Проектирование строительства эксплуатационной скважины глубиной 2500 метров на Кошильском месторождении

Определение потерь давления в элементах циркуляционной системы.

Потери давления в трубах определяются по формуле:

?РТ=?Т*(8*?пж* Q* l/ ?²*dВ²) (2.3.29)

где ?Т - коэффициент гидравлических сопротивлений в трубах.

Коэффициент гидравлических сопротивлений определяется по формуле

?Т=0,1*((1,46*3*10^-4/ dВ)+100/ RеТ)^0,25 (2.3.30)

Значение RеТ определяется по формуле:

RеТ = (4*?пж* Q)/(?* dВ*?п) (2.3.31)

в ТБПВ

RеТ = (4*1080*0,029)/(3,14*0,109*0,016)= 22866

в ЛБТ

RеТ = (4*1080*0,029)/(3,14*0,125*0,016)= 19939

в УБТ

RеТ = (4*1080*0,029)/(3,14*0,09*0,016)= 27693

По формуле (2.3.30): в ТБПВ

?Т=0,1*((1,46*3*10^-4/ 0,109)+100/22866)^0,25=0,03

в ЛБТ

?Т=0,1*((1,46*3*10^-4/ 0,125)+100/19939)^0,25=0,03

в УБТ

?Т=0,1*((1,46*3*10^-4/0,09)+100/27693)^0,25=0,03

По формуле (2.59): в ТБПВ

?РТ=0,03*((8*1080*0,029*550)/(9,86* 0,109²)= 0,035 МПа;

в ЛБТ

?РТ=0,03*((8*1080*0,029*2103)/(9,86* 0,125²)=0,1МПа;

в УБТ

?РТ=0,03*((8*1080*0,029*69)/(9,86* 0,09²)=0,006МПа;

Потери давления в наземной обвязке определяются по формуле:

РО=(?С+ ?Ш+ ?В+ ?К)*??пж* Q² (2.3.32)

где ?С, ?Ш, ?В, ?К - коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки:

?С =1,1?10⁵- коэффициент гидравлических сопротивлений на стояке;

?Ш =0,3?10⁵- коэффициент гидравлических сопротивлений в буровом шланге;

?В =0,3?10⁵- коэффициент гидравлических сопротивлений в вертлюге;

?К =0,4?10⁵- коэффициент гидравлических сопротивлений в ведущей трубе (квадрате).

РО=(1,1+ 0,3+0,3+0,4)* 10⁵*1080*0,000841=0,19МПа.

Перепад давления в забойном двигателе ?РЗД определяется по формуле:

?РЗД= ?РС*(?пж* Q²)/(??В* Q²С); (2.3.33)

где ?РС - перепад давления в забойном двигателе при его работе на технической воде, МПа, ?РС = 5,0 МПа;

QС - расход технической воды, м³/с, QС = 0,035м³/с.

?РЗД=5,0*(1080* 0,000841)/(1000* 0,001225)=3,7 МПа.

Разность между гидростатическими давлениями столбов жидкости в кольцевом пространстве и трубах ?РГ определяется по формуле:

?РГ=(1 - ?)*(??п -?пж)* g*Н; (2.3.34)

?РГ=(1 - 0,99)*(2485-1080)*9,81*2722=0,38МПа.

Сумма потерь давления ?Р, во всех элементах циркуляционной системе за исключением потерь давления в долоте ?РД, составит:

P - Pд = (Pкп) +(Pт) + Pо + PЗД + Pг

P - Pд =1,554+0,035+0,1+0,006+0,19+3,7+0,38=5,97МПа.

Резерв давления на долоте ?РР определяется по формуле:

?РР=0,8* РН - (P - Pд) (2.3.35)

где РН - давление развиваемое насосом, МПа, РН = 16,5 МПа.

?РР=0,8* 16,5- 5,97= 7,2 МПа.

Скорость течения жидкости в насадках долота VД определяется по формуле:

VД=*v(2*?РР)/? (2.3.36)

- коэффициент расхода. В расчетах принять = 0,95

VД=0,95*v2*7,2*10⁶/1080= 109,7 л/с

Так как V_Д > 80 м/с то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот. Приняв V_Д = 80 м/с, вычислим перепад давления в долоте по формуле:

Перепад давления в долоте составит:

Pд=?пж * VД²/(2*²) (2.3.37)

Pд=1080*12033,3/2*0,95²=7,2 МПа.

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе Р составит:

Р= 2,3+ 7,2= 9,5 МПа.

