Проектирование скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Технико-технологический раздел

1.1 Исходные данные для проектирования скважины

Исходные данные для проектирования скважины представлены таблице 6.

Таблица 6 Исходные данные для проектирования скважины

Наименование	Значение
Площадь (месторождение)	Биклянское
Номер скважины	4858
Назначение скважины	Добывающая
Проектный горизонт	бобриковский
Продуктивный пласт	С1(tl)
Альтитуда ротора, м	116
Пластовое давление, МПа	12
Абсолютная отметка кровли продуктивного пласта, м	-964
Абсолютная отметка забоя, м	-987
Проектные глубины кровли продуктивного пласта, м
- по вертикали	1078
- по стволу	1131
Проектные глубины забоя, м
- по вертикали	1103
- по стволу	1190
Магнитный азимут бурения	128°28'
Проектное смещение на кровлю продуктивного пласта, м	300
Радиус круга допуска, м	40
Тип буровой установки	АПР-80
Вид монтажа	повторный
Оснастка талевой системы	3x4

1.2 Выбор и проектирование конструкции скважины

Выбор конструкции скважины - основной этап ее проектирования и должен обеспечивать высокое качество строительства скважины, как долговременное эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта.

Конструкцию скважины выбирают в соответствии с действующей методикой, а также с учетом залегания продуктивных пластов, возможными осложнениями при проводки скважины.

Направление - для перекрытия верхнего интервала, сложенного неустойчивыми породами.

Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросого оборудования.

Эксплуатационная колонна - для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Для извлечения нефти и газа на поверхность.

1) Выбор глубины спуска обсадных колонн.

Для перекрытия неустойчивых алливиальных и глинисто-песчанистых пород, направление спускается на глубину 70м. Казанский и уфимский ярусы склонны к поглощению и обвалам, для их перекрытия кондуктор спускаем до глубины 300 м. Для нормальной и долговечной работы эксплуатационную колонну спускаем на глубину продуктивного горизонта (проектная глубина по вертикали) 1103 м.

2) Выбор диаметра колонн.

Выбор диаметра колонн производится снизу вверх. Диаметр колонны должен обеспечивать максимальный дебит, переход скважины с фонтанной на насосную добычу.

Определяем диаметр долота под 114,3 мм. колонну:

D д = D н. экс + 2д (мм)

D н. экс = 114,3мм. - диаметр эксплуатационной колонны по муфте.

мм. - зазор между муфтой и стенкой скважины.

Dд = 114,3 + 2*20 = 154,3мм.

Соответствующее по справочнику долото = 155,6 мм.

Определяем внутренний диаметр кондуктора.

Dвн.к = Dд + (6 …8) = 160,3…162,3 мм.

Такому внутреннему диаметру соответствует обсадная труба с наружным диаметром=177,8 мм.

Определяем диаметр долота для бурения под кондуктор:

Dд. к.= Dн. к. + 2д = 177,8 +2*20 = 217,8 мм.

Принимаем долото диаметром = 215,9 мм.

Определяем внутренний диаметр направления.

Dвн.н = Dд + (6 …8) = 215,9 + (6…8)=221,9…223,9 мм.

Такому внутреннему диаметру соответствует труба с наружным диаметром = 244,5 мм.

Определяем диаметр долота для бурения под направление:

Dд. н.= Dн. н. + 2д= 244,5 + 2*30 = 304,5 мм.

Соответствующее по справочнику долото = 295,3 мм.

Конструкция скважины приведена в таблице 7 и на рисунке 1.

Таблица 7 Конструкция скважины

Название колонны	Диаметр, мм	Интервал спуска, м	Высота подъема цемента, м
	долота	колонны	по вертикали	по стволу
Шахта	393.7	323,9	0 - 35	0 - 35	0 - 35
Направление	295.3	244,5	0 - 70	0 - 70	0 - 70
Кондуктор	215.9	177,8	0 - 300	0 - 300	0 - 300
Эксплуатационная	155,6	114,3	0 - 1103	0 - 1190	0 - 1157

Рисунок 1 Конструкция скважины

1.3 Выбор, расчет и построение профиля ствола скважины

Глубина скважины по вертикали до кровли продуктивного пласта 1078 м.;

Глубина скважины по вертикали Н0 = 1103;

Смещение А= 300 м.;

Длина вертикального участка Нв=320м.;

Азимутальный угол = 128

Расчет профиля сводится к определению необходимого зенитного угла б - наклона ствола скважины к вертикали и к горизонтальной проекцией профиля.

Для бурения и набора зенитного угла при бурении под кондуктор применяем следующую компоновку: Долото 215,9 СЗГВ R175;

кривой переводник с углом перегиба 1,5 °;

бурильные трубы ТБПВ 127*9;

УБТ диаметром 178мм.

турбобур ТО 2-240.

1. Интервал (320-490) М

Расчет участка набора кривизны hв=320м, i=1?/10м

Длина вертикального участка: H1=178м

бн=0? б=17,1? бср=7,5?

