Проектирование технологии и техники бурения скважины 3 страница

ρ _б.р.7≤ (3, 0+Р_пл7)/gh₇= (3, 0+26)*10⁶/9, 8*2363=1252 кг/м³=1, 25 г/см³

grad Рб.р.₇=Рб.р. ₇/h₇=ρ _{б.р. 7}*g*h₇ /h₇=1179*9, 8*2203/2203=0, 0115 МПа/м

grad Рб.р.₇≤ Рб.р. ₇/h₇=ρ _{б.р. 7}*g*h₇ /h₇=1252*9, 8*2203/2203=0, 0131 МПа/м

Полученные результаты занесем в табл. 7 и на совмещенный график (на графике область граничных значений промывочной жидкости выделена штриховкой).

Как видно из таблицы 7 и графика (рис.9) буровой раствор с величиной плотности ρ _б.р.=1, 36− 1, 46 г/см³ удовлетворяет условиям бурения пород в интервалах 0− 1000 м. Бурение скважины без осложнений в интервале 1000− 1200 м (зона «1») возможно, если плотность промывочной жидкости находится в пределах 1, 57− 1, 58 г/см³, при бурении в зоне «2» − 1, 18− 1, 25 г/см³. Но бурение в зоне «2» с такой плотностью промывочной жидкости может привести к выбросу нефти в зоне «1» т.к. величина гидростатического давления столба жидкости ниже пластового давления. Значит, для выполнения условия совместимости в зоне «2», мы должны зону«1» для предупреждения выброса изолировать обсадной колонной. Таким образом, для бурения скважины до проектной глубины с соблюдением условия совместимости необходимо включить в предварительный вариант конструкции скважины кроме направления и кондуктора, также и промежуточную колонну.

Таблица 7

6. Глубина спуска промежуточной колонны (установки башмака) принимается на 10− 20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий).

В предварительном варианте количество зон крепления соответствует количеству обсадных колонн. Далее конструкция скважины корректируется − если ту или иную зону можно изолировать другим способом, кроме спуска обсадной колонны, и стоимость скважины при этом не возрастет, то соответствующую колонну из конструкции исключают. Затем уточняют глубину спуска кондуктора и промежуточной колонны расчетом.

4.3.2. Глубина спуска кондуктора и промежуточной колонны

Минимальная глубина спуска кондуктора и промежуточной колонны уточняется из условия недопущения разрыва пород под башмаком колонны при закрытом устье во время ликвидации нефтеводопроявления после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов, по формуле:

(16)

где H_K − минимальная глубина спуска, м;

– максимальное пластовое давление продуктивного пласта на глубине , МПа;

– плотность пластового флюида, кг/м³;

grad Ргр – градиент давления гидроразрыва пород в интервале установки последующей колонны (т.е. ниже установки башмака кондуктора или промежуточной колонны), МПа/м.

В случае газопроявления при закрытом устье внутреннее давление рассчитывают по формуле:

(17)

где е^S = (2+S)/(2 – S);

S=10^-4 *ρ *(L− Z);

Р_BZ – внутреннее давление на глубине Z, МПа;

Z – расстояние от устья скважины до рассчитываемого сечения, м;

L – расстояние от устья скважины до проявляющего пласта, м;

ρ – плотность газа по воздуху, ρ =0, 6.

Глубина спуска кондуктора и промежуточной колонны определятся:

(18)

где Р_БАШ – давление под башмаком колонны (внутреннее давление), МПа;

gradРгр – градиент гидроразрыва пласта под башмаком, МПа/м.

Башмак обсадной колонны, перекрывающей породы, склонные к текучести, следует устанавливать не менее 10 метров ниже их подошвы или в плотных пропластках (что достаточно для перекрытия зоны интенсивных осыпей, обвалов и прихватов), а также не менее чем на 50 м ниже толщи неустойчивых при протаивании пород.

4.3.3. Глубина спуска эксплуатационной колонны (хвостовика)

Эксплуатационная колонна в зависимости от способа заканчивания скважины спускается либо до кровли продуктивного горизонта, либо до подошвы, либо ниже подошвы. В последнем случае, глубина спуска эксплуатационной колонны учитывает глубину технологического зумпфа, пробуренного глубже подошвы продуктивного пласта на 50 метров.

Задание:

Разрез скважины представлен двумя нефтяными пластами. Кровля верхнего пласта расположена на глубине 1000 м, пластовое давление составляет 14, 0 МПа. Нижнего пласта – на глубине 2250 м, при пластовом давлении 26, 0 МПа. Градиент давления гидроразрыва пород в интервале установки башмака кондуктора − 0, 0165 МПа/м, башмака промежуточной колонны − 0, 0175 МПа/м. Определить глубину спуска кондуктора и промежуточной колонны.