Площадь промывочных отверстий определяется по формуле:

Ф=(Q- QД)/VД; (2.3.38)

где QД - утечки промывочной жидкости через уплотнения вала забойного двигателя, м³/с, QД = 0,0004 м³/с.

Ф=(0,029- 0,0004)/62= 0,00046 м².

С учетом утечек количество промывочной жидкости, подаваемой к забою составит Q- QД =0,029-0,0004=0,0286м³/с, что удовлетворяет условию промывки п. 2.3.7.

Рассчитанная гидравлическая программа промывки скважины свидетельствует о том, что принятое значение расхода и развиваемого насосом давления достаточны для преодоления гидравлических сопротивлений в элементах циркуляционной системы, нормальной работы забойного двигателя и для реализации гидромониторного эффекта. При этом соблюдается условие недопущения гидроразрыва пород, слагающих стенки скважины.

2.3.9 Обоснование критериев рациональной отработки долот

К показателям отработки долот относят:

- Проходка на долото.

- Продолжительность (срок службы) работы.

- Механическая скорость бурения.

- Стоимость бурения единицы длины ствола скважины.

Проходка на долото - позволяет судить об объемах полезной работы, выполненным конкретным буровым инструментом. Низкие значения проходки на долото приходятся на высокооборотный турбинный способ бурения в очень крепких формациях, а высокие - на низкооборотный роторный способ при разбуривании относительно мягких пород.

Максимальную проходку на долото можно получить при полном износе долота. В процессе износа долота уменьшается его диаметр, что приводит к уменьшению диаметра нижнего участка ствола скважины. Поэтому для предупреждения заклинивания нового долота его следует доводить до забоя скважины с проработкой. Осевую нагрузку на новое шарошечное долото для приработки его опорных элементов нужно увеличивать до требуемого значения постепенно в течение 7 - 10 минут.[19]

Продолжительность работы инструмента характеризует его работу уже не со стороны её объема, а со стороны её длительности. Увеличение длительности работы инструмента приводит к полезным результатам, которые особенно ощутимы в бурении.

Механическая скорость бурения, измеряется количеством метров проходимых долотом в течении часа работы на забое.

Механическая скорость бурения определяется по формуле

V_М=h/t, м/ч (2.3.39)

где h - прохода на долото, м;

t - время бурения интервала, час.

Стоимость проходки единицы длины скважины обычно выражается стоимостью 1 метра бурения. Минимизация этого параметра - главное и непременное требование, которому должен удовлетворять выбор оптимальных значений параметров инструмента.

Из всех перечисленных параметров наиболее подходящим является рейсовая скорость бурения, максимально учитывающая все факторы, поэтому в качестве основного критерия отработки долот выбирается этот показатель.

Чтобы рассчитать максимальную рейсовую скорость на ведущей трубе ставят метку и по ней определяют количество пробуренных метров за определённый промежуток времени (обычно 5 минут). Рейсовую скорость находят по формуле:

V_Р=H/(Т+Т_С) , м/ч (2.3.40)

где Н- проходка на долота, м;

Т- время работы долота на забое скважины, ч;

Т_С- время, необходимое для подъема и спуска инструмента, а также для выполнения других работ, связанных со сменой долота, ч.

Рейсовая скорость характеризует текущую скорость бурения скважины и ее максимальному значению практически соответствует минимальная стоимость 1 м проходки.

Если долото поднято слишком рано, то в результате малой проходки рейсовая скорость будет низкой. При увеличении времени пребывания долота на забое рейсовая скорость будет возрастать.

Критерий рейсовой скорости лучше всего использовать для получения максимального эффекта работы долота, прекращая бурение для смены долота после достижения максимальной рейсовой скорости. Для этого через каждые 15 минут замеряют проходку на долото. Затем по формуле (2.3.40) определяют рейсовую скорость и когда последнее значение её окажется меньше предыдущего производится смена долота.

2.3.10 Технология бурения при вскрытии продуктивного пласта

Конечной целью бурения эксплуатационных скважин является получение максимального притока углеводородного сырья. Для этого необходимо обеспечить качественное вскрытие продуктивного пласта.

Метод вхождения в продуктивный пласт - это порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбуривания продуктивной толщи.

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. Продуктивный пласт необходимо пройти за одно долбление.

