование мы проведем пример подхода к разбору геологической части любого группового проекта на бурение скважин.

Для начала делается анализ литологии, строится таблица, как на примере табл.1.2.1

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины. Таблица 1.2.1.

С целью изучения литологической характеристики перспективных в нефтегазоносном отношении пластов, изучения свойств коллекторов, уточнения стратиграфических границ, а также лабораторного изучения физических свойств горных пород, в проектируемой скважине предусматривается отбор керна. Интервалы отбора керна и комплексные работы по ГИС выводятся в отдельную таблицу.

Достоверная привязка интервалов отбора керна к разрезу скважины производится геологической службой с помощью данных каротажа. По его результатам геологическая служба вправе изменить интервалы отбора керна без изменения объемов проходки с отбором в продуктивных горизонтах.

Для изучения литологии разреза и выяснения перспектив нефтеносности в интервалах, где бурение, ведется без отбора керна, производится отбор шлама через каждые 5 м проходки по всему стволу и через 2 м в интервалах продуктивных горизонтов.

В случае определения по данным ГИС перспективных или продуктивных интервалов не охарактеризованных керном, производится отбор проб боковым грунтоносом на литологические и петрофизические исследования.

Так же строятся таблицы возможных геологических осложнений, осыпей и обвалов. Таблицы характеристик пробуриваемых пород по жесткости и буримости. Только исходя из этих данных, далее, согласно расчетам буримости скважины, расчетам возможных моментов, нагрузок и напряжений, выбирается буровой инструмент, долотья и рассчитываются режимы бурения.

Технология строительства скважин
2.1. Проектирование профиля скважины

Наклонная скважина должна иметь по возможности минимальную стоимость и обеспечивать достаточно надежную работу применяемого насосного оборудования, т. е. дополнительные ограничения на технологию бурения и эксплуатации скважины, связанные со спецификой наклонного бурения, должны быть минимальными. Для этого ствол скважины должен иметь минимальное количество перегибов и минимальную длину. Бурение наклонно — прямолинейного ствола требует применение жестких компоновок, что на больших глубинах увеличивает опасность осложнений и аварий. Кроме того, в наклоном стволе скважины, особенно с большим зенитным углом, затруднено цементирование обсадной колонны, что снижает качество её крепления. Поэтому на данном месторождении целесообразно применить четырех интервальный профиль.


Спада зенитного угла:

Результаты расчётов занесём в таблицу 2.1. Расчетный четырех интервальный профиль скважины приведен на рисунке 2.1.

Таблица 2.1

Результаты расчета профиля скважины
Рисунок 2.1. Профиль скважины

2.2. Проектирование конструкции скважины

При проектировании конструкции скважин предъявляется множество различных требований: конструкция её должна быть прочной, обеспечивать герметичное разобщение всех проницаемых пород, вскрытых при бурении, безусловная возможность достижение проектной глубины при любых возможных отложениях, сведенных к минимуму, возможность осуществление запроектированных режимов бурения, соблюдение требований законов об охране недр и защите окружающей среды от загрязнения. Для проектирования конструкции скважины необходимо выделить зоны с несовместимыми условиями бурения, т. е. интервалы, в которых невозможно вести бурение на растворе с одинаковой плотностью. С целью предотвращения осложнения верхняя зона изолируется, и бурение продолжается на новом растворе.

Для выяснения зон с несовместимыми условиями бурения, необходимо построить график совмещенных давлений.

Коэффициенты аномальности ка и поглощения кп находятся соответственно:

Рпогл=0,0083·500+0,66·4,9=8,1 МПа,

кп= 8,1·106/1000·9,81·500=1,65.


Таблица 2.2 Коэффициенты пластового давления и давления поглощения

Из графика (рисунок 2.2) видно, что зон с несовместимыми условиями бурения нет.

В данном случае конструкция скважины будет представлена тремя колоннами. В интервале 0—50 м — направление, 0—720 м — кондуктор и в интервале 0—3000 м эксплуатационная колонна.

Для предотвращения размыва устья скважины и канализации потока промывочной жидкости в очистную систему, а также с позиций экологии и для перекрытия верхних водоносных горизонтов хозяйственно-питьевого назначения в конструкции скважины предусматривают направление, которая спускается до глубины 50 м.

