Размещено на http://www.allbest.ru/

Технология заканчивания скважины глубиной 2650 м на Петелинском месторождении

Введение

Петелинское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области вблизи разрабатываемых Аганского (на севере), Мегионского (на востоке), Самотлорского (на северо-востоке) и Северо-Покурского (на западе) месторождений.

Расстояние от месторождения по прямой до окружного центра Ханты-Мансийска составляет 370 км, до областного центра г. Тюмени - 750 км, городов Сургута и Нижневартовска соответственно 150 и 50 км. Ближайшими населенными пунктами являются г. Нижневартовск, г. Мегион, посёлок Покур и посёлок Вата 

Основная информация представлена в Таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Сведения о районе буровых работ [1]

Наименование, единица измерения	Значение (текст, название, величина)
1	2
Номер скважины	2228
Месторождение	Петелинское
Расположение	Суша
Назначение скважины	Эксплуатационная
Тип скважины	Вертикальная
Проектная глубина	2650 м
Проектный горизонт	Оксфорд-кимеридж
Тип коллектора	Трещиновато-поровый
Тип флюида	Газ
Средняя высота над уровнем моря	-
Способ бурения	Роторный, ВЗД

2. Горно-геологическая характеристика скважины

В данном разделе приведена подробная информация по разрезу скважины на месторождении Петелинское. Также дана информация по пластовому, горному давлению, давлению гидроразрыва горных пород и геотермическому градиенту. Изложена информация о возможных осложнениях по разрезу скважины и отмечены интервалы с нефтегазоводоносностью. Приводится информация о целевом пласте.

2.1 Стратиграфическая характеристика скважины

Таблица 2.1.1 - Стратиграфическая характеристика скважины [1]

Стратиграфическое подразделение	Глубина залегания, м	Коэффициент кавернозности
	от (кровли)	до (подошвы)
1	2	3	4
Неоген+четвертичные	0	150	1,30
Палеоген:	150	450	1,30
Сенон	450	860	1,30
Турон	860	1130	1,30
Сеноман	1120	1360	1,30
Альб	1360	1650	1,30
Неоком	1650	1980	1,25
Юра VI	1980	2005	1,25
Юра VII	2005	2045	1,40
Юра VIII	2045	2390	1,20
Юра IX	2390	2455	1,40
Оксфорд-кимеридж	2455	2650	1,30

2.2 Литологическая характеристика скважины

Таблица 2.2.1 - Литологическая характеристика скважины [1]

Глубина залегания, м	Стратиграфия (свиты)	Литология
от	до
1	2	3	4
0	150	Неоген+четвертичные	Супеси, пески серые с прослоями глин бурых, песчанистых.
150	450	Палеоген	Светло-серые кварц-полевошпатовые пески с прослоями зеленых и бурых глин
450	860	Сенон	Пластичные глины с тонкими линзами светло-серого алевритистого материала.
860	1120	Турон	Темно-серые алевритистые глины с многочисленными линзами и прослоями кварц-глауконитового алеврито-песчаного материала.
1120	1360	Сеноман	Алевритистые глины с прослоями алеврито-песчаного материала и аргиллитов.
1360	1650	Альб	Чередование глинистых и песчано-алевролитовых пачек. Песчаники и алевролиты серые, глины аргиллитоподобные.
1650	1980	Неоком	Песчаники и алевролиты серые, глины аргиллитоподобные.
1980	2005	Юра VI	Ангидриты серые и голубовато-серые массивные и ангидритовые доломиты.
2005	2045	Юра VII	Соль каменная
2045	2390	Юра VIII	Ангидриты серые и голубовато-серые массивные, доломиты ангидритовые.
2390	2455	Юра IX	Соль каменная
2455	2650	Оксфорд-кимеридж	Преимущественно доломиты. В нижней части разреза серые и темно-серые известняки, постепенно сменяющиеся доломитизированными известняками и доломитами.

2.3 Давления и температура по разрезу скважины

Таблица 2.3.1 - Давления и температура по разрезу скважины [1]

Интервал, м	Градиенты давления, МПа/м	Геотермический градиент, оС/м
От (верх)	до(низ)	пластового	гидроразрыва	горного
1	2	3	4	5	6
0	150	0,010	-	-	-
150	450	0,010	0,019	0,022	0,0718
450	860	0,0110	0,020	0,023	0,0487
860	1120	0,0110	0,020	0,023	0,0473
1120	1360	0,0110	0,020	0,023	0,0462
1360	1650	0,0110	0,020	0,023	0,0449
1650	1980	0,0109	0,020	0,023	0,0436
1980	2005	0,0109	0,020	0,023	0,03855
2005	2045	0,0109	0,020	0,023	0,0386
2045	2370	0,0109	0,020	0,023	0,0398
2390	2455	0,0109	0,019	0,023	0,0398
2455	2650	0,0108	0,018	0,023	0,0409

Примечание: значения давлений приведены по кровле интервалов, а значения температур - по подошве.

2.4 Осложнения при бурении скважины

В проектируемой скважине в интервале продуктивного пласта (2455-2650 м) возможны газопроявления, а в интервалах водоносных горизонтов (1380-1391 и 1442-1548 м) - водопроявления.

Поглощение бурового раствора вследствие превышения плотности бурового раствора и гидродинамического давления при технологических операция сверх градиента поглощения, а также при бурении трещиноватых зон возможно в интервалах 380-450 м, 1136-1152 м, 1342-1358 м, 1552-1564 м, 1680-1688 м, 1818-1821 м.

