Проектирование технологии и техники бурения скважины 1 страница

Методические указания по составлению раздела ВКР «Проектирование технологии и техники бурения скважины» для студентов, обучающихся по направлению 130100 «Геология и разведка полезных ископаемых» и 131000 «Геология и разработка нефтяных месторождений»

ПРЕДИСЛОВИЕ

Завершающим этапом теоретического и практического обучения студентов специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», «Геология нефти и газа» является выполнение выпускной квалификационной работы подводящей итог знаниям, приобретенным студентами в ВУЗе. Один из разделов ВКР – «Проектирование технологии и техники бурения скважины», посвящен вопросам разработки технологии и выбору технических средств для бурения и заканчивания скважины. При выполнении раздела будущий специалист должен показать практические навыки в проектировании конструкции скважины, в грамотном выборе способа бурения, типа породоразрушающего инструмента и промывочной жидкости для качественного вскрытия пород разреза и продуктивных горизонтов, разработать технологию испытания продуктивных пластов.

Исходными данными для составления раздела «Проектирование технологии и техники бурения скважины» служат материалы производственной практики, литературные источники, действующие инструкции, регламенты и другие руководящие документы. При выполнении ВКР студент не должен ограничивать себя использованием в работе производственных данных по одному буровому предприятию, на котором студент проходил практику. В работе должен быть учтен передовой опыт и других предприятий, а также последние достижения отечественной и зарубежной науки.

Рекомендуемый объём раздела – 20–25 страниц печатного текста. Оформление текстового документа должно осуществляться в соответствии с утвержденным в ТПУ стандартом на структуру и правила оформления выпускных квалификационных работ от 12.04.06, выписка из которого приведена в настоящих методических указаниях.

1. Содержание раздела «Проектирование технологии и техники бурения скважины»

В общем виде раздел ВКР «Проектирование технологии и техники бурения скважины» должен включать в себя следующие подразделы и пункты:

Введение

1. Выбор способа механического вращательного бурения

2. Проектирование конструкции скважины

2.1. Выбор конструкции эксплуатационного забоя скважины

2.2. Обоснование количества обсадных колонн и глубин их спуска

2.3. Расчёт диаметров обсадных колонн

2.4. Обоснование высот подъёма тампонажных растворов

3. Проектирование процесса углубления скважины

3.1. Выбор буровых долот

3.2. Технические средства и режимы бурения при отборе керна

3.3. Обоснование типов и компонентного состава промывочной жидкости

4. Проектирование процессов испытания и освоения скважины

5. Выбор буровой установки

Краткий теоретический обзор тем подраздела, методика обоснований и расчетов с подробным решением примеров, рассматриваются ниже.

2. Введение

Раскрывается цель бурения скважины, кратко излагаются предусмотренные работы по отбору керна, пластовых флюидов (нефти и воды), геофизические исследования и испытания продуктивных нефтяных пластов в процессе бурения, а также ожидаемые результаты бурения данной скважины.

Ниже приведен пример оформления «Введения» рабочего проекта на строительство разведочных скважин.

ВВЕДЕНИЕ

Бурение группы вертикальных разведочных скважин ВН-10, BН-11, ВН-12 глубиной 2850 м является одним из этапов Программы доразведки Ванкорского газонефтяного месторождения. Целью бурения является вскрытие на полную мощность всех нефтенасыщенных пластов, включая пласт Нх-III Нижнехетской свиты. В процессе бурения предусматривается отбор керна, пластовых флюидов (нефти и воды), проведение комплекса геофизических исследований, а также испытание продуктивных нефтяных пластов. В результате бурения этих скважин будут изучены параметры всех залежей, принято решение об объемах дальнейшей детализации сейсморазведкой 3D и выбор местоположения опережающих эксплуатационных скважин, которыми будет проведено доизучение залежей нефти.

3. Выбор способа механического вращательного бурения

Принятие решения об использовании того или иного способа бурения – один из ответственных этапов при проектировании технологии бурения, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения – режим бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и технологию крепления скважины. Во многом это решение определяется конъюнктурными региональными условиями (парк буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и т.п.).

В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения следует использовать следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола скважины и диаметр долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора (табл. 1).

На основании рекомендаций представленных в табл. 1, а также с учетом достоинств и недостатков способов бурения приведенных ниже, может быть выбран способ бурения скважины по интервалам бурения и скважины в целом.