Для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза (второго слоя ММП), изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн предусматривают спуск кондуктора. Глубину спуска кондуктора необходимо выбирать с таким расчетом, чтобы в случае частичного или полного выброса промывочной жидкости при дальнейшем углублении скважины и заполнения последней пластовой жидкостью не произошло гидроразрыва пород, лежащих ниже башмака, давлением, возникшим в стволе после герметизации устья превентором. Глубину, выше которой возможен гидроразрыв пород, найдем, построив график распределения давлений по стволу скважины при закрытом устье. Этой глубиной является глубина точки пересечения прямых РГ. Р. и прямой распределения давлений в скважине при закрытом устье (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 — График распределения давлений по стволу скважины при закрытом устье

Из рисунка 2.3 определим точку пересечения, которая соответствует глубине 310 м. Башмак кондуктора должен находиться ниже этой отметки, также он должен устанавливаться в прочных породах.

Существует ряд методик для определения глубины спуска колонн, оборудованных противовыбросовым оборудованием. Наиболее приемлемой для практических расчетов считаем формулу (2.3). В отличие от других формул, в том числе формулы АзНИПИнефти, исходная информация для расчетов по формуле (2.3) является наиболее простой, достоверной и минимальной:

где — ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытия устья, кгс/см2;

— пластовое давление проявляющего горизонта, кгс/см2;

— глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м;

— градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.

Глубина спуска кондуктора выбирается также:

— в соответствии с требованиями приказа №31 от 4.11.1992 г. Тюменского округа Госгортехнадзора РФ глубина спуска кондуктора должна быть не менее глубины залегания глин подошвы люлинворской свиты плюс 20 м. Поэтому проектная глубина должна быть не менее 650+20=670 м (табл. 1.1);

— в соответствии технико-технологических условий бурения и задания на проектирование.

Минимальная глубина спуска кондуктора диаметром 245 мм — 400 м (на 50 м ниже подошвы нижнего слоя ММП). С целью перекрытия неустойчивых отложений верхней части разреза, в т.ч. люлинворской свиты, расчетная глубина спуска кондуктора — 720 м. При больших зенитных углах (более 30º) по тем же соображениям глубина спуска кондуктора может быть увеличена, но не более чем до 1250 м.

Исходя из вышеизложенного и опыта бурения на месторождении, примем глубину спуска кондуктора 720м.

Эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спускаем до глубины 3000 м по вертикали с целью укрепления стенок скважины, изоляции водоносных горизонтов, недопущения геологических осложнений и создания герметичного канала для транспортировки нефти и газа на поверхность.

Для проектирования и расчета диаметров обсадных колонн берется диаметр эксплуатационной колонны, которая задается заказчиком в зависимости от назначения дебита скважины.

На Грибном месторождении в качестве эксплуатационной колонны применяется обсадная колонна диаметром 146 мм.

Определяем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

Полученные данные сведем в таблице 2.3.


Таблица 2.3 Конструкция скважины

2.3. Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

В процессе проводки скважины раствор должен выполнять следующие основные функции:

— очищать скважину от частиц выбуренной породы;

— удерживать частички шлама во взвешенном состоянии при остановке циркуляции;

— охлаждать долото и облегчать разрушение горной породы в призабойной зоне;

— оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважин для предупреждения их разрушения;

— передавать энергию забойным двигателям;

— обеспечивать сохранение естественной проницаемости пласта.

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условий обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическми свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов, пластовым и горным давлениеми, забойной температурой.

1. Интервал от 0 до 50 м сложен песками и суглинками; возможны обвалы стенок скважины. В качестве промывочной жидкости применяется вода.

2. Интервал от 50 до 720 м сложен ММП, алевролитами, глинами. На этом интервале возможно обваливание стенок скважины и поглощение раствора. Исходя из этого для бурения применяем глинистый раствор.

3. Интервал от 720 до 3000 м сложен песчаниками, алевролитами, глинами и аргиллитами, возможны осложнения, применяем полимер-гликоливый ингибирующий буровой раствор — ПГ ИБР.

Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление еë обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасные с точки зрения охраны окружающей природной среды.

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе избыточного содержания глинистой коллоидной фракции.

С учетом вышесказанного, для бурения эксплуатационных скважин на Южно-Выинтойском месторождении предусмотрено применение отечественных и импортных химреагентов, малоопасных для окружающей природной среды. Буровой раствор, обработанный по принятым рецептурам (на основе реагентов) малоопасен для окружающей природной среды.