Решение:

По формуле (16) определяем минимальную глубину спуска кондуктора:

Нк≥ Рпл− 0, 01*L*ρ _ф /gradРгр− 0, 01*ρ _ф=14, 0*10⁶− 0, 01*1000*744/

0, 0165*10⁶− 0, 01*744=848 м

Найденное значение глубины спуска кондуктора соответствует интервалу залегания глинистых пород люлинворской свиты, склонных к обвалообразованию и пластическому течению. Поэтому, глубину спуска кондуктора следует увеличить до 880 м с целью установки его башмака в устойчивые прочные породы (песчаники). Для предупреждения возможных нефтегазоводопроявлений на кондукторе устанавливается противовыбросовое оборудование.

По формуле (16) определяем минимальную глубину спуска промежуточной колонны:

Нк≥ Рпл− 0, 01*L*ρ _ф/gradРгр− 0, 01*ρ _ф=26, 0*10⁶− 0, 01*2250*744/0, 0175*10⁶− 0, 01*744=1485м

Окончательная глубина спуска колонны корректируется путем анализа представленных данных геологических условий разреза скважины.

Литература:

1. В.П. Овчинников, В.Г. Кузнецов, О.В. Нагарев, Т.А. Ованесянц. Заканчивание скважин.

2. Г.М. Волощук. Бурение нефтяных и газовых скважин.

3. Э.В.Бабаян. Буровые технологии.Сов.Кубань, 2009. – 896 с.

4.4. Расчёт диаметров обсадных колонн

Порядок определения диаметров обсадных колонн следующий:

1. Диаметры обсадных колонн выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны или конечного диаметра ствола скважины, если проектом предусмотрен забой открытого типа;

2. Диаметр эксплуатационной колонны выбирают в зависимости от дебита скважины, а также возможности производства геофизических, аварийных и ремонтных работ.

Для поисково-разведочных скважин наружный диаметр эксплуатационной колонны выбирают так, чтобы в них можно было выполнить необходимый комплекс геолого-геофизических исследований, опробовать перспективные горизонты.

В разведочных скважинах (поискового характера) на новых площадях диаметр эксплуатационной колонны зависит от необходимого количества спускаемых промежуточных обсадных колонн, качества получаемого кернового материала, от возможности проведения электрометрических работ и испытания вскрытых объектов на приток. Рекомендуется, при бурении первых трех разведочных скважин, если достоверность геологического разреза недостаточна, включать в конструкцию скважины резервную промежуточную колонну. Если в процессе бурения будет установлено, что необходимость в спуске резервной обсадной колонны отпала, то продолжают углубление ствола под очередную обсадную колонну до запроектированной глубины. При выборе диаметра эксплуатационной колонны разведочных скважин на структурах с выявленной продуктивностью нефти или газа решающим фактором является обеспечение условий для проведения опробывания и последующей эксплуатации промышленных объектов. В каждом случае, выбирая диаметр эксплуатационной колонны опорных, параметрических, структурных, поисковых и разведочных скважин следует предусмотреть диаметр 114 или 127 мм. Исключение составляют скважины, которые могут стать продуктивными.

Диаметр эксплуатационной колонны добывающей нефтяной скважины выбирают в зависимости от суммарного (нефть+ газ + вода) дебита скважины (табл. 8).

Таблица 8

Диаметр эксплуатационных колонн нагнетательных скважин зависит от давления, при котором будет закачиваться рабочий агент в пласт и от приемистости пласта. На практике, диаметр эксплуатационной колонны для эксплуатационных скважин задается заказчиком – нефтегазодобывающим предприятием исходя из ожидаемых суммарных дебитов, или габаритов добычного эксплуатационного оборудования, которое должно быть спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов, а также возможности производства геофизических, аварийных и ремонтных работ в скважине. Например, диаметр эксплуатационной колонны выбирается в соответствии с ожидаемым дебитом (50 т/сут.) – 127 мм. Но поскольку на месторождении предполагается эксплуатация ЭЦН, а отечественные производители не выпускают ЭЦН для скважин такого диаметра, принимается диаметр эксплуатационной колонны под предполагаемый диаметр ЭЦН: 146, 1 мм. Возможен выбор диаметра эксплуатационной колонны и по диаметру турбобуров применяемых при заканчивании скважины, который определяет ее дальнейшую конструкцию. В газовых добывающих скважинах эксплуатационную колонну желательно предусматривать диаметром 178 мм, а для скважин сложной конструкции − 168 или 146 мм.