Таблица 1

* ВЗД – винтовой забойный двигатель

Преимущества роторного способа бурения:

1. Высокая проходка на долото.

2. Высокая рейсовая скорость бурения.

3.Возможность подбора оптимального режима бурения, методики отработки долота, изменяя осевую нагрузку и частоту вращения с пульта бурильщика.

4. Осевая нагрузка, определяемая по приборам, близка к фактической.

5. При вращении бурильной колонны меньше опасность ее прилипания, зависания, прихвата.

6. Вынос разбуренной породы осуществляется при меньшей скорости восходящего потока, меньшей подаче насосов.

7. Высокий выход керна.

Недостатки роторного способа бурения:

1. Низкая механическая скорость бурения.

2.Большие потери мощности на вращение колонны бурильных труб, увеличивающиеся пропорционально глубине скважины.

3. Высокий износ бурильной колонны приводящий к авариям, что в свою очередь предполагает применение более толстостенных и материалопрочных бурильных труб увеличивающих стоимость буровых работ.

4. Вращение колонны труб приводит к обвалам неустойчивых и осыпающихся пород, износу обсадных труб.

5. Каверны, искривления ствола увеличивают прогиб вращающейся колонны, повышают опасность слома.

Поскольку недостатки роторного способа бурения обусловлены в основном вращением колонны бурильных труб, их можно устранить только переносом двигателя для привода долота в призабойную зону. Эта задача была решена в нашей стране созданием забойных двигателей трех типов: гидравлических – турбобура и винтового двигателя и электрического – электробура. Электробур, несмотря на очевидные достоинства, не нашел применения из-за нерешенных проблем токоподвода, поэтому в данной работе не рассматривается.

Преимущества турбинного способа бурения:

1. Высокая механическая скорость бурения.

2. Повышается срок службы бурильной колонны более чем в два раза по сравнению с роторным способом.

3.Потребность в менее толстостенных и материалопрочных бурильных трубах, что снижает стоимость буровых работ.

4. Улучшаются условия труда: уменьшается шум и вибрация.

Недостатки турбинного способа бурения:

1. Высокая частота вращения вала приводит к низкой проходке на долото.

2. Повышенное давление в циркуляционной системе, поэтому частый размыв бурильной колонны по резьбе.

3. Вследствие большого перепада давления на турбинах, скорость истечения жидкости из насадок долота, всегда намного меньше той, которую можно получить при роторном способе бурения. Поэтому турбинное бурение предпочтительнее применять в разрезах, сложенных достаточно крепкими породами.

4. В скважинах малого диаметра уступает по мощности и моменту роторному способу и ВЗД, особенно при бурении на больших глубинах.

5. Затруднен контроль за частотой вращения долота.

6. Низкий выход керна.

7.Телеметрия в компоновке с турбобуром расположена на сравнительно большом удалении от долота, что приводит к увеличению погрешности показаний измерительной аппаратуры.

8.Для ремонта и обслуживания турбобуров необходимо создавать турбинные цеха.

Преимущества винтовых забойных двигателей:

1. Возможность контролировать отработку долота по давлению на выходе насосов.

2. Позволяет бурить на пониженной частоте вращения при высоком крутящем моменте (Мкр.ротор > Мкр.взд > Мкр.турб. при сравнимых диаметральных размерах).

3. Небольшой перепад давления.

4. Незначительные диаметр и длина корпуса, позволяют искривлять скважины с малым радиусом кривизны, что приводит к уменьшению протяженности ствола.

Недостатки винтовых забойных двигателей:

1. Сравнительно низкий ресурс работы винтовой пары (150~250 часов).

Винтовые забойные двигатели уступают турбобурам в механической скорости бурения, но превосходят в проходке на долото.