Прихватоопасные зоны вследствие заклинки бурильного инструмента, сальникообразования и желобообразования находятся в интервалах 0-450 м, 516-1324 м, 1558-1780 м.

В интервалах 1960-1980 м и 2005-2035 м возможны осложнения, связанные с набуханием ангидритов.

В интервалах 2005-2045 м и 2390-2455 м залегает склонная к текучести каменная соль. В этих интервалах возможно интенсивное кавернообразование вследствие растворения каменной соли и прихваты бурильной и обсадной колонн при её обрушении или сужении стенки скважины [1].

2.5 Характеристика продуктивной толщи

В проектируемой скважине газоносным является интервал 2455-2650 м.

Данный интервал бурения представлен породами юрской системы (оксфорд-кимериджский ярус). Это известняки в верхней части с включениями ангидритов, глины, песчаники, алевролиты и аргиллиты.

В процессе бурения могут возникнуть осложнения в виде поглощений бурового раствора, сужении ствола и нефтегазоводопроявлений.

Таблица 2.5.1 - Продуктивный пласт

Наименование	Значение
1	2
Целевой пласт	Оксфорд-кимеридж (2455-2650 м)
Тип коллектора	Трещиновато-поровый (доломиты, известняки)
Тип флюида	Газ
Содержание примесей в пластовом флюиде	до 0,40 % H2S до 1,98 % CO2
Ожидаемое пластовое давление, МПа	31,5-33,6
Ожидаемая температура, С	100,4-108,4

3. Выбор типа конструкции забоя скважины

Конструкция забоя скважины - один из важнейших элементов бурения. Его конструкция разрабатывается для обеспечения таких функций скважины, как:

· механическая прочность продуктивного пласта, обеспечивающая возможность погружения необходимого оборудования, в зависимости от назначения скважины;

· хорошая гидравлическая проницаемость конструкции призабойной части;

· возможность дополнительного доступа к другим продуктивным слоям, которые не планировалось разрабатывать первоначально или их надежная изоляция;

· раздельное воздействие на различные прилегающие слои или отдельные части продуктивного горизонта;

Вследствие различий условий разработки, забойная часть бурения может иметь один из нескольких конструктивных типов [2]:

· открытый забой; (а)

· забой с фильтром;(б)

· забой, перекрытый хвостовиком эксплуатационной колонны, перфорированный предварительно;(в)

· перфорированный забой.(г)

Рисунок 3.6.1 - Типы конструкции забоя скважины

Скважина с забойным хвостовиком.(д)

На Рисунке 3.6.1 представлены варианты конструкции забоя [2]:

Вне зависимости от способа изоляции эксплуатируемого интервала от остальной части ствола определяется предельно допустимая депрессия на эксплуатационный пласт, которая должна согласовываться с заказчиком с учётом проектных решений. [3]

Другими важными факторами, определяющими выбор конструкции забоя, являются способ эксплуатации объекта, тип коллектора, условия залегания продуктивного пласта. [2]

Назначение скважины - эксплуатационная.

Для эксплуатационной скважины целесообразно выбрать конструкцию закрытого типа с цементированным забоем. Данная конструкция применима для изоляции продуктивных горизонтов друг от друга с целью обеспечения их разработки по системе снизу-вверх или для совместно-раздельной эксплуатации. Продуктивный объект перекрывается сплошной или потайной колонной с обязательным её цементированием. При заканчивании скважины продуктивный объект вскрывают вместе с вышележащими отложениями. В забой спускают обсадную колонну, скважину цементируют, и гидродинамическая связь с пластом осуществляется непосредственно перед освоением скважины вторичным вскрытием (перфорацией), эффективность которого обеспечивает гидродинамическое совершенство ПЗС. [2]

Плюсами скважин с перфорированным забоем являются:

· упрощение технологии проводки скважины;

· устойчивость забоя и сохранение проходного сечения скважины в процессе долговременной эксплуатации;

· надежная изоляция пропластков, не вскрытых перфорацией;

· возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (разные обработки, гидроразрыв и т.д.)

Окончательное решение по выбору конструкции забоя скважины принимает Заказчик в отношении конкретной скважины с учётом устойчивости пород в продуктивной толще:

Для нашей скважины целесообразно выбрать четвертый тип (скважина с перфорированной ОК) из-за неоднородных свойств коллектора, изоляции неустойчивых пород, склонных к кавернообразованию и обвалам, и изоляции водосодержащих пропластков. Колонна спускается одной секцией с цементированием до устья прямым способом.

4. Расчёт траектории скважины

Профиль скважины - вертикальный. Расчёт траектории скважины не предусмотрен.

Успешная проводка и заканчивание скважин в значительной степени зависят от правильного выбора конструкции, которая обеспечивает разделение зон, характеризующихся несовместимыми условиями бурения.

Конструкция скважины - совокупность данных о количестве, глубинах спуска, диаметрах и пространственном расположении обсадных колонн, диаметрах долот и интервалах цементирования для каждой обсадной колонны. [7]

Высота подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве определяется на основании правил безопасности [3]. Согласно п. 232 этих правил «направление и кондуктор цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат, в частности интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям». При этом согласно п. 233 правил «высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов в газовых скважинах должна составлять 500 м. Разрыв сплошности цементного камня в интервалах цементирования не разрешается». Поэтому в данной скважине все обсадные колонны следует цементировать до устья скважины.