Определяем проекцию участка набора кривизны на горизонтальную плоскость:

а1=h1 * tg б1 (м)

а1=178*0,3076=67м

Определяем длину участка набора кривизны зенитного угла:

l1= h1/cos б1 (м)

l1=178/0,9914=180м

2 Интервал (490-1153)

Расчет участка стабилизации зенитного угла.

Длина вертикального участка: H2=643м

бср=17,1?

Определяем проекцию участка стабилизации зенитного угла на горизонтальную плоскость:

а2=h2 * tg б2(м)



а2=643*0,3076=192м

Определяем длину участка стабилизации зенитного угла:

l2= h2/cos б2 (м)

l2=65/0,9659=665м

3. Интервал (1153-1190)

Расчет участка стабилизации зенитного угла.

Длина вертикального участка: H3=24м

бср=17,1?

Определяем проекцию участка стабилизации зенитного угла на горизонтальную плоскость:

а3=h3 * tg 3 (м)

а3=24*0,2779=6м

Определяем длину участка стабилизации зенитного угла:

l3= h3/cos б3 (м)

l3=24/0,9659=25м

Определяем смещение забоя от вертикали:

Смещение А=300 м

А= а1+а2+ а3 (м)

А=67+192+6=265м попадаем в круг допуска 265 35. Определяем длину ствола по профилю: Глубина скважины L=1190 м



L=lв +l1 + l2 + l3 (м)

Где lв - длина вертикального участка (м)

L=180 +665 +25 +320 =1190 (м)

Рисунок 2 Профиль скважины



1.4 Выбор способа бурения и КНБК по стволу скважины

Выбор способа бурения и КНБК указаны в таблице 8.

Таблица 8 КНБК и режим бурения

Интервал бурения, м	Элементы КНБК до бурильных труб (снизу - вверх)	Вид привода долота	Тип бурильных труб	Диаметр (мм) и количество гидромониторных насадок на долото	Расход, л/с	Нагрузка на долото, тс	Обороты долота, мин-1
0-35 бурение под 'шахту'	393,7 СЗГВУ R174 центратор d384 УБТ 165-8м центратор d386 УБТ 165-16м	роторный	Ведущая труба		30-32	В.И.	60-80
35-70 бурение под напр. - верт.	295,3 МСЗ-ГНУ R-37A центратор d290 ДР-178.6/7.68 обратный клапан центратор d287 УБТ 165-48м	винтовой			30-32	В.И.	220-280
70-172 172-300 бурение под конд. - верт.	215,9 ТЗ-ЦГВУ R-810 12-КСИ215,9СТК ДР-178.6/7.68 обратный клапан центратор d213 УБТ 165-48м УБТ 120-108м	винтовой	ТБПН 89х9	12.7х15.9х0	30-32	В.И.	220-280
282-300 проработка	215,9 ТЗ-ЦГВУ R-810	роторный	ТБПН 89х9		18-20	3-4	60-80
300-320 бурение под экспл. кол. - верт.	155,6 SL61AP калибратор d152 Д3-127М.6/7.43 Обратный клапан центратор d152 УБТ 120-108м	винтовой	ТБПН 89х9	8.7х11.1х14.3	18-20	10-14	160-180
320-492 492-498 бурение под экспл.кол. - набор зен. угла	155,6 SL61AP калибратор d152 ДРЗ-127М.6/7.43 Обратный клапан телесистема ЗТС-42 УБТ 120-108м	винтовой	ТБПН 89х9	8.7х11.1х14.3	18-20	10-14	160-180
498-778 778-863 863-1094 бурение под экспл.кол. - сниж. зен. угла	155,6 SL61AP калибратор d152 Д3-127М.6/7.43 Обратный клапан УБТ 120-108м	винтовой	ТБПН 89х9	8.7х11.1х14.3	18-20	10-14	160-180
1094-1157 бурение под экспл.кол. - на р-ре	155,6 SL61AP калибратор d152 Д3-127М.6/7.43 Обратный клапан УБТ 120-108м	винтовой	ТБПН 89х9	8.7х11.1х14.3	18-20	10-14	160-180
1094-1190 проработка	155,6 SL61AP Д3-127М.6/7.43 Обратный клапан	винтовой	ТБПН 89х9		18-20	3-4	160-180

1.5 Расчет колонны бурильных труб

Исходные данные:

Глубина скважины - 1157м; Глубина скважины до кровли продуктивного пласта - 1133м; Пластовое давление - 12МПа; Вес забойного двигателя - 0.11МН;

Нагрузка на долото - 0.2МН;

Диаметр бурильных труб - 89мм.

Расчет бурильной колонны сводится к определению диаметра и длины УБТ для обеспечения жесткости бурильной колонны. В зависимости от диаметра долота и условий бурения выбираем диаметр УБТ при бурении ГЗД, диаметр УБТ не должен превышать диаметра ГЗД.

Определяем длину УБТ:

,

где G - вес забойного двигателя, МН; Рдол - нагрузка на долото, МН; qубт =63кг=0.000635МН - вес 1м УБТ, МН.

Исходя из опыта бурения выбираем УБТ диаметром 120мм - 108м.