Все большее развитие находит применение сочетания роторного способа бурения с винтовым. Работа ВЗД сопровождается одновременным вращением колонны бурильных труб на небольшой частоте. Это приводит к более качественной очистке стволов скважин, снижению аварий с прихватами инструмента, получением достоверной информации о нагрузке на долото. В Западной Сибири наблюдается значительный рост применения винтовых двигателей в связке с верхним приводом буровых установок. Все возрастающий спрос на винтовые двигатели обусловлен не только перечисленными выше их достоинствами, но и широким спектром использования. Отбурка боковых стволов, горизонтальное и колтюбинговое бурение, бурение с отбором керна, восстановление скважин при капитальном ремонте – вот далеко неполный список применения двигателя. Системы верхнего привода (СВП) являются новым типом механизмов буровых установок. Они получили широкое распространение в мировой практике. Система верхнего привода с успехом заменяет ротор и рациональна при бурении наклонно направленных, горизонтальных и разветвленных скважин, при бурении глубоких скважин, бурении в сложных горно-геологических условиях.

Вышеприведенные рекомендации по выбору способа бурения могут быть реализованы только при соблюдении основных требований к выбору способа вращения долота, которые определяются необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому приемлемый вид бурения должен допускать, во-первых, использование таких видов буровых растворов и такой технологии проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям предупреждения осложнений и их ликвидации, качественного вскрытия продуктивного пласта, а во-вторых, - достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей, проходок на долото, возможность использования долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород, глубиной их залегания. Важно передавать на забой достаточную мощность при любых глубинах бурения с наименьшими потерями и такой крутящий момент, который был бы достаточен для создания надлежащей осевой нагрузки на долото.

Задание 1. Выбрать способ бурения для следующих условий:

Геологический разрез по стволу разведочной скважины представлен мягкими породами, твердость которых ниже третьей категории по классификации Шрейнера. Глубина скважины 4400 м. Забойная температура на глубине 3400 м составляла 130° С и возросла до 200° С на проектной глубине. Интервал бурения 4200–4400 м представлен зоной АВПД. При бурении первых разведочных скважин в данных геологических условиях возникали обвалы и осыпи горных пород, поглощения бурового раствора.

Решение. Из анализа заданных условий следует, что бурение скважины будет проводиться в сложных геологических условиях (зона АВПД, высокая температура, неустойчивые породы, поглощение раствора) в которых возможно потребуется применение утяжеленного бурового раствора. Скважина разведочная, следовательно процесс бурения сопровождается отбором керна. Наличие в разрезе мягких пород предполагает использование энергоемких шарошечных долот типа М или лопастных долот типа PDC. Принимая во внимание глубину скважины, ее назначение, сложность геологических условий, применяемый тип долот и вид бурового раствора, и сопоставив эти данные с рекомендациями, приведенными выше, считаем наиболее обоснованным выбор роторного способа бурения или системы верхнего привода.

Задание 2. Выбрать и обосновать способ бурения для проектных условий.

При бурении скважины глубиной 3200 м на Восточно–Сургутском месторождении выбирается вращательный способ бурения с использованием гидравлических забойных двигателей – турбобуров.

Обоснуем вышеприведенное высказывание:

1) По проекту глубина скважины 3200 м, что соответствует глубинам эффективного бурения забойными двигателями.

2) Опыт работ по строительству скважин в районах Поволжья, Приуралья и Западной Сибири показывает, что породы средней и малой твердости успешно разбуриваются шарошечными долотами при высоких (400–600 об/мин) частотах вращения (в данном проекте для бурения пород выбран шарошечный п.р.и.). Бурение роторным способом в этих условиях при повышенных частотах вращения (150–200 об./мин) приводит к быстрому износу бурильных труб, бурильных замков, и в конечном итоге к авариям. Для роторного бурения требуются бурильные трубы повышенной прочности (что увеличивает стоимость работ) и сбалансированный тяжелый низ бурильной колонны.

3) Учитывая сложные геологические условия разреза (неустойчивые породы) использование гидравлических забойных двигателей позволит исключить воздействие нежелательных осыпей, обвалов стенок скважины за счет невращающейся колонны бурильных труб.

4) Температура на забое не превышает установленных значений (140–150^о С), что удовлетворяет условиям эксплуатации забойного двигателя.

5) При бурении добывающих скважин на данном месторождении используются буровые растворы с плотностью до 1, 18 г/см³, что позволит нормально эксплуатировать двигатели.

6) Турбобуры малого диаметра имеют низкие энергетические характеристики, поэтому при турбинном бурении диаметр скважины должен быть не менее 190, 5 мм. Конструкция скважины данного проекта имеет диаметральные размеры ствола превышающие 190, 5 мм.