С учетом наличия зон рисков в скважине, влияющих на условия строительства скважины, а также исходя из опыта бурения на месторождении Петелинское, была выбрана следующая конструкция:



Рисунок 4.1 - Конструкция скважины

Таблица 4.1 - Конструкция скважины

Тип колонны	Диаметр	Глубина спуска
1	2	3
Шахтовое направление	426 мм	11 м
Кондуктор	299 мм	450 м
Техническая колонна	219 мм	2250 м
Эксплуатационная колонна	139,7 мм	2650 м

5. Гидравлическая программа вскрытия продуктивных отложений

Свойства буровых растворов в комплексе с технологическими мероприятиями и технологическими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями при условии качественного вскрытия продуктивных горизонтов. [4]

5.1 Обоснование типа и параметров бурового раствора для вскрытия

По традиционной технологии бурения первичное вскрытие продуктивного пласта ведётся на режиме репрессии. Создание репрессии при вскрытии продуктивных пластов позволяет поддерживать безопасные с точки зрения предупреждения ГНВП условия бурения скважины. [4]

Вскрытие таких пластов проводится с применением буровых растворов такой плотности, при которой обеспечивается минимально необходимая репрессия на пласт (для пластов, залегающих на глубине глубиной выше 1200 м, репрессия на пласт составляет 5%, но не более 2,5-3,0 МПа). [2] Обычно в таких случаях используют утяжеленные буровые растворы.

При выборе бурового раствора для бурения интервала под эксплуатационную колонну, а также для вскрытия продуктивного пласта, необходимо выдвинуть следующие требования к буровому раствору:

ь он должен быть устойчивым в трещиноватых глинистых породах и обладать низкой водоотдачей;

ь обеспечение высокой степени ингибирования глинистых пород;

ь быть термостойким;

ь оказывать наименьшее негативное влияние на фильтрационные свойства продуктивного пласта.

Система GLYDRIL («Глайдрил») идеально подходит для бурения данного интервала, так как позволяет обеспечить высокую степень ингибирования глинистых пород, устойчивость стенок скважины, контроль фильтрации при высоких давлениях и температурах, а также обладает высокой смазывающей способностью.

Из вышеописанных условий для бурения под эксплуатационную колонну выбираем систему GLYDRIL, параметры которого указаны в таблице 5.1.1.

Таблица 5.1.1 - Реологические параметры бурового раствора для вскрытия

Интервал, м	Тип бурового раствора	с, кг/м3	ф0, Па	з, Па*с	зэф, Па*с	УВ, с	В, см3/30 мин
2250-2650	Биополимерная жидкость	1350	4,47	0,020	0,765	15,372	7,44

5.2 Гидравлический расчёт циркуляционной системы

При составлении гидравлической программы промывки скважины проводится проверка выбранных значений расхода и плотности бурового раствора, а также расчет потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, включая бурильные трубы, гидравлический забойный двигатель и долото. При этом расчетное давление нагнетания бурового насоса не должно быть больше (75...80) % его паспортного предельного значения. [5]

Исходные данные:

1. Буровой насос - УНБ 600А;

2. Паспортные характеристики насоса - предельное давление на выходе P_н = 28 МПа, подача насоса Q_н = 0,0197 м³/с;

3. Запас давления при работе буровых насосов b = 0,8;

4. Скорость восходящего потока V_вп = 0,6 м/с;

5. Потери давления в обвязке P_о = 0,13 МПа;

6. Долото PDC с диаметром 165,1 мм;

7. Потери давления в насадках долота - 4 МПа [5];

8. Характеристика КНБК и бурильных труб приведена в таблице 5.2.1.

Таблица 5.2.1 - Элементы колонны и их размеры

№	Название	Длина, м	Наруж. диаметр, м	Внут. диаметр, м
1	Долото	0,31	0,1651	-
2	УБТС2-133	200	0,133	0,064
3	УБТС2-120	50	0,12	0,064
4	СБТ-102х8	2400	0,089	0,0776

Вычислим скорости движения потока для каждого интервала:

- Для кольцевого пространства:

(5.2.1)

- Для трубного пространства:

(5.2.2)

Вычислим числа Рейнольдса для каждого интервала:

- Для кольцевого пространства:

(5.2.3)

- Для трубного пространства:

(5.2.4)

Вычислим числа Хедстрема для каждого интервала:

(5.2.5)

- Для кольцевого пространства:

(5.2.6)

- Для трубного пространства:

(5.2.7)

Вычислим критические числа Рейнольдса для каждого интервала:

(5.2.8)

Сравним значения критических чисел Рейнольдса с числами Рейнольдса в каждом интервале и определим режим течения жидкости. При Re<Reкр течение- ламинарное, при Re>Reкр - турбулентное.