Если колонна одноразмерная, то допускаемую глубину спуска колонны, составленную из труб с одинаковыми толщиной стенки и группой прочности материала, определяют по формуле:

,

где Qp - допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН;

Qp=уTFтр /n,

(уT - предел текучести материала труб, Мпа; Fтр - площадь сечения, Fтр=22.6м 2; n - коэффициент запаса прочности; принимается равным 1.3 для нормальных условий бурения)

Qp=380*22.6*10 -4/1.3=0.66MH; k - коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции и сопротивления движения раствора (принимается равным 1.15); QУБТ - вес утяжеленных бурильных труб, МН; G - вес забойного двигателя и долота, МН; рбр и рмет - плотности бурового раствора и материала труб, г/см 3; Р0 , РП - перепады давления на долоте и турбобуре, МПа;

Fк - площадь проходного канала трубы, Fk=39.6м 2;

qбт - вес 1м бурильной колонны, qбт=21.08кг=0.0002108МН

Qубт=lубтqубт=108*0.000635=0.0685МН

Данной компоновкой бурение может вестись до глубины 2690м. Данная компоновка проходит по прочности.

Таблица 9 Параметры колонны труб

Наименование труб	Диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Марка стали	Вес одного метра, Н	Вес колонны, МН
СБТ УБТ Всего	89 120	9 28	Д Д	178 635	0.187 0.0685 0.255



1.6 Выбор типа и параметров, состава и количества промывочной жидкости по разрезу ствола скважины

При бурении направления могут возникнуть осложнения в виде осыпей и обвалов, поэтому интервал бурится на глинистом буровом растворе.

= ,

Ожидаются осложнения в виде: осыпей и обвалов стенок скважины, поглощения бурового раствора, возможны нефтегазоводопроявления. Учитывая опыт бурения скважин с аналогичными геологическими условиями, принимаем плотность бурового раствора - 1250 кг/м3.

Тип, параметры состав и количество ПЖ указаны в таблице 10.

Таблица 10 Тип и параметры, состав и количество промывочной жидкости по разрезу ствола скважины

Интервал по стволу, м	Тип раствора, состав	Содержание, кг/м3	Всего, т (м3)	Параметры	Кол-во ступеней очистки
				p, кг/м3	УВ, с	Ф, см3/30м	рН	с, Ом·м	СНС1/10, дПа	К, мм	з, мПа·с	ф0, дПа
0-70	Глинистый раствор БУ (с нереглам. параметрами)		36	1080-1350 (±20)	25-50								2
70-1094	Естесственная водная суспензия			1000-1060 (±20)
	ПАА (Praestol-2540)	0,09 т/скв	0,09
1094-1157	Полимер-бентонитовый раствор		67	1250 (±20)	30-50	4-6	8-10	1,5-3	2,4-28/4,8-60	0,5-1,5	7-20	10-80	2
	ПБМА	40	2,69
	NaOH	1	0,07
	Крахмал	15	1,01
	бактерицид	1	0,07
	КМЦ-9Н	4	0,27
	КМЦ-9В (Камцел 1000)	1	0,07
	Мел тонкого помола	15	1,01
	Мел среднего помола	351	23,62
	ГКЖ-11	6	0,404
	Soltex	5	0,34

Примечания:

1. В интервале 70-300м бурение вести с промывкой на ЕВС, в случае возникновения осложнений допускается перейти на глинистый раствор плотностью 1120-1300кг/м3 (V=44м3).

2. Зоны осложнений бурить с промывкой на глинистом растворе. Параметры подбирают-ся в зависимости от вида осложнения в оперативном порядке, по согласованию сторон.

3. Перед переходом на раствор для поддержания его свойств обработкой химреагентами, дополнительно иметь на буровой: Na2CO3 -0,2т, КМЦ - 0,2т, ТПФН-0,1т. Хим. реагенты завозятся по мере необходимости.

4. Перед проведением окончательного каротажа, при спуске и для обеспечения качественного крепления эксплуатационной колонны необходимо снижение условной вязкости бурового раствора до 30(±5)с. В буровой раствор ввести 10% водный раствор ТПФН, в количестве 5л 10% раствора ТПФН на 1м3 бурового раствора (0,5кг сухого ТПФН на 1м3 бурового раствора).

5. При необходимости возможно использовать в к ачестве смазочных добавок ФК-2000, реглид, СБД-М.

6.1. Регулирование показателей свойств бурового раствора в соответствии с требованиями ГТН производить реагентами, входящими в состав используемого бурового раствора: При возрастании показателя фильтрации буровой раствор обрабатывается КМЦ в количестве 0,03-0,2 % При снижении рН менее 8 ед. буровой раствор обрабатывается кальцинированной содой в количестве 0,1-0,2%.

При снижении плотности ввести расчетный объем бурового раствора большей плотности. При увеличении плотности бурового раствора ввести в действие 2 и (или) 3 ступень очистки бурового раствора, разбавить расчетным объемом воды с 0,5% кальцинированной соды и 0,5% КМЦ.