7) Немаловажным фактором в пользу применения забойных двигателей на Восточно–Сургутском месторождении является то обстоятельство, что проводка скважин на кустах №Х с применением турбобуров осуществлялась успешно.

Проведенное обоснование выбора способа бурения базируется не только на теоретических положениях, но и на практическом опыте строительства скважин на Восточно–Сургутском месторождении.

Литература:

1. Калинин А.Г., Ганджумян Р.А., Мессер А.Г. Справочник инженера-технолога по бурению глубоких скважин. – М., 2005. – 808 с.

2. Попов А.Н., Спивак А.И., Акбулатов Т.О. и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. – М., 2003. – 509 с.

3. Боярко Ю.Л. Лабораторные работы по предмету «Введение в специальность».

4. Проектирование конструкции скважины

4.1. Понятие конструкции скважины

Выбор конструкции скважины – основной этап ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала).

При бурении нефтяных и газовых скважин необходимо крепить их стенки, в результате достигается следующее:

1. укрепляются стенки скважин, сложенные недостаточно устойчивыми горными породами;

2. разобщаются нефтеносные или газоносные пласты друг от друга, а также от водоносных пород.

Это позволяет создать долговечный и герметичный канал, по которому нефть или газ поднимаются с забоя до устья скважины без потерь. Пласты разобщают при помощи специальных труб, которые называются обсадными. Так как одно крепление стенок скважины обсадными трубами не создает разобщения пластов, то затрубное пространство заполняют цементным раствором при помощи специального цементировочного оборудования и приспособлений. Этот процесс называется цементированием скважины.

Рис. 1. Конструкция скважины: а) профиль ствола; б) концентрическое расположение колонн в стволе; в) разрез ствола скважины; г) схема конструкции скважины

Конструкция скважины состоит из ряда обсадных колонн (рис. 1):

• направления – 1;

• кондуктора – 2;

• технической (промежуточной) колонны – 3;

• эксплуатационной колонны – 4.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах (до 40–60 м).

Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой. Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров (до 800–900 м). Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.

Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Эксплуатационная колонна может перекрывать не весь ствол скважины от забоя до устья, а только необсаженный интервал ствола, от забоя до предшествующей колонны. Такая колонна называется хвостовик.

Кондуктор и эксплуатационная колонна, являются обязательными при любой конструкции скважины.

Промежуточная (техническая) колонна проектируется при наличии интервалов, несовместимых по условиям бурения, а также при существовании зон осложнений (поглощения, проявления и обвалы), когда другие способы их ликвидации не дают положительных результатов. Под несовместимостью условий бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала вызывают осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно.

Конструкция скважины выбирается исходя из требований охраны недр и окружающей среды, с учетом следующих основных факторов: цели бурения и назначения скважины, наличия в разрезе неустойчивых или легко размываемых, а также многолетнемерзлых горных пород, проектного горизонта и глубины скважины, диаметра эксплуатационной ко­лонны, пластовых давлений и давлений гидроразрыва горных пород стратиграфических горизонтов, способов заканчивания скважины и ее эксплуатации, профиля скважины, характеристики пород по крепости.

Проектирование конструкции скважин производится в два этапа. На первом этапе обосновывается:

1. Конструкция эксплуатационного забоя;

2. Количество обсадных колонн;

3. Глубины их спуска.

На втором этапе:

1. Размеры обсадных колонн

2. Диаметры долот

3. Интервалы цементирования.

При этом следует учитывать накопленный опыт строительства скважин как в целом по региону, так и по рассматриваемому месторождению. Необходимо принимать во внимание действующие на предприятии инструкции, регламенты и др. Окончательный вариант конструкции проектной скважины сравнивается с фактическими конструкциями скважин, пробуренных на данной площади (месторождении), и выбирается оптимальный.

4.2.Выбор и обоснование конструкции эксплуатационного забоя

Под конструкцией эксплуатационного забоя подразумевают соотношение элементов системы скважина – крепь в интервале продуктивного объекта, которые обеспечивают устойчивость ствола, разобщение напорных пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также продолжительную эксплуатацию скважин с оптимальным дебитом.

Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна:

- обеспечивать наилучшие условия дренирования продуктивного пласта;

- обеспечивать длительную безводную добычу;

- изолировать продуктивный пласт от близлежащих проницаемых горизонтов;

- защищать продуктивный пласт от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или снижать это влияние.