Таблица 5.2.2 - Расчет режимов течения

№	Vтр	Vкп	Re(тр)	Re(кп)	He(тр)	He(кп)	Reкр(тр)	Reкр(кп)	РЕЖИМ
1	-	-	-	-	-	-	-	-	ТР	КП
2	6,12	2,621	26454,5	5679,61	61793,3	144360,5	6486	9274,69	турб	лам
3	6,12	1,951	26454,5	5938,58	61793,3	193979,2	6486	10615,7	турб	лам
4	4,17	1,297	21818,2	6663,09	90845,8	291723	7584,53	12889,6	турб	лам

Далее вычислим потери давления по длине в кольцевом пространстве при ламинарном режиме течения:

(5.2.9)

Для этого вычислим числа Сен-Венана для кольцевого пространства по формуле:

(5.2.10)

На рисунке 5.2.1. изображен график , определяем параметр :

Рисунок 5.2.1 - График в = в(Se)

Далее вычисляем потери давления по длине в кольцевом пространстве:

(5.2.11)

Вычисляем потери давления по длине в трубном пространстве:

,(5.2.12)

где (5.2.13)

- коэффициент гидравлического сопротивления.

Таблица 5.2.3 - Расчет потерь давления

№	л	?Р(т)	Se(кп)	в	ДP(кп)
1	-	-	-	-	-
2	0,0321	2539550	2,737	0,176	633250,37
3	0,0321	634887,5	5,167	0,276	71804,68
4	0,0318	11518693	13,112	0,455	1238023,7
		14693130,9			1943078,744

Далее вычисляем сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением перепада давлений в долоте по формуле:

(5.2.14)

Определим критическую плотность бурового раствора, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый разрез, по формуле:

(5.2.15)

где Р_г - давление гидроразрыва (поглощения) пласта, Па;

- потери давления при движении промывочной жидкости в кольцевом пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па;

_Lп - глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья.

Исходя из приведенных расчетов, с_кр = 1651 кг/м³, что больше принятого значения плотности бурового раствора с = 1350 кг/м³, следовательно, условие недопущения гидроразрыва пласта выполняется.

Рассчитаем резерв давлений для определения допустимого перепада давлений в долоте по формуле при b = 0,8:

(5.2.16)

где Р_Н - предельное давление нагнетания на выходе бурового насоса, МПа;

= (0,75…0,80) - коэффициент, учитывающий необходимый запас давления при работе буровых насосов; принимаем 0,80.

МПа

Такой запас давления вполне подходит для реализации в насадках долота перепада давления P_Д = 4 МПа.

Определим общую площадь промывочных отверстий насадок долота и их диаметр:

;(5.2.17)

(5.2.18)

(5.2.19)

гдев - коэффициент расхода;

Ф - суммарная площадь отверстий гидромониторных насадок долота, мІ;

n - количество насадок долота, n = 3.

Таким образом, для создания перепада давления в долоте равного 4 МПа, необходимо установить 3 гидромониторных насадок диаметром 10,3 мм каждая.

В заключение определим фактическое максимальное давление нагнетания на выходе бурового насоса УНБ-600А:

(5.3.20)

что меньше, чем предельное допустимое значение (28,0 МПа) для цилиндрических втулок выбранного диаметра 120 мм.

Теперь определим величину репрессии на пласт в момент окончания бурения:

P_з = У(ДР_кп) + P_г(5.3.21)

где P_г = с*g*H = 1350*9,81*2650 = 34,1 МПа(5.3.22)

P_з = 1,94 + 34,1 = 36,04 МПа.

P_пл = 33,6 МПа.

Дифференциальное давление, величина репрессии:

?P = P_з - P_пл = 2,44 МПа(5.3.23)

Превышение пластового давления около 7,26 %.

Такая репрессия не ухудшит фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта. [5]

Данные в момент окончания бурения сведены в Таблицу 5.3.4.

Таблица 5.3.4 - Репрессия на пласт в момент окончания бурения

Величина	Значение
Pз	36,04	МПа
Pг	34,1	МПа
Pпл	33,6	МПа
Диф. давление	2,44	МПа
Превышение	7,2	%

6. Расчёт эксплуатационной колонны на избыточные внутренние и наружные давления

Целью расчета обсадных колонн на прочность является проектирование равнопрочной колонны по всему интервалу крепления. Методика расчета обсадных колонн сводится к определению избыточного наружного и внутреннего давления, а также растягивающих нагрузок.

Исходные данные.

Скважина вертикальная поисково-оценочная; диаметр обсадной колонны d = 140 мм; диаметр ствола скважины D = 165,1 мм;

Сведения о цементировании колонны: высота подъема цемента - до устья; плотность цементного раствора с_ц.р = 1550 кг/м³; глубина спуска обсадной колонны L = 2650 м; плотность бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта с_б.р = 1350 кг/м³, интервал продуктивного пласта 2500-2650 м, K_а = 1,3. Относительная плотность природного газа по воздуху с = 0,688 кг/м³.

На основании исходных и расчетных данных определяем схемы расположения технических жидкостей (цементного камня) внутри и за колонной на различных этапах строительства и эксплуатации скважины.

Избыточное внутреннее давление

Внутреннее давление определяют для процессов, в течение которых оно достигает максимальных и минимальных значений (после окончания цементирования. при ГНВП и опрессовке колонны). [6]

Избыточное внутреннее давление после ожидания цементирования определим по формуле 6.1.

(6.1)

- на устье (при z = 0 м.)

- на забое (при z = 2650 м.)

Избыточное внутреннее давление при фонтанировании определим по формуле 6.2. [6]

,(6.2)

Определим избыточное внутреннее давление:

- на устье (при z = 0 м.)

Избыточное внутреннее давление во время опрессовки согласно [4] должно превышать не мене чем на 10% возможного давления, возникающего при ликвидации ГНВП и открытых фонтанов:

- на устье (при z = 0 м.)