Основными требованиями к буровому раствору для первичного вскрытия продуктивных пластов Кошильского месторождения являются:

- раствор должен иметь низкую водоотдачу и формировать тонкую корку на стенках скважины;

- фильтрат раствора должен оказывать ингибирующее действие на глинистые минералы пласта-коллектора;

- фильтрат должен иметь низкое поверхностное натяжение и обладать обратимой гидрофобизирующей способностью по отношению к поверхности поровых каналов пласта;

- время, в течение которого буровой раствор находится в контакте с поверхностью вскрываемого бурением пласта, должно быть как можно меньше;

- репрессия на пласт от гидростатического столба раствора должна быть минимальной и в то же время отвечать требованиям безопасности;

- импульсы гидродинамического давления при СПО и возобновлении циркуляции раствора должны быть также минимальными. Это достигается, при прочих равных условиях, при низких значениях вязкости, СНС и невысоких значениях динамического напряжения сдвига. Запрещается допускать высокие значения СНС₁₀ (свыше 40 мгс/см²), предельного динамического напряжения сдвига ? (свыше 50дПа) и высокие значения пластической вязкости с целью предупреждения возникновения высоких импульсов давления и больших гидравлических потерь. Низкая пластическая вязкость обеспечивается малым содержанием твердой фазы в растворе, поэтому выбуренная порода не должна переходить в раствор, иными словами, должно быть обеспечено ингибирование системы и должна быть организована хорошая очистка раствора от выбуренной породы. Параметры СНС, ДНС и вязкости регулируются типом и концентрацией реагента-структурообразователя и ингибирующих добавок;

- достаточно быстрое формирование и малая глубина зоны кольматации;

- радиус зоны проникновения фильтрата в пласт не должен превышать глубины перфорационных каналов;

- фильтрат, проникший в пласт, не должен вызывать диспергирования или пептизации глинистых частиц и их миграцию по пласту.

Для вскрытия пласта мы используем малоглинистый ингибированный полимерный буровой раствор. Учитывая конструкцию скважины и забоя, можно использовать по существу тот же раствор, который применяется для бурения под эксплуатационную колонну, отличие заключается в повышенных требованиях к параметрам и, соответственно, в улучшенных свойствах раствора. В частности водоотдача раствора не должна превышать 3-4 см³/30мин (по ВМ-6), пластическая вязкость не более 5мПас, статическая репрессия на пласт не должна превышать 2,0-2,5 МПа, динамическое напряжение сдвига не более 40 дПа, содержание активной твердой фазы минимальное, содержание песка не более 0,2%. Образующаяся на стенках скважины корка должна быть твердой и пластичной. Указанные свойства раствора достигаются дополнительным очищением бурового раствора от остатков выбуренной породы и дополнительной обработкой раствора необходимыми химреагентами, обратив особое внимание на ингибирующие свойства фильтрата. Также предусматривается добалять в раствор ПАВ «Сульфонол СП» для снижения поверхностного натяжения фильтрата. Плотность раствора доведем до 1,08 г/см³, которая в совокупности с низкой пластической вязкостью и невысоких значениях статического и динамического напряжений сдвигов обеспечит минимальную репрессию на продуктивные отложения васюганской свиты от гидростатического давления столба раствора и гидродинамических импульсов давления.

2.4 Технологические средства и режимы бурения при отборе керна

Данная скважина является добывающей, поэтому бурение с отбором керна в этом случае не проводится.

2.5 Проектирование процессов закачивания скважины

2.5.1 Расчет обсадных колонн

На обсадную колонну в разные периоды времени действуют различные по видам и величине нагрузки. Среди них - растяжение, смятие, изгиб, сжатие, внутренние давления. Разнообразны и причины, вызывающие эти нагрузки - собственный вес колонн; силы трения о стенки скважины, связанные с профилем скважины, внутренние избыточные давления при опрессовке, наружные избыточные при снижении уровня жидкости в колонне, температурные нагрузки, горное давление и др. Не постоянна и величина нагрузок, а также степень их динамичности.

Среди всего многообразия нагрузок, действующих на колонну, выделяются главные, к которым, как правило, относятся наружные и внутренние избыточные нагрузки, а также нагрузка растяжения от действия собственного веса. Указанные нагрузки рассчитываются для периода, когда они достигают максимального значения.

На всех рассмотренных выше этапах работы с обсадными колоннами имеют место следующие виды давлений в скважине, которые могут учитываться при расчёте статических избыточных внешних и внутренних давлений.

1. Гидростатическое давление столба воды;

2. Гидростатическое давление столба БР;

3. Давление столба буферной жидкости;

4. Давление столба пластового флюида;

5. Давление столба тампонажного раствора;

6. Давление составного столба различных жидкостей;

7. Давление столба цементного камня;

8. Давление столба составного различных жидкостей и цементного камня;

9. Давление пластовое;

10. Давление горное.