По геологическим условиям размещения нефтяных залежей, типу коллектора и свойствам пород продуктивного горизонта выделяют четыре основных вида объектов эксплуатации.

4.2.1. Первый вид объекта эксплуатации

Коллектор однородный, прочный, гранулярного (порового) или трещинного типа. Близко расположенных водонапорных и газоносных горизонтов нет. Подошвенные воды отсутствуют.

Однородным называется литологически однотипный по всей толщине коллектор, имеющий приблизительно одинаковые фильтрационные свойства и пластовые давления в пропластках, насыщенных только нефтью или газом, или водой; границы изменения проницаемости пород в пропластках не должны выходить за пределы одного из шести классов: k_п, k_T > 1, 0; 1, 0÷ 0, 5; 0, 5÷ 0, 1; 0, 1÷ 0, 05; 0, 05÷ 0, 01; 0, 01÷ 0, 001 мкм² (например, коэффициент проницаемости соответствует значению 0, 01- 0, 1, следовательно превышает границу класса).

Если хотя бы по одному из перечисленных показателей пласт неоднородный, то он называется неоднородным. Неоднородным называется коллектор, расчлененный пропластками разных типов пород с проницаемостью, значения которых выходят за рамки, указанные выше; имеет подошвенную воду, газовую шапку и чередование нефтегазоводонасыщенных пропластков с разным пластовым давлением.

К прочным коллекторам относят коллекторы, породы которых при проектных депрессиях в процессе освоения и эксплуатации скважины сохраняют устойчивость и не разрушаются под воздействием фильтрационных и геостатических нагрузок.

К непрочным, слабосцементированным коллекторам относят поровые коллекторы, состоящие из низкопрочных песчаников, продукты разрушения которых при эксплуатации скважин выносятся на поверхность вместе с флюидом.

Близко расположенными по отношению к продуктивному объекту считаются пласты водонапорных и газоносных горизонтов, находящиеся на расстоянии менее 5 метров.

Для указанного выше коллектора первого вида применяется конструкция забоя открытого типа безфильтровая (рис.2) или оборудованная в продуктивной части ствола фильтром (рис. 3; 4).

Для решения вопроса о выборе конструкции безфильтровых скважин или скважин с фильтрами, необходимо оценить устойчивость пород в призабойной зоне.

В случае устойчивости пород принимается безфильтровая конструкция забоя открытого типа (рис.2).

- скважина бурится до кровли продуктивного горизонта;

- в скважину опускается колонна обсадных труб;

- заколонное пространство цементируется;

- вскрытие продуктивного горизонта производится долотом меньшего диаметра.

Положительное достоинство такого забоя - минимальная степень загрязнённости призабойной зоны ствола скважины.

Дополнительные условия выбора данной схемы:

1. Высокое пластовое давление и низкопроницаемый продуктивный пласт

2. Низкое пластовое давление и низко или высокопроницаемый продуктивный пласт.

Нормальное пластовое давление равно гидростатическому давлению воды плотностью 1 кг/м³. Этому давлению соответствуют градиент давления равный 0, 01 МПа/м. Высокими и низкими пластовыми давлениями считаются давления имеющие градиенты соответственно:

∆ p_пл> 0, 1 МПа/10м(> 0, 01МПа/м);

∆ p_пл< 0, 1 МПа/10м(< 0, 01МПа/м);

Аномально высоким пластовым давлением считают давление при котором ∆ p_пл 0, 011 МПа/м;

Аномально низким – давление, при котором ∆ p_пл 0, 008 МПа/м.

Пласт считается высокопроницаемым, если значения коэффициента поровой или трещинной проницаемости соответственно составляют k_п> 0, 1 мкм² и k_Т> 0, 01мкм². При значениях k_п и k_т меньше указанных величин коллектор низкопроницаемый.

Пласт считается устойчивым, если выполняется условие:

σ _сж ≥ 2[K(Р_горн-Р_пл)+(P_пл-Р_з)] (1)

где σ _сж- граница прочности пород продуктивного пласта при одноосном сжатии, МПа;

Правая часть неравенства – радиальная нагрузка, действующая на породы коллектора, МПа

К – коэффициент бокового распора:

(2)

где μ - коэффициент Пуассона