6.2. Замер параметров бурового раствора при бурении и промывке скважины (плотность, условная вязкость - каждые 2 часа, фильтрация, РН, содержание песка и толщину фильтрационной корки-2 раза в смену, возлагается на первого помощника бурильщика, с записью в журнале для замера параметров бурового раствора.

6.3. Очистку глинистого раствора от выбуренной породы осуществлять через 2 ступени системы очистки:

1. вибросито с ячейками сита 0,25*0,25мм.2. пескоотделитель или гидроциклон.

Рекомендации по работе вибросита. Перед пуском потока бурового раствора на очистку рекомендуется смочить сетку водой. Если циркуляция приостанавливается более чем на 20 мин, сетки вибросита очистить от бурового раствора и остатков шлама струей воды. При бурении скважины в глинистых отложениях периодически промывать сетки водой. Сетка считается изношенной, когда на ее ситовой поверхности появляется разрыв длинной более 100 мм. Определение объёма бурового раствора.

Определение объема бурового раствора для бурения кондуктора.

Vб.р = 0,785 * (2 *D кон2 * Н) =0,785 * (2 * 0.1778 2 * 300) = 19 м 3

Определение объема бурового раствора под эксплуатационную колону.

Vб.р =0,785 * (2 * Dэкс 2 * Кав * Н) =0,785 * (2 * 0.1443 2 * 1.3 * 1157) = 63 м 3

1.7 Гидравлический расчет промывки ствола скважины

1.7.1 Расчет подачи промывочной жидкости по стволу скважины

Бурение под кондуктор.

Исходные данные:

диаметр долота - 215.9мм,

диаметр бурильных труб - 89мм,

спос об бурения - турбинный.

Определение расхода бурового раствора.

Qmin=0.785*10 3(Dд2-D 2)vmin ,

где Dд - диаметр долота;

D - диаметр бурильных труб;

vmin - минимальная скорость восходящего потока бурового раствора, при которой еще не наблюдается сальникообразования на элементах бурильной колонны и загрязнения ствола скважины, м/с. Практикой установлено, что при турбинном бурении vmin=1.1-1.2 м/с.

Qmin=0.785*10 3(0.2159 2-0.089 2)*1.1=36.6дм 3/с

Бурение под эксплуатационную колонну.

Исходные данные:

диаметр долота - 155.6мм,

диаметр бурильных труб - 89мм,

способ бурения - турбинный.

Определение расхода бурового раствора.

Qmin=0.785*10 3(0.1556 2-0.089 2)*1.1=14.06дм 3/с

1.7.2 Обоснования режима работы буровых насосов

В соответствии с ГГУ выбираем буровой насос типа УНР 475х32 на базе бурового насоса типа 8Т-650 с дизельным двигателем с максимальной подачей 45 л/сек при максимальном диаметре поршня 180мм.

Режим работы бурового насоса указан в таблице 11.

Таблица 11 Режим работы буровых насосов

Интервал бурения, м	Диаметр поршня, мм	Расход бурового раствора, дм 3/с	Плотность бурового раствора, г/см 3
0-35	180	30-32	1.18-1.35
35-70	180	30-32	1.18-1.35
70-300	180	30-32	1
300-1094	150	18-20	1
1094-1157	150	18-20	1.25

1.7.3 Определение потерь давления при бурении под эксплуатационную колонну

Определение потерь давления в бурильных трубах.

Определим режим течения бурового раствора в бурильных трубах:

,

где рбр - плотность бурового раствора 1.25г/см 3; vтр - средняя скорость течения жидкости в трубах



;

(Q=20дм 3/с (0.02м 3/с) - расход бурового раствора; d=89-2*9=71мм=0.071м - внутренний диаметр бурильных труб).

Тогда

g - ускорение свободного падения 9.81 м/с 2.

Следовательно режим течения турбулентный. Определим потери давления в бурильных трубах по формуле:

- безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы. При турбулентном

режиме течения определяется по формуле:

Определение потерь давления в кольцевом пространстве:

Определим режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве



,

где vкп - сред няя скорость течения жидкости по кольцевому пространству

,

где (Q=20дм 3/с (0.02м 3/с) - расход бурового раствора; Dд - диаметр долота =0.1556м;

D - наружный диаметр бурильных труб =0.89м.

Тогда

Режим течения бурового раствора ламинарный.

Определим потери давления в кольцевом пространстве по формуле:

где - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления кольцевого пространства. При турбулентном режиме течения определяется по формуле:

Определение потерь в УБТ.

Эти потери наиболее удобно определять по методу эквивалентных длин по формуле:

,

где ly=108м - длина УБТ;

d - внутренний диаметр бурильных труб =7.1см;

dy - внутренний диаметр УБТ.

Потери давления в УБТ рассчитывают по формуле:

,

где - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы =0.022.

Определение потерь давление в промывочных отверстиях долота:

Определение потерь давления в обвязке буровой установки:

Потери давления в элементах обвязки удобно определять по методу эквивалентных длин.