Для жидких сред поз. 1-6 давление определяется по законам гидростатики, для позиций 1-5 по формуле:

Р_1-5 = ?1-5 g·h1-5· 10^-6, МПа (2.5.1)

а для поз. 6 по формулам (т.к. жидкость не сжимаема):

Р = Р1 + Р2 + Р3 = 10^-6g (?1 h1 +?2 h2 +?3 h3); (2.5.2)

Давление столба цементного камня РЦК (поз. 7) в необсаженном интервале определяется по формуле (в интервале, обсаженном предыдущей колонной через плотность пластовой воды - 1010 кг/м³):

Р_ЦК = 10^-6 ?ЦК g·hЦК· (1 - к), МПа (2.5.3)

где: к - коэффициент разгрузки, связанной с твердением цементного раствора (для колонны диаметром 146,1 мм к = 0,25).

Давление составного столба цементного камня и жидкости РЦК+Ж равно:

Р_ЦК+Ж = РЦК + РЖ.; (2.5.4)

Исходные данные для расчета действующих нагрузок:

Эксплуатационная колонна диаметром 146,1 мм спущена на глубину 2500 м, интервал цементирования 690-2500 м (690 - 2145 м ПЦТ-III-Об 5-50 плотностью 1500 кг/м³; 2145 - 2500 м ПЦТ-I-G плотностью 1900 кг/м³). Буровой раствор плотностью 1080 кг/м³, его же используем в качестве продавочной жидкости. Плотность пластовой воды 1010 кг/м³. Плотность нефти 776 кг/м³. Снижение уровня жидкости в колонне при испытании на герметичность 1000 м. Снижение уровня нефти в конце эксплуатации 1667 м.

Исходя из геологических данных, текучих пород в разрезе нет, поэтому горное давление не учитываем.

При АВПД принимается РПЛ (интервал 50 м), если:

Р_ПЛ РГС = РБР + РЦК; (2.5.5)

Пластовое давление при расчётах обсадных колонн берется измеренное.

Проверочный расчет гидростатического давления для пласта Ю(J₃₊₂/vs):

Р_ГС =10^-6·9,81·(690·1080+(840-690)·1010+(2145-840)·1500·(1-0,25)+(2385-2145)·1900·(1-0,25))= 26,55 МПа;

РПЛ=0,1·2385=23,85 МПа; РПЛ < РГС.

Согласно расчету нет необходимости учитывать пластовое давление в расчётах ОК на прочность.

Расчет действующих нагрузок

Расчет наружных избыточных давлений.

На ОК скважины действует давление со стороны кольцевого пространства, называемое РН (наружное давление) и действует давление внутри колонны РВ (внутреннее давление), разность этих давлений составляет РНИ. Наружные избыточные давления рассчитываются для характерных точек по глубине скважины (устье, уровень цементного раствора за колонной, уровень жидкости в колонне, забой скважины). По расчетным точкам строится эпюра наружных избыточных давлений. В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений. РНИ = РН - РВ; РНИ max. Имеются три таких случая.

1 случай: При цементировании в конце продавки ТС и снятом на устье давлении;

2 случай: При снижении уровня жидкости в колонне (при испытании на герметичность снижением уровня);

3 случай: Конец эксплуатации.

Рассмотрим первый случай, который встречается в период цементирования в конце продавки ТС.

Рис. 2.5.1. Цементирование колонны без выхода тампонажного р-ра на устье

Точка 1 устье скважины

РНИ = РН - РВ; (2.5.6)

РН = 0; РВ = 0;

РНИ = 0.

Точка 2 уровень ТС за колонной

Р_НИ = РН РВ;

РН = 10^-6 ·g·Н1·?БР; (2.5.7)

РН = 10^-6·9,81·690·1080 = 7,310 МПа;

РВ = 10^-6 ·g·Н1·?ПЖ; (2.5.8)

РВ =10^-6·9,81·690·1080 = 7,310 МПа;

РНИ = 7,310 - 7,310 = 0 МПа.

Точка 3 граница двух ТС

Р_НИ = РН - РВ;

РН = 10^-6·g·(Н1·?БР + (Н2-Н1)·?ТС1); (2.5.9)

РН =10^-6·9,81·(690·1080 + (2145-690)·1500) = 28,721 МПа.

РВ = 10^-6·g·Н2·?ПЖ; (4.2.1.5)

РВ = 10^-6·9,8·2145·1080 = 22,703 МПа;

РНИ =28,721-22,703 = 6,018 МПа.