Спускаемые в скважину трубы соединяются в колонну муфтами или соединением «труба в трубу». При муфтовом соединении образуемая наружная поверхность колонны труб содержит выступающие участки – муфты. Для беспрепятственного спуска каждой колонны до проектной глубины, а также качественного их цементирования принимается необходимая разность между диаметрами скважин и муфтами обсадных колонн (диаметральный зазор). В случае безмуфтового (труба в трубу) соединения разность принимается между диаметрами скважин и трубами (табл.9).

Таблица 9

*Отклонения от указанных величин должны быть обоснованы в проекте.

Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин приведена в таблице 10:

Таблица 10

Диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну определяют по диаметру обсадной колонны (диаметру муфты) и величине диаметрального зазора δ между колонной (муфтой) и стенками скважины, заполняемого тампонажным раствором. Диаметр долота определяется по формуле:

Д_д = Д_м+ δ (19)

где Д_м – диаметр муфты обсадной колонны (или диаметр трубы в случае отсутствия муфты), мм.

По найденным значениям Д_д подбирается ближайший больший диаметр долота Д_д.э, который в дальнейшем определяет диаметр скважины.

Типоразмеры выпускаемых отечественной промышленностью шарошечных долот представлены в таблице 11:

Таблица 11

Выбор диаметра предыдущей колонны (кондуктора) осуществляется по диаметру долота Д_д.э, подобранного для бурения под эксплуатационную колонну. При этом долото должно свободно с зазором в 10–14мм перемещаться внутри колонны, т. е. внутренний диаметр кондуктора d_в.к. должен быть равен:

D_в.к. = Д_д.э. + (10÷ 14) мм (20)

В соответствии с внутренним диаметром находится наружный диаметр кондуктора d_н.к. (табл.12).

Таблица 12

Например, значение рассчитанного внутреннего диаметра составляет 358 мм, в таблице 12 находим величину «358», что соответствует обсадной трубе с наружным диаметром 377 мм с толщиной стенки 9 мм или 10 мм. Принимаем толщину стенки равную 9 мм, ориентируясь на средние значения толщин стенок обсадных труб. Диаметр долота для бурения под кондуктор определяется так же, как и для эксплуатационной колонны, т.е. находится наименьший диаметр скважины в интервале кондуктора по формуле (19), после чего подбирается ближайший диаметр долота из выпускаемых заводами.

Аналогично находятся диаметры остальных обсадных колонн и диаметры долот для бурения в соответствующих интервалах.

Расчет диаметров обсадных колонн заканчивается построением графического изображения скважины и определением класса конструкции. Конструкцию скважин изображают следующим образом (рис.10): сплошными жирными линиями показывают обсадные колонны; число у верхнего конца означает наружный диаметр колонны, у нижнего – глубину спуска.

Если колонна перекрывает лишь нижний интервал скважины и не доходит до устья, то число у верхнего конца жирной линии означает глубину нахождения верхнего сечения колонны, диаметр колонны показывают числом на уровне верхних концов остальных колонн (рис.10 б).

Когда верхний участок обсадной колонны составлен из труб большего диаметра, чем нижний, ее изображают ломаной жирной линией (рис.10 в). У верхнего конца указывают оба диаметра, а у места излома линии – глубину стыковку участков. Такую колонну называют «комбинированной».

Интервалы цементирования показывают штриховкой; числа у верхней и нижней границ заштрихованного участка означают глубины интервала цементирования.

Рис.10. Графическое изображение конструкции скважины:

а) со сплошными колоннами; б) с хвостовиком;

в) с комбинированной колонной и хвостовиком.

Класс конструкции скважины определяется ее одно или многоколонностью. Под одноколонными понимают конструкции скважин, имеющие кроме направления и кондуктора, а также хвостовика, если он предусмотрен проектом, только эксплуатационную колонну. При наличии промежуточных (технических) колонн конструкция скважин относится к многоколонной.

4.5. Обоснование высот подъема тампонажных растворов

Определение высоты подъема тампонажных растворов производится на основании действующих отраслевых руководящих документов (Правил безопасности от 2003 г). Согласно Правилам направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

1. продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

2. продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами;

3. истощенные горизонты;

4. водоносные проницаемые горизонты;

5. горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа;

6. интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;

7. интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны, в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м. Все вышеуказанные интервалы цементирования объединяются в один общий. Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения. Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:

- превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

- исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

- возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.

При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине. При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство.

4.6. Пример расчета конструкции скважины

Задание. Обосновать конструкцию скважины для бурения в следующих условиях:

• Категория скважины – добывающая на нефть.

• Проектная глубина скважины – 2500 м.

• Конструкция забоя закрытого типа.

• Класс конструкции – одноколонная. Глубина спуска кондуктора согласно расчета – 380 м.

• Характер осложнения по интервалам:

а) рыхлые слабосвязные, неустойчивые породы – 0-400 м;

б) нефтегазопроявления – 2300-2450 м.