(6.4)

- на забое (при z = 2650 м.)

(6.5)

Полученные результаты представим в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Избыточное внутреннее давление

Глубина сечения, м	Внутренние давления, МПа
	после цементирования	при эксплуатации	при опрессовке
1	2	3	4
0	0	33,8	37,18
2650	5,2	0	30,68

Избыточное наружное давление

Для газовой скважины рассчитываем наружное давление для этапа цементирования и фонтанирования (ГНВП) по формулам 6.6 и 6.7 соответственно.

(6.6)

, при z = 0 м.

, при z = 2650 м.

(6.7)

, при z = 0 м.

, при z = 2650 м.

Полученные результаты представим в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Избыточное наружное давление

Глубина сечения, м	Наружные давления, МПа
	после цементирования	при ГНВП
1	2	3
0	0	0
2650	6,5	20,14

Построим эпюры избыточных наружных и внутренних давлений.

По построенным эпюрам (Рисунок 6.1 и Рисунок 6.2) выберем наибольшие значения избыточных давлений для вышеуказанных глубин [6]:

P_нmax = 20,14 МПа, P_вmax = 37,18 МПа.

Рисунок 6.1 - Эпюра избыточного наружного давления

Рисунок 6.2 - Эпюра избыточного внутреннего давления

Обсадные трубы для скважины выбираем с таким условием, чтобы запас критическое давление трубы допускало 1 по избыточному наружному давлению и 1,15 по избыточному внутреннему давлению. [6].

Для интервала от 0 до 500 была выбрана обсадная колонна диаметром 140 мм с толщиной стенок 7 мм, группа прочности которой Л с погонным весом 0,229 кН. Тип соединения ОТТМ. Допустимая растягивающая нагрузка 1059 кН.

Для интервала от 500 до 2650 была выбрана обсадная колонна диаметром 140 мм с толщиной стенок 7,7 мм, группа прочности которой E с погонным весом 0,251 кН. Тип соединения ОТТМ. Допустимая растягивающая нагрузка 1069 кН.

Таблица 6.3 - Характеристика эксплуатационной колонны

От	До	dн, мм	Стенка, мм	Группа прочности	Внеш. давление, МПа	Внут. давление, МПа	Вес 1 м, кН	Вес, кН
0	500	140	7	Л	33,2	49,91	0,229	654,15
500	2650	140	7,7	E	37,4	46,17	0,251	539,65

Рисунок 6.3 - Эпюра растягивающей нагрузки

7. Выбор состава технологической оснастки ОК. Расчёт необходимого количества центраторов

Под понятием "технологическая оснастка обсадной колонны" подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать необходимые условия для ее спуска, качественного цементирования и последующей нормальной эксплуатации скважины в соответствии с принятыми способами крепления скважин. Поэтому применение технологической оснастки при креплении скважин обязательно. [10]

7.1 Элементы технологической оснастки

1. Башмак - это толстостенное кольцо, которое накручивается на нижний конец обсадной колонны. Служит для предохранения низа ОК от смятия, для направления ее по стволу скважины в процессе спуска. Башмак придаёт жесткость нижнему концу обсадных колонн. Для ОК диаметром 140 мм выбираем бамшак БМ-140.

2. Обратный клапан - устройство, которое устанавливается в нижней части обсадной колонны на одну или две трубы выше башмака. Он предотвращает переток цементного раствора из заколонного пространства в ОК, а также позволяет облегчить вес бурильной трубы в момент ее погружения в раствор. Выбираем ЦКОД-1 с треугольной резьбой.

3. Пружинные центраторы - центрирует ОК в стволе скважины с целью равномерного заполнения КП цементным раствором и качественного разобщения пластов. Также центраторы закручивают восходящий поток жидкости своими наклонными ребрами, чем улучшают вытеснение бурового раствора. Выбираем ПЦ-1 140/216.

4. Турбулизаторы - состоит из цилиндрического корпуса, упругих лопастей, армированных двумя слоями ткани. Предназначены также как и центраторы для центрирования колонны и улучшения турбулизации бурового раствора в кольцовом пространстве. Устанавливаются по 1 шт. сверху и снизу каждого центратора.

Элементы технологической оснастки эксплуатационной ОК представлены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Технологическая оснастка эксплуатационной колонны

Наименование	Шифр	Количество, шт
1	2	3
Башмак ОК	БП-140	1
Обратный клапан	ЦКОД-140-1	2
МСЦ	МСЦ1-140	1
Центраторы	ПЦ-140/216	27
Турбулизаторы	ЦТ 140/212-216	54

7.2 Расчёт необходимого количества центраторов

Исходные данные: глубина спуска ОК L = 2650 м; диаметр ствола скважины D = 0,1651 м; высота подъема цемента h_Ц = 2650 м, наружный диаметр ОК d_Н = 0,140 м; внутренний диаметр ОК d_В = 0,1243 м; зенитный угол наклона скважины б₁ = 0; плотность тампонажного раствора; с_Т = 1550 кг/м³; плотность бурового раствора с_Б = 1350 кг/м³; плотность продавочной жидкости с_П = 1350 кг/м³; вес 1 м ОК в воздухе q = 25,1 кг; интервал центрирования колонны (верх-низ) h_В - h_Н = 2650 м; допустимая нагрузка на центратор [Q] = 2650 Н.