2.3.1. Химические реагенты и их приготовление для обработки

бурового раствора

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) — натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше еë термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марки КМЦ-600 и КМЦ-700. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремоватого цвета, содержание влаги не более 10%. Хорошо растворяется в воде, при подогреве растворимость улучшается. Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов, рекомендуемые концентрации КМЦ в пресных растворах — до 0,5%. Реагент эффективен в области рН раствора 6—9. Приготовление водного раствора КМЦ на буровой производится в глиномешалках или с помощью гидромешалки ГДМ-1. Глиномешалка МГ2—4 заполняется на водой, загружается расчетное количество реагента со скоростью 10—15 минут на мешок, перемешивается до получения равномерной консистенции, доливается водой до полного объема, после чего производится дополнительное перемешивание в течение 20—30 минут. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета получения 2—5% водного раствора, на практике обычно используется 1—2% водный раствор КМЦ.

НТФ — нитрилотриметилфосфоновая кислота — порошок белого цвета, эффективно снижает вязкость глинистого раствора, хорошо растворяется в воде, оптимальная концентрация 0,01—0,03% мас. от объема бурового раствора. Не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки бурового раствора рекомендуется использовать в виде водного раствора 1—10%-ой концентрации.

Кальцинированная сода (Na2CO3) — мелкокристаллический порошкообразный продукт белого цвета, плотностью 2500 кг/м 3, содержание основного вещества 99%, водорастворим, применяется для связывания ионов кальция и магния в буровом растворе, а также может применяться для регулирования рН раствора и с целью улучшения диспергирования глинопорошков.

Для обработки бурового раствора применяется в виде раствора 5—10%-ой концентрации, который готовят по технологии, аналогичной приготовлению КМЦ, но время дополнительного перемешивания водного раствора в глиномешалке составляет 10—15 минут.

Графит — маслянистый порошок серебристого цвета, применяется как противоприхватная добавка к буровому раствору. Обычно используется в количестве 1—2% от объема бурового раствора.

Хлористый калий — KCl — белый зернистый порошок плотностью 1990 кг/м3, хорошо растворяется в воде, используется как источник ионов калия в буровом растворе. В нашей стране технический KCl выпускается в виде серовато-белого мелкокристаллического порошка или спрессованных гранул различных оттенков красно-бурого цвета. Массовая доля KCl в техническом продукте составляет 90—95% в зависимости от сортности (ГОСТ 4568—83).


2.3.2. Обработка бурового раствора

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины. Наличие в разрезе ММП предъявляет к раствору повышенные требования в части обеспечения устойчивости ствола скважины, снижения интенсивности кавернообразования. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реолгическими характеристиками (табл. 2.3) и невысокими значениями показателя фильтрации (6 см3/30 мин).

При бурении ММП следует стремиться к максимальному ускорению всех работ, сокращению времени воздействия глинистого раствора на породу, снижению температуры бурового раствора. Химическая обработка бурового раствора определяется указанными выше требованиями к раствору.

При бурении под кондуктор используется глинистый раствор, наработанный на предыдущих скважинах. Буровой раствор закачивается в приемные емкости, где перемешивается буровыми насосами. Для получения показателей, указанных в ГТН (приложение 1 к проекту), суспензия обрабатывается химическими реагентами. Ввод водного раствора КМЦ осуществляется во время циркуляции бурового раствора через всасывающую линию буровых насосов в течение 2—3 циклов циркуляции. Бентонитовый глинопорошок вводится во время циркуляции бурового раствора через гидромешалку (глиномешалку).

В связи с высокой механической скоростью при бурении под кондуктор, интенсивным кавернообразованием, фильтрационными процессами могут возникнуть затруднения в обеспечении восполнения объема расходуемого бурового раствора. Поэтому рекомендуется заранее приготовить буровой раствор в запасных емкостях в необходимом для обеспечения непрерывности углубления скважины количестве.


2.3.3. Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется в п.2.7.3.3 Правил безопасности [22].

Интервал бурения из-под кондуктора до глубины 3000 м по вертикали (3184 м — по стволу) является интервалом совместимых условий.

Плотность рассчитываем по формуле:

где к — коэффициент превышения давления в скважине над пластовым.

Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину 10—15%. Следовательно, плотность бурового раствора должна находиться в пределах 1,11 — 1,16 г/см3.

Плотность промывочной жидкости выбираем из условия недопущения проявления, осыпей и обвалов стенок скважины, поглощения и гидроразрыва пород.

В интервале от 1200 до 2500 м превышение должно составлять 5—10%. Пластовое давление в этом интервале нормальное. Следовательно, при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 1200—2500 м плотность бурового раствора должна находиться в пределах 1,06—1,11 г/см3. Принимаем р=1080 кг/м³.

В интервале от 2500 м до проектной глубины скважины 3000 м превышение должно составлять 4—7%. Плотность бурового раствора в указанных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождении и в регионе в целом, а также требований пп. 2.7.3.1, 2.7.3.3, 2.7.3.5 Правил безопасности [22].