• Ожидаемый дебит нефти – 120 т/сут.

Решение:

1.Обоснование числа обсадных колонн, глубины их спуска и интервалов цементирования.

а) Обоснование типа конструкции забоя не требуется, поскольку заданием предполагается конструкция забоя закрытого типа.

б) Предполагается, что совмещенный график давлений построен, количество колонн известно, расчеты глубин спуска колонн (кондуктора) проведены.

На основании выданных условий принимаем следующие типы колонн:

Направление – для сохранения вертикальности ствола и для предохранения устья скважины от размыва восходящими потоками промывочной жидкости. Направление может опускаться на глубину от 3 до 50 метров. В нашем случае, принимаем глубину спуска равную 3 м. После установки направления затрубное пространство за направлением от башмака до устья заливают бетоном.

Кондуктор – для установки противовыбросового оборудования и для сохранения целостности ствола скважины в интервалах рыхлых неустойчивых, слабосвязных пород. Практическая глубина спуска кондуктора может составлять 900− 1200 м. Для условий задания, рассчитанную по формуле (16) глубину спуска кондуктора необходимо увеличить до глубины 400 м для перекрытия рыхлых слабосвязных, неустойчивых пород. Поэтому, чтобы башмак кондуктора установился в устойчивых породах, принимаем глубину спуска равную 450 м. Затрубное пространство кондуктора цементируется от башмака до устъя.

Эксплуатационная колонна опускается до глубины 2500 м (до подошвы последнего продуктивного горизонта плюс 50 м стакан-отстойник). В соответствии с требованиями Правил безопасности высота подъёма цементного раствора за эксплуатационной колонной для нефтяных скважин должна быть выше уровня башмака предыдущей колонны не менее, чем на 150 м. Для заданных условий башмак кондуктора установлен на глубине 450 м, т. е. подъём цементного раствора за эксплуатационной колонной производится до уровня 300 м от устья скважины.

2.Обоснование диаметров обсадных колонн и диаметров скважины. В соответствии с заданным дебитом нефти 120 т/сут. по табл.8 принимаем диаметр эксплуатационной колонны равный 140 мм. Определяем диаметр скважины под эксплуатационную колонну Д_Э по формуле (19):

Д_э = d_мэ + δ.

По табл. 10 находим диаметр муфты эксплуатационной колонны d_мэ = 159 мм и диаметральный зазор δ = 20 мм, тогда

Д_э = 159 + 20 = 179 мм.

Находим ближайший больший диаметр долота по табл. 11, который составит Д_дэ = 190, 5 мм.

Определяем внутренний диаметр кондуктора по выражению (20):

Д_вк = Д_дэ + (10÷ 14) мм = 190, 5 + (10÷ 14) =200, 5 ÷ 204, 5 мм.

По табл.12 видим, что такому внутреннему диаметру соответствуют трубы с наружным диаметром 219 мм. По табл. 10 определяем диаметр муфт этой колонны d_мк = 245 мм и диаметральный зазор δ = 25 мм. Тогда диаметр скважины под кондуктор составит

Д_ск = Д_мк + δ = 245 + 25 = 270 мм.

По этому значению в табл. 11 находим диаметр долота для бурения под кондуктор Д_дк = 295, 3 мм.

Внутренний диаметр направления определяется по формуле (20):

Д_вн = Д_дк +(10÷ 14) мм = 295, 3 + (10÷ 14) мм = 305, 3÷ 309, 3 мм.

По табл. 12 такому условию удовлетворяют трубы с наружным диаметром соответствующим 324 мм. Труба опускается в пройденную до глубины 3 м выработку сечением 1, 5 х 1, 2 м, раскрепляется по отвесу и заливается бетоном. Все полученные данные о конструкции скважины сводятся в таблицу 13.

Таблица 13

По данным табл. 13 графически проектируется конструкция скважины (рис. 11).

Рис. 11. Конструкция нефтяной скважины (размеры в метрах): 1– направление; 2– кондуктор; 3– эксплуатационная колонна;

4– цементное кольцо

Литература:

1.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.ПБ08 – 624 – 03. – М. Госгортехнадзор России, 2003.

2.Овчинников В. П., Кузнецов В. Г., Нагарев О. В., Ованесянц Т. А. Заканчивание скважин.

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

5. Проектирование процесса углубления скважины

5.1.Буровые долота

Буровые долота используются в основном для разрушения горных пород сплошным забоем, но могут применяться для зарезки дополнительных стволов из пробуренных скважин, прорезая при этом «окна» в обсадной колонне, разбуривать цементные пробки и металлические предметы на забое скважин. В настоящее время выпускаются различные типы долот: шарошечные, лопастные РDС с алмазно-твердосплавными резцами, алмазные, долота ИСМ со вставками из композиционных материалов.