Сначала определим эквивалентную длину ведущей трубы

,

где lв.т. - действительная длина ведущей трубы =14м; d - внутренний диаметр бурильных

труб; dв.т. - внутренний диаметр ведущей трубы =100мм

Тогда

Определим эквивалентную длину вертлюга

,

где lв - длина ствола вертлюга =2м; dв - диаметр проходного отверстия вертлюга =100мм

Тогда

Определим эквивалентную длину. Подводящая линия выполнена длиной =100м

Определим длину бурового шланга:

,

где lш - действительная длина бурового шланга (для практических расчетов можно взять lш=20м); dш - диаметр проходного отверстия бурового шланга.

Суммарная эквивалентная длина всех элементов обвязки:



Тогда суммарные потери давления в обвязке определяются по формуле:

,

где - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы =0.022.

Определим потери давления в турбо буре:

Таким образом, суммарные потери давления во всей циркуляционной системе:

Pост =32-12=20МПа.

Буровые насосы обеспечивают эффективную очистку ствола скважины.



1.8 Расчет обсадных колонн

Расчет кондуктора.

Начнем с расчета максимального избыточных внутренних давлений, которые могут возникать в процессе закрытия ПВО при ГНВП и окончании продавки цементного раствора.

диаметр кондуктора - 178мм;

длина кондуктора - 300м;

пластовое давление - 12МПа;

плотность бурового раствора - 1000кг/м 3,

плотность цементного раствора - 1850кг/м3

1. Определяем максимальное давление на устье при закрытии превентора 1.1. Pпл=Ру:

Pу=1.1*12=13.2МПа

Исходя из опыта бурения выбираем трубы диаметром 178мм*8 «Д». Pвн=29.9МПа; q=345H; Pстр=1МН; nстр=1.5.

2. Проверяем расчет на страгивание. Производим путем сравнения фактического коэффициента страгивания колонны с допустимым коэффициентом страгивания.

,

где Qk - вес кондуктора;

Qдоп - это дополнительная растягивающая нагрузка возникающая при закачке и продавки цементного раствора в процессе цементирования. Складывается из давления в процессе цементирования и давления затраченное на преодоление гидравлических сопротивлений.



Qk=Hk*q=300*345=103500H=0.1MH

Qдоп=0.785dвн5Рдоп

Pдоп=Р1 + Р2 ,

где P1 - давление конца момента цементирования; Р2 - потеря давления на преодоление гидравлических сопротивлений

P1=0.01Hk+0.8=0.01*300+0.8=3.8МПа

Р2=10 -5(рцр-рбр)Нк=10 -5*(1850-1000)*300=2.6МПа

Pдоп=3.8+2.6=6.4МПа

Qдоп=0.785*0.162 2*6.4=0.13МН

nстр.ф.>nстр (4.34>1.5) => обсадные трубы 178мм*8м «Д» выдержат нагрузки, которые могут возникать в процессе закрытия устья при ГНВП и при креплении скважины.

Параметры кондуктора представлены в таблице 12

Таблица 12

Наименование колонны	Глубина спуска м	Диаметр мм	Толщина стенки мм	Марка стали	Вес одного метра Н	Вес МН
кондуктор	300	178	8	Д	345	0.1

Расчет эксплуатационной колонны.

Расчет эксплуатационной колонны на прочность заключается в определение наружных и внутренних давлений, избыточных внутренних и наружных давлений действующих на обсадную колонну в процессе заканчивания скважины и эксплуатации.



Рисунок 3

Для расчета необходимо знать распределение цементного раствора и других жидкостей по затрубному пространству.

Уровень падения жидкости в колонне в конце эксплуатации:

Интервал (1157-725) - 432м, рцр=1.9г/см 3

Интервал (725-0) - 725м, рцр=1.63г/см 3

1. Определяем среднюю плотность тампонажных растворов находящихся в затрубном пространстве:

2. Расчет внутреннего давления в период ввода и по окончании эксплуатацию.

Период ввода скважины в эксплуатацию внутреннее давление:

z=L Pв.L=Pпл=12МПа

По окончанию эксплуатации внутреннее давление:

z=0; Ру=0;

z=L, Pв.L=0.01pн(L-H)=0.01*0.82(1157-772)=3.15МПа

3. Рассчитываем наружное давление в период ввода скважины в эксплуатацию и по окончанию эксплуатации.

В период ввода в эксплуатацию:

z=0, Pун=0;

z = L, Pн.L = (0.01pcpL)(1-Kp)+0.25Pпл = (0.01*1.73*1157)(1-0.25)+0.25*12 = 18МПа

Определяем наружное избыточные давления, которые будут в период окончания эксплуатации:

Рин=Рн-Рв=18-3.15=14.85МПа

Определяем внутреннее избыточное давление в период ввода скважины в эксплуатацию, приняв за максимальное давление на устье - давление опрессовки.

z=0, Ру=1.1*12=13.2МПа



PИВ=PВ-РН=[Ропр-0.01(рсрL-(PопрL)](1-K)=[12-0.01(1.73*1157-(1*1157)](1-0.25)=2.67МПа

4. Выбор толщины стенки ОК будет производиться по максимальному избыточному наружному давлению в период окончания эксплуатации, который может привести к смятию колонны в интервале продуктивного пласта. 5. Определяем критическое давление, которое может возникнуть в скважине по окончанию эксплуатации.