Статическое напряжение сдвига (в целях обеспечения необходимой способности) должна быть в пределах 1,6…6 Па, для уменьшения абразивного изнашивания инструмента и оборудования «содержание песка» должно быть не более 1–2%.

Рекомендуемые параметры бурового раствора по интервалам бурения приведены в таблице 2.4.

Вводимые химреагенты

2.4. Выбор способа бурения

В настоящее время глубокие нефтяные скважины бурят вращательным способом с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колонну бурильных труб или с передачей вращения долоту непосредственно от гидравлического (турбобура, винтового забойного двигателя (ВЗД)) или электрического забойного двигателя — электробура.

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины, при возможных осложнениях, с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому приемлемый вид бурения должен допускать использование такой техники и технологии проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям предупреждения осложнений и их ликвидаций, и качественного вскрытия продуктивного пласта, а также достижение высокого качества ствола скважины, её конфигурации и наиболее высоких механических скоростей, наибольших проходок на долото, а также применение различных типов долот, в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

Одним из основных критериев для выбора того или иного способа бурения служит возможность передавать на забой достаточную мощность при любых глубинах бурения с наименьшими потерями и достаточный крутящий момент, для создания надлежащей осевой нагрузки.

Целесообразность применения тех или иных способов бурения и их разновидностей (ударно-вращательное, турбинно-роторное, реактивно-турбинное, с промывкой различными буровыми растворами, различными долотами) определяется с учетом геологических, технических и экономических факторов. Эти решения должны пересматриваться по мере совершенствования технологии и техники бурения (долот, труб, растворов) и изменения, уточнения условий проводки скважин. Возможно сочетание нескольких способов при проводке различных участков одной и той же скважины.

На участке набора и спада зенитного угла воспользоваться роторным способом сложно. Наибольшие трудности в борьбе с самопроизвольным искривлением скважин встречаются при роторном способе бурения. Вращение бурильной колонны не позволяет отцентрировать её в стволе скважины, так как центрирующие элементы быстро изнашиваются, и диаметр их уменьшается. Сравнительно легко решаются эти вопросы при бурении забойными двигателями. Переход на реактивно-турбинный способ позволяет практически исключить или свести к минимуму искривление скважин [11]. Кроме технических сложностей при больших зенитных углах резко возрастает опасность возникновения аварии в связи с поломкой инструмента, особенно в регионах где встречается желобо- и кавернообразование. Применение ВЗД для бурения этого интервала также не целесообразно т.к. они обладают низкой частотой вращения, поэтому их эффективнее применять в породах твердых и очень твердых, а в Западной Сибири практически весь разрез слагают мягкие и средние породы. К тому же их недолговечность делает невыгодным применение этих двигателей в данных условиях.

Применение в качестве забойного двигателя электробура, вместе с рядом преимуществ, по сравнению с турбобуром, требует усложнения забойного и наземного оборудования, исключает проведение каких либо работ внутри бурильной колонны, что может сказаться на возможности ликвидации аварий и осложнений, а также создает дополнительное сопротивление движению жидкости. Что неизбежно скажется на долговечности насосного оборудования.

При выборе способа бурения следует также учитывать распространенность, опыт работы персонала и простоту осуществления того или иного способа. Таким образом, очевидно. Что на участках набора, стабилизации и спада зенитного угла наиболее эффективен турбинный способ бурения.

Итак, из всего вышеизложенного и из опыта бурения на данной площади следует, что под направление применяется роторный способ бурения; под кондуктор и эксплуатационную колонну все интервалы бурятся турбинным способом.

2.5. Выбор компоновок бурильного инструмента

В состав бурильной колонны входят УБТ, СБТ и ЛБТ, долото и при необходимости различные расширители, центраторы, калибраторы и стабилизаторы. Диаметр УБТ выбираем исходя из диаметра размеров долот:

Dд=295,3 мм, следовательно DУБТ=203 мм;

Необходимая длина УБТ при бурении забойными двигателями рассчитывается следующим образом:

где вес забойного двигателя 3ТСШ1—195;

длина СБТ:

Всего нам понадобится СБТ 23 свечи (46 труб) длиной 550 метра.

Наиболее перспективны трубы ТБПВ с привареными замками высадкой наружу, в связи с уменьшением резьбовых оединений, а, следовательно, увеличению прочности колонны. К другим преимущетвам труб ТБПВ относятся также равнопроходное сечение и минимальные гидравлические потери в бурильной колонне.

Бесплатный фрагмент закончился.

Купите книгу, чтобы продолжить чтение.