Методика определения необходимого количества центраторов произведена с учётом требований [3].

Эксцентриситет центрируемой обсадной колонны в любой точке определим по формуле

(7.2.1)

Жесткость труб обсадной колонны, Н·м²

(7.2.2)

Объем вытесненного тампонажного раствора на 1 метре, м³

(7.2.3)

Вес вытесненного тампонажного раствора на 1 метре, Н/м

(7.2.4)

Внутренний объем 1 метра обсадной колонны, м³

(7.2.5)

Вес продавочной жидкости на 1 метре, Н/м

(7.2.6)

Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью, Н/м

(7.2.7)

Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе, Н/м

(7.2.8)

Прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 метров, Н

(7.2.9)

Расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор, м

(7.2.10)

Сопоставим значения l₁ и h_Ц = h_Н - h_В

Стрела прогиба части обсадной колонны длиной l₁ от собственного веса, мм

(7.2.11)

Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны, Н

(7.2.12)

Критическая сила (по Эйлеру), Н

где м = 1(7.2.13)

Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия, мм

(7.2.14)

Сопоставим значений f и [f]:

, следовательно, принимаем l = l_1.

Необходимое количество центраторов в рассматриваемом интервале, шт

(7.2.15)

Необходимое количество турбулизаторов в рассматриваемом интервале, шт

(7.2.16)

8. Расчёт проходимости обсадной колонны по стволу скважины

При расчёте на проходимость рассчитаем колонну на напряжения, вызванные:

1) Весом колонны, В;

2) Критической сжимающей нагрузкой, G_кр;

3) Силой сопротивления, вызванной трением колонны по стенке скважины, Т_н;

4) Силой сопротивления, вызванной контактным давлением под действием упругости колонны при прохождении искривленного участка Т_у;

5) Силой сопротивлению движению башмака колонны в искривленном участке ствола, Т_к. [9]

Условие проходимости:

(8.1)

1 участок (500-2650 м):

Исходные данные для 1ого участка

Длина участка L_y = 2150 м;

Погонный вес колонны q = 0,251 кН/м;

Коэффициент трения м = 0,2;

Диаметр скважин D_с = 16,51 см;

Диаметр колонны D_к = 14,0 см;

Диаметр муфты D_м = 15,37 см;

Диаметр проходного отверстия d = 12,46 см;

E = 2.1 10⁵.

Определим вес колонны по формуле 8.1.

(8.2)

Определим критическую сжимающую нагрузку на колонну по формуле 8.2.

(8.3)

где значение I вычисляется по формуле 8.3.

(8.4)

Так как участок вертикальный, то значения сил T_н, T_у, T_к, будут равны 0.

Условие 8.1 выполняется, следовательно, на данном интервале колонна проходит и результирующая сила равна:

2 участок (0-500 м):

Исходные данные для 2ого участка

Длина участка L_y = 500 м;

Погонный вес колонны q = 0,229 кН/м;

Коэффициент трения м = 0,2;

Диаметр скважин D_с = 16,51 см;

Диаметр колонны D_к = 14,0 см;

Диаметр муфты D_м = 15,37 см;

Диаметр проходного отверстия d = 12,6 см;

E = 2.1 10⁵.

Определим вес колонны по формуле 8.1.

Определим критическую сжимающую нагрузку на колонну по формуле 8.2.

где значение

Так как участок вертикальный, то значения сил T_н, T_у, T_к, будут равны 0.

Условие 8.1 выполняется, следовательно, на данном интервале колонна проходит и результирующая сила равна:

Полученные результаты занесём в таблицу 8.1.

Таблица 8.1 - Проходимость колонны

Интервал, м	Lуч, кН	B, кН	Gкр, кН	Тн, кН	Тк, кН	Ту, кН	Fрез, кН
от	до
0	500	500	114,5	0,373	0	0	0	114,873
500	2650	2150	539,65	0,408	0	0	0	540,058

9. Одноступенчатое цементирование эксплуатационной колонны

Тампонажные материалы и растворы на их основе должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования.

Применение цемента без проведения лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования этой колонны запрещается.

С целью надежного разобщения продуктивных пластов эксплуатационную колонну необходимо цементировать высококачественным тампонажным цементом класса ПЦТ-I-G-100 ГОСТ 1581-96. [12]

Буферная жидкость предназначена для разделения тампонажного и промывочного растворов, а также для смывания глинистой корки со стенок скважины.

В качестве буферной жидкости используем техническую воду.

Минимальная плотность тампонажного раствора должна превышать плотность промывочной жидкости на 200-300 кг/м³.

p_ц.min = 1350 + 200-300 = 1550-1650 кг/м³.

Принимаем плотность тампонажного раствора p_тр = 1550 кг/м³ с водоцементным отношением m = 0,7.

Рассчитаем необходимую плотность тампонажной смеси:

где p_тр - плотность тампонажного раствора, m - водоцементное отношение; p_в - плотность жидкости затворения.

Количество тампонажного материала потребного для приготовления 1 м³ раствора:



Общее количество сухого тампонажного материала, необходимого для приготовления всего заданного объёма раствора, определяют по формуле:

где K_ц = 1,03-1,05 - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах; V_цр - необходимый объём цементного раствора, определяемый по формуле:

где d_н d_вн- наружный и внутренний диаметры ОК, h - высота башмака (h = 20 м).