Ркр= РкрРин=1.15*14.85=17МПа

Этому давлению соответствуют трубы стали марки «Д» у=7мм, Ркр=31.5МПа, Рстр=0.55МПа, q=189H

Проверяем колонну обсадных труб на страгивание:

Кстр=1.3

,

где Qэк - вес эксплуатационной колонны.

Q=lq=1157*189=218kH

Исходя из расчетов, Kcтр.ф.>Kcтр (2.5>1.3), то есть обсадная колонна состоящая из труб с данной толщиной стенки выдержит нагрузки в любой период эксплуатации скважины.

Параметры эксплуатационной колонны представлены в таблице 13.



Таблица 13 Параметры эксплуатационной колонны

Наименование колонны	Глубина спуска, м	Диаметр мм	Толщина стенки, мм	Марка стали	Вес одного метра Н	Вес, МН
эксплуатационная	1157	114.3	7	Д	189	0.218

1.9 Разобщение пластов

1.9.1 Выбор способа цементирования

Для цементирования скважины выбираем порционный способ цементирования т.к. мы производим цементирование двумя видами тампонажного раствора различной плотности.

1.9.2 Выбор материалов для цементирования

Выбор способа материалов для цементирования в таблице 14

Таблица 14 Материалы для цементирования.

Название колонны	Тип или название жидкости для цементирования	Плотность раствора, кг/м3	Название компонента	Плот- ность, кг/м3	Норма расхода компонента, кг/м3	ОЗЦ час
Шахта	буферная жидкость моющего типа (водный раствор ТПФН)	1000	вода для б/ж ТПФН	1000 2370	1000 20
	тампонажный раствор (по базовой технологии 1) (0-35)	1850	ПЦТ-II-50 вода CaCl2	3150 1000 2500	1231 0,5x1231 0,02x1231	4
	продавочная жидкость (EВС)	1000
Направление	буферная жидкость моющего типа (водный раствор ТПФН)	1000	вода для б/ж ТПФН	1000 2370	1000 20
	тампонажный раствор (по базовой технологии 1) (0-70)	1850	ПЦТ-II-50 вода CaCl2	3150 1000 2500	1231 0,5x1231 0,02x1231	8
	продавочная жидкость (EВС)	1000
Кондуктор	буферная жидкость моющего типа (водный раствор ТПФН)	1000	вода для б/ж ТПФН	1000 2370	1000 20
	тампонажный раствор (по базовой технологии 1) (0-300)	1850	ПЦТ-II-50 вода CaCl2	3150 1000 2500	1231 0,5x1231 0,02x1231	8
	продавочная жидкость (EВС)	1000
Эксплуатационная	буферная жидкость моющего типа (водный раствор ТПФН)	1000	вода для б/ж ТПФН	1000 2370	1000 20
	тампонажный раствор (абразиво-содержащий цементный раствор (АСЦР) из 3т смеси,малый диаметр, вытесняется на поверхность (ГИПУС))	1650±20	готовая смесь для АСЦР (ПЦТ-II-50 и кварцевый песок 8-10%) вода ПВАР пеногаситель	0 1000 600 1750	1000 0,7x1000 12 на порцию 2 на порцию
	тампонажный раствор (облегченный с добавлением АСПМ) (0-725)	1630	смесь ПЦТ-II-50 и АСПМ NaCl вода	0 2200 1000	1020 0,03x1020 0,6x1020	48
	тампонажный раствор (на продуктивную часть из цемента марки G (Шеврон Филлипс)) (725-1157)	1900±30	ПЦТ-1-G-CC-1 вода Diacel RPM Diacel FL Dry Diasel ATF	3150 1000 0 0 0	1340 0,44x1340 0,0045x1340 0,0025x1340 0,0015x1340	24
	продавочная жидкость (EВС)	1000

Примечания:

1. Расчетные объемы тампонажных раст воров уточняются по результатам кавернометрии скважин.

2. При цементировании обсадных колонн предусмотреть, при необходимости, долив цементного раствора за колонной.

3. Соотношение компонентов буферной жидкости и тампонажного раствора для технологии Шеврон Филипс согласовывается дополнительно с лабораторией крепления скважин ТатНИПИнефть (Катеев Р.И., т.78856).

4. При отсутствии реагентов Шеврон Филлипс допускается крепление по стандартной технологии.

5. Рецептуры тампонажых растворов могут корректироваться в зависимости от фактических горно-геологических условий.

2.9.3 Расчет цементирования эксплуатационной колонны.

Исходные данные:

L =1157м - глубина скважины;

Dэк =114мм - диаметр эксплуатационной колонны;

Dдол =155.6мм - диаметр долота.

1. Определяем объем цементного раствора в интервале (1157-725)

Vцр1=0.785[(Dд2*K-Dтр2)Н1 +dвнhц],

где Dд - диаметр долота;

Dтр - диаметр труб;

dвн - внутренний диаметр труб;

hц - высота цементного стакана от «башмака» до кольца «стоп»;

H1 - высота подъема цементного раствора от «башмака».

Vцр1=0.785[(0.1556 2*1.2-0.114 2)432+0.1 2*10]=6,4м 3

Определяем объем цементного раствора в интервале (725-0)

Vцр2 =0.785(Dд2*K-Dтр2)Н2

Vцр2 =0.785(0.1556 2*1.2-0.114 2)425 + (0.2159 2-0.1778 2)300=9,3м 3

2. Определяется количество цемента и воды для приготовления раствора:

,

где К - коэффициент, учитывающий потери сухого цемента при затаривании цементно-смесительных машин и при приготовлении цементного раствора, К=1.02-1.03;

Определяем количество цемента и воды для цемента марки G:

Определяем количество цемента и воды для облегченного цемента:

3. Определяем количество цементно-смесительных машин:

,



где Мц.см - вместимость бункера цементно-смесительных машины - 7.2т

4. Определяем количество продавочной жидкости:

,

где L - глубина спуска обсадной колонны, м;

- коэффициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха - 1.05;

5. Определяем наибольшее рабочее давление в конце цементирования:

P=P1 + P2 + P3 + P4 ,

где P1 - давление за счет разности плотностей цементного раствора и глинистого растворов, МПа;

P2 - давление от гидравлических сопротивлений при движении продавочной жидкости в трубах, МПа;

P3 - давление от гидравлических сопротивлений при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве, МПа;

P4 - давление от гидравлических сопротивлений при движении цементного раствора в затрубном пространстве, МПа.



,

где рц - плотность цементного раствора,

где vтр - скорость движения продавочной жидкости в трубах, м/с;

- коэффициент, характеризующий характер движения жидкости в трубах.

,

где vкп - скорость движения промывочной жидкости и цементного раствора в затрубном пространстве - 1.5-2.0 м/с



где H - высота подъема цементного раствора от «башмака», м;

,

где фоцр - динамическое напряжение сдвига бурового раствора, Па; зцр - структурная вязкость бурового раствора, мПа*с.

фор=8.5*10 -3рбр-7=8.5*10 -3*1250-7=3.6Па

зр=0.045 фор=4.5*3.6=16.2мПа*c

=> режим течения турбулентный

,



где

,

где фоцр - динамическое напряжение сдвига цементного раствора, Па;

зцр - структурная вязкость цементного раствора, мПа*с.

фоцр=8.5*10 -3рцр-7=8.5*10 3*1730-7=7.7Па

зцр=0.045 фоцр=4.5*7.7=34.7мПа*c

=> режим течения ламинарный

Рр=5.5+5.8+1.5+2.3=15.1МПа

6. Определяем максимальное давление при цементировании:

Рmax=Pp+Pcтоп ,

где Рстоп - повышение давления при посадке пробки на кольцо «стоп», 1.5-2МПа; Рmax=15.1+2=16.1МПа. По максимальному давлению выбираем тип цементировочного агрегата ЦА-320М

7. Определяем допустимое время цементирования

Tдоп=0.75Tн.схв ,

где Tн.схв.=1ч50мин

Tдоп=0.75*110=83мин

8. Определяем время закачивания цементного раствора:

Pгидр= Р2 +Р3.

Pгидр=5.8+1.5=7.3МПа.

9. Определяем скорость и диаметр цилиндрических втулок для начала закачивания тампонажных растворов исходя из технической характеристики цементного агрегата. Для начала закачивания тампонажных растворов цементировочный агрегат на 5 скорости.

Р5=4МПа

dвт=127*140

Q=23л/с

Определяем количество цементного раствора закачиваемого на каждой последующей скорости:

Определяем высоту столба тампонажного раствора, закачиваемого на 5 скорости:

Суммарный объем тампонажных растворов

Определяем время закачивания тампонажного раствора одним цементным агрегатом:

9. Определяем время продавки тампонажных растворов. Для определения времени продавки тампонажных растворов определяем гидравлические сопротивления в конце цементирования:

Определяем длины столбов продавки раствора в трубах закачиваемым одним цементным агрегатом на различных скоростях:

,

где Pa - давление на агрегат при переходе от высшей к низшей скорости, МПа;

,

Длина столба продавочной жидкости на 5 скорости:

l5=664+11.3(4-9.6)-170=430м

на четвертой:

l4=664+11.3(6.1-9.6)-170=454м

на третьей:

l3=664+11.3(9.5-9.6)-170=495м

на второй:

l2=664+11.3(15.9-9.6)-170=565м

10. Определяются объемы продавочной жидкости, закачиваемые цементировочным агрегатом на различных скоростях:

Vпр5= Fтрl5=1.05*0.00785*430=3.6м 3

Vпр4= Fтр(l4- l5)=1.05*0.00785*(454-430)=0.2м 3

Vпр3= Fтрl3- l4)==1.05*0.00785*(495-454)=0.3м 3

Vпр2= Fтрl2- l3)==1.05*0.00785*(565-495)=0.6м 3

Итого: Vпр= Vпр5 + Vпр4 + Vпр3 + Vпр2=4.1+0.2+0.3+0.6=5.2 м 3

11. Определяется время продавки цементного раствора:

12. Определяем общее время цементирования:

Т=Тз+Тпр=16+7=23мин

13. Определяем количество цементировочных агрегатов:

Таблица 15 Параметры тампонажного цемента

Вид тампонажного раствора	Объем цементного раствора, м 3	Количество сухого цемента, т	Количество цементно-смесительных машин	Объём продавочной жидкости, м 3	Максимальное давление МПа	Общее время цементирования, мин
Тампонажный раствор	6.4	8.75	2	9.5	16.1	23
Облегчённый тампонажный раствор	9.3	9.68	2

1.10 Выбор буровой установки

Для выбора буровой установки определим наибольшие нагрузки на крюке талевой системы.

Определяем максимальную нагрузку от веса бурильной колонны с учетом расхаживания:

Qб.к = Qбк Kр = 25500*1.25 =31875кг.

Определяем нагрузку от самой тяжелой обсадной колонны с учетом расхаживания:

Qэкс = Qэкс Kр = 21800 *1.25 =27250кг.

Учитывая конкретные условия бурения и обеспеченность данного УБР установками соответствующего типа, принимаем буровую установку АПР-80.

1.11 Первичное вскрытие пластов

Одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт. При вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе долота. В этот момент давление на забой скважины складывается из давления столба бурового раствора, потерь давления в кольцевом пространстве за бурильной колонной и гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе долота.

Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на равновесии" (или даже на депрессии).

Одним из важных факторов при вскрытии продуктивных пластов является продолжительность контакта бурового раствора со стеной скважины, что определяет степень и глубину загрязнения околоскважинной зоны. В связи с этим необходимо стремиться к уменьшению продолжительности первичного вскрытия за счет применения высокопроизводительных технологий и бурового инструмента. Однако и этого не всегда бывает достаточно.

Так, в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе можно за счет установки над долотом забойного сепаратора твердой фазы, что позволит направить к инструменту очищенный от нее буровой раствор, а саму эту фазу вывести в кольцевое пространство.

Таким образом, для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт (до бурения на "равновесии"). При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Наиболее перспективным направлением в этой области представляется, разработка акустической системы непрерывного контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин.

1.12 Испытание продуктивных пластов

При испытании пласт сообщают со скважиной путем перфорации, после чего в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб и промывают ее. Чтобы вызвать приток из пласта в скважину, необходимо понизить давление на забое до значений, меньших или равных пластовому давлению.

Для каждой скважины, подлежащей испытанию, должен составляться план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны: число объектов испытания, их Геолого-геофизические характеристики, интервалы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств горизонтов, конструкции скважин, пластового давления и температуры, допустимого предела снижения давления в эксплуатационной колонне, схемы оборудования лифта и устья, данных об объемах и методах исследования. План должен утверждаться главным инженером и главным геологом объединения, треста, управления геологии.

Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям настоящих Правил;

- эксплуатационная колонна прошаблонирована, спрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

- устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой;

- отсутствуют межколонные давления.

В случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком, проектной организацией.

конструкция скважина бурение

1.13 Освоение скважины

Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивных горизонтов на поверхность с целью достижения проектной производительности скважины.

Освоение скважин проводится после вскрытия пласта и проведения работ, связанных с монтажом наземного и скважинного оборудования. При эксплуатации скважиной нескольких продуктивных горизонтов освоение скважин проводят последовательно, в основном сверху вниз. Освоение скважин осуще ствляется посредством снижения давления столба промывочной жидкости в скважине ниже пластового; при этом создается депрессия на пласт, благодаря которой и происходит вызов притока пластового флюида. Для этого в случае, когда пластовое давление выше гидростатического, заменяют тяжёлую промывочную жидкость на воду, а затем (если нет притока флюида) на нефть (газовый конденсат). Если пластовое давление не превышает гидростатическое, а пласт хорошо проницаем и незагрязнён, освоение скважин достигается снижением уровня жидкости следующими способами: газированием промывочной жидкости воздухом (эрлифт) или газом (газлифт), а также свабированием и откачкой жидкости насосом. В случае низкой проницаемости или сильной загрязнённости пласта перед освоением скважин выполняют работы по интенсификации притока пластового флюида в скважину. Если пластовое давление значительно ниже гидростатического, работы по освоению скважин проводят с использованием поверхностно-активных веществ. При положительных результатах освоения скважину, после испытания на различных режимах, передают в эксплуатацию.

Таблица 16 Освоение скважины

Название или шифр	Кол-во вызовов	Источник норм времени (ЕНВИ)	Продолжительность работы, час.
Промывка скважины водой, ЦА-320А	1	29-30	1,72
Опрессовка ФА, ЦА-320А	1	17	1,74

Размещено на Allbest.ru

...