Тогда:

G₀ = 1.05x911,7x39,3 = 39628 кг

Объём воды, необходимый для приготовления 1 м³ цементного раствора, определяют по формуле:

V_в = mЧG = 0,7х911,77 = 638,24 л

Расход сухого цемента на 1 м³ воды затворения определяют по формуле:

G₁ = p_в / m = 1000 / 0,7 = 1427,6 кг

Общий объём воды, необходимый для затворения всего тампонажного материала, определяем по формуле:

V₀ = К_в х G₀ х m = 1,1х39628х0,7=28,97 м³

где K_в = 1,08-1,1 - коэффициент, учитывающий потери воды при выполнении операции цементирования.

Потребный объем бурового раствора, используемого в качестве продавочной жидкости:

V_пр = Д*р*d_вн²*(H - h)/4 = 1,04х3,14х0,1246²х(2650-20)/4 = 33,33 м³.

где Д - коэффициент, учитывающий сжатие бурового раствора (Д = 1,04), d_вн - внутренний диаметр ОК, H - высота тампонажного раствора, h - высота стакана.

Количество цементировочных агрегатов положено определять для получения скорости подъема потока тампонажного раствора в кольцевом пространстве у башмака обсадной колонны в момент начала продавки -не менее 1,8 м/с для эксплуатационной колонны. При этом предполагается, что увеличение скорости потока тампонажного раствора в затрубном пространстве лучше с точки зрения более полного вытеснения бурового раствора и замещения его цементным.

Так как продавку, как правило, начинают на высшей IV скорости, то количество цементировочных агрегатов для обеспечения необходимой скорости подъема тампонажного раствора (1,8-2,0 м/с, [13]) в затрубном пространстве будет:

N_ц.а = [0,785*К₁*(D² - d_н²)*щ/Q^IV] + 1

где Q^IV - производительность цементировочного агрегата на IV скорости, м³/с, K₁ - коэффициент, учитывающий увеличение объема цементного раствора, за счет кавернозности ствола скважины (K₁ = 1,15), D - диаметр долота, d_н -наружный диаметр ОК, щ - скорости подъема цементного раствора в кольцевом пространстве у башмака колонны в момент начала продавки (не менее 1,8-2,0 м/с)

Выбираем цементировочный агрегат типа ЦА-320М с насосом 9Т и цилиндровыми втулками 127 мм. Максимальная производительность равна 0,0152 м³/мин при давлении 6,15 МПа.

n_ц.а = [0,785*1,15*(0,1651² - 0,140²)*1,8/0,0152] + 1 = 4 агрегатов.

Продолжительность процесса цементирования определим по формуле:

t_ц = [(V¹/Q_ца) + ((V_ц + V_пр - V¹)/Q_м)] + t_всп.

где V¹ = V_пр - ДV, ДV принимаем равным 1,5 м³, Q_ца - суммарная производительность цементировочных агрегатов, м³/мин, Q_м - производительность цементировочных агрегатов, при которой достигается наиболее полное вытеснение бурового раствора цементным, м³/мин.

Q_м = 0,785*(D² - d₁²)*К₁*щ,

t_всп - продолжительность вспомогательных операций (15 мин.), щ - скорости подъема цементного раствора в кольцевом пространстве у башмака колонны в момент начала продавки (не менее 1,8-2,0 м/с)

Для эксплуатационной колонны:

Q_м = 0,785*(0,1651² - 0,140²)*1,15*1,8 = 0,0124 м³/с = 0,747 м³/мин.

Продолжительность работ по тампонированию обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала схватывания цементного раствора (t_н.скв = 120 мин). В нашем случае допустимое время цементирования будет:

t_доп = 0,75х t_н.схв. = 0,75Ч120 = 90 мин

Следовательно, требования правил безопасности [2] в части соблюдения продолжительность работ по тампонированию обсадной колонны выполняются.

Расчет количества цементосмесительных машин

Для снабжения цементным раствором цементировочных агрегатов ЦА-320М количество цементосмесительных машин СМН-20 должно быть:

n_цсм = G₀ / q_цб = 39,6 / 20 = 2 машины.

где G₀ - весовое количество привозимого сухого цемента с учетом предполагаемых потерь, т, q_цб - весовое количество цемента, вмещаемого в бункер одной цементосмесительной машины

Цементировочное оборудование при цементировании эксплуатационной колонны:

1. СМН - цементно-смесительная машина - 2 машины.

2. ЦА - цементировочный агрегат - 4 машины.

3. О.е. - осреднительная ёмкость - 1 шт.

4. СКЦ - станция контроля цементирования - 1 шт.

5. БМ - блок манифольдов - 1 шт

6. ЦБН - центробежный насос.

7. ППУ - передвижная паровая установка.

10. Выбор способа вторичного вскрытия пласта

Геолого-технические условия вторичного вскрытия продуктивных пластов в обсаженных скважинах имеют три критерия эффективности [2]:

· Надёжное сообщение пласта со скважиной (за счёт перфорационных каналов соответствующих диаметров и глубины вхождения в продуктивную толщу);

· Суммарная поверхность вскрытия ОК в виде отверстий и щелей (желательно максимально возможная, но при условии, что перфорированная часть колонны противостоит горному давлению);

· Сохранение прочности ОК и цементного кольца как в зоне, так и за пределами интервала вскрытия.

Так как конструкция ПЗС у нас представляет собой зацементированную и спущенную колонну, то вторичное вскрытие будет производиться с помощью перфорации колонны и цементного камня за эксплуатационной колонной.

Выбор типа перфораций осуществляет с учётом возможности достижения наилучших эксплуатационных качеств скважины, но вскрытие кумулятивным методом используются чаще всего. [2]

11. Выбор и обоснование способа освоения скважины. Оборудование, применяемое при освоении скважины

Кумулятивная перфорация.

Основное назначение - перфорирование колонны, создание каналов в цементном камне и горной породе.

Кумулятивная перфорация основана на пробивном действии высокоскоростных струй из полужидкого металла, образующихся при взрыве кумулятивного заряда. [2]

Кумулятивный заряд для перфорации скважин состоит из прессованной шашки взрывчатого вещества, в кумулятивную выемку которой вложена или впрессована металлическая облицовка, а с противоположной стороны строго по центральной оси заряда расположен промежуточный детонатор. Заряд заключен в оболочку, которая в случае бескорпусных перфораторов должна быть полностью герметичной и выдерживать давление и температуру окружающей среды.

Перфорация на насосно--компрессорных трубах идеальна для перфорации больших интервалов при депрессии. Перфорация на депрессии позволяет предотвратить попадание промывочной жидкости в прискважинную зону пласта в момент его вскрытия и как следствие исключить ухудшение проницаемости в прискважинной зоне. [2]

Для вскрытия продуктивных зон через эксплуатационную колонну выберем перфоратор кумулятивного типа на насосно-компрессорных трубах ПКО-89 АТ.

Рисунок 11.1 - Перфоратор ПКО-89-АТ

Перфоратор ПКО-89-АТ спускается на насосно-компрессорных трубах и предназначен для вскрытия продуктивных пластов в нефтяных, газовых и других скважинах. Перфоратор может применяться для вскрытия протяженных пластов в вертикальных скважинах, в условиях депрессии и с понижением уровня жидкости в скважине. [11]

Таблица 11.1 - Технические характеристики перфоратор ПКО-89-АТ [11]

Технические характеристики	Значения
Наружный диаметр, мм	89
Протяженность вскрытия, м	150-200
Плотность перфорации, отв./м	10
Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа	80
Максимально допустимая температура, °С	150

Перед перфорацией буровой раствор заменяется на солевой раствор с целью очистки ствола скважины в зоне перфорации от твердых частиц (глинистая корка, утяжелитель, шлам и т.д.)

12. Подготовка скважины к эксплуатации

В состав работ по испытанию скважины включаются процессы:

1. Подготовительно-заключительные работы.

В скважину до нижних отверстий интервала перфорации спускается колонна НКТ, устанавливается фонтанная арматура на устье скважины. Устье скважины обвязывается по утверждённой схеме, согласованной с местным органом Ростехнадзора РФ.

Рисунок 12.1 - Арматура фонтанная АФ6-80/65х35 К₂ ХЛ

Выбираем фонтанную арматуру по ГОСТ 13846-89.

2. Перфорация колонны.

3. Замена жидкости, заполняющей скважину, жидкостью с иными физико-химическими свойствами.

Закачка соляно-кислотной ванны, состоящей из раствора NaCl.

4. Создание депрессии на пласт снижением уровня жидкости в скважине.

Устьевое оборудование и линии обвязки испытываются избыточным давлением в 1,5 раза превышающее ожидаемое давление нагнетания жидкости в скважину.

5. Работы по интенсификации притока жидкости из пласта (гидроразрыв, кислотная обработка).

Вызов притока предусматривается осуществлять заменой технологической жидкости (раствора NaCl) водой с дальнейшим переходом на пену с постепенным снижением плотности.

При недостаточности указанной депрессии в связи с возможной загрязненностью призабойной зоны пласта её величину, возможно, увеличивать до значения допустимой депрессии, обеспечивающей устойчивость ПЗП и сохранность цементного кольца.

Очистка скважины производится до полного извлечения из пластового флюида фильтрата бурового раствора, при получении стабильного притока пластового флюида, стабилизации устьевых и забойных показателей давления и температуры.

Все работы по обработке продуктивной зоны соляно кислотным раствором производятся в соответствии c Методическими указаниями «Технология кислотных обработок пластов», 1985 г.

Список литературы

скважина бурение геологический

1) Программа бурения вертикальной эксплуатационной скважины № 2228 месторождения Петелинское;

2) Подгорнов В. М. Заканчивание скважин. Часть 2. Формирование призабойной зоны скважины: Учебник для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. -254 с.;

3) «Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности"»;

4) Зозуля В.П., Ангелопуло О.К., Зозуля Н.Е., Головин В.В. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Конспект лекций. - М.:РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2008.- с.;

5) Леонов Е.Г., Симоняиц С.Л. Совершенствование технологического процесса углубления скважины: Учебное пособие. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. -184 с.;

6) Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин, 1997. - 207 с.;

7) ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним

8) Леонов Е.Г., Исаев В.B. - Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2006.- 413с.;

9) Булатов А.И., Долгов С.В., Спутник буровика: Справочное пособие. Книга 2, Москва, 2006 г.;

10) https://studopedia.org/9-166762.html/;

11) http://mehzavod.su/Cumulative

12) https://studfiles.net/preview/5657026

13) https://studopedia.su/6_38601_raschet-odnostupenchatogo-tsementirovaniya-skvazhini.html

Размещено на Allbest.ru