Точка 4 забой скважины

Р_НИ = РН РВ;

РН =10^-6·g·(Н1·?БР + (Н2-Н1)·?ТС1 + (Н-Н2)·?ТС2); (2.5.10)

РН =10^-6·9,81·(690·1080+(2145-690)·1500 +(2500-2145)·1900) = 35,338 МПа;

РВ = 10^-6·g·Н·?ПЖ; (2.5.11)

РВ = 10^-6·9,81·2500·1080 = 26,487 МПа;

РНИ = 35,338 - 26,487 = 8,851 МПа.

Рассмотрим второй случай, характерный для снижения уровня жидкости в колонне (при испытании на герметичность снижением уровня);



Рис. 2.5.2. Снижение уровня жидкости в колонне при испытании на герметичность

Точка 1 устье скважины

РНИ = РН - РВ;

РН = 0; РВ = 0;

РНИ = 0.

Точка 2 уровень ТС за колонной

Р_НИ = РН РВ;

РН = 10^-6 ·g·Н1·?БР;

РН =10^-6·9,81·690·1080 = 7,310 МПа;

РВ = 0;

РНИ = 7,310 - 0 = 7,310 МПа.

Точка 3 башмак кондуктора

РНИ = РН - РВ;

РН=10^-6·g·(Н1·?БР + (Н2-Н1)·?ПЛВ); (2.5.11)

РН =10^-6·9,81·(690·1080 + (840-690)·1010) = 8,797 МПа;

РВ = 0;

РНИ = 8,797 - 0 = 8,797 МПа.

Точка 4 снижение уровня до 1500 м

Р_НИ = РН - РВ;

РН=10^-6·g·(Н1·?БР + (Н2-Н1)·?ПЛВ + (Нсн-Н2)·?ЦК1·(1-К)); (2.5.12)

РН=10^-6·9,81·(690·1080 + (840-690)·1010 + (1500-840)·1500·(1-0,25)) = 16,081 МПа;

РВ = 0;

РНИ = 16,081 - 0 = 16,081 МПа.

Точка 5 граница двух ТК

Р_НИ = РН - РВ;

РН=10^-6·g·(Н1·?БР +(Н2-Н1)·?ПЛВ +(Нсн-Н2)·?ЦК1·(1-К)+(Н3-Нсн)·?ЦК1·(1-К)); (2.5.13)

РН =10^-6·9,81·(690·1080+(840-690)·1010+(1500-840)·1500·(1-0,25)+(2145-1500)·1500·(1-0,25) = 23,199 МПа;

РВ = 10^-6·g·(Н3-НСН)·?ПЖ (2.5.14)

РВ = 10^-6·9,81·(2145-1500)·1080 = 6,834 МПа

РНИ = 23,199 - 6,834 = 16,365 МПа

Точка 6 забой скважины

Р_НИ = РН - РВ;

РН=10^-6·g·(Н1·?БР +(Н2-Н1)·?ПЛВ +(Н3-Н2)·?ЦК1·(1-К)+(Н-Н3)·?ЦК2·(1-К));

РН =10^-6·9,81·(690·1080+(840-690)·1010+(2145-840)·1500·(1-0,25)+(2500-2145)·1900·(1-0,25) = 28,162 МПа;

РВ = 10^-6·g·(Н-НСН)·?ПЖ; (2.5.15)

РВ = 10^-6·9,81·(2500-1500)·1080 = 10,595 МПа;

РНИ = 28,162 - 10,595 = 17,567 МПа.

Рассмотрим теперь третий случай, соответствующий концу эксплуатации скважины.

Рис. 2.5.3. Конец эксплуатации.

Точка 1 устье скважины

РНИ = РН - РВ;

РН = 0; РВ = 0;

РНИ = 0.

Точка 2 уровень ТС за колонной

Р_НИ = РН РВ;

РН = 10^-6 ·g·Н1·?БР;

РН =10^-6·9,81·690·1080 = 7,310 МПа;

РВ = 0;

РНИ = 7,310 - 0 = 7,310 МПа.

Точка 3 башмак кондуктора

РНИ = РН - РВ;

РН=10^-6·g·(Н1·?БР + (Н2-Н1)·?ПЛВ);

РВ = 0;

РН =10^-6·9,81·(690·1080 + (840-690)·1010) = 8,797 МПа;

РНИ = 8,797 - 0 = 8,797 МПа.

Точка 4 уровень нефти в конце эксплуатации

Р_НИ = РН - РВ;

РН=10^-6·g·(Н1·?БР + (Н2-Н1)·?ПЛВ + (НЭК-Н2)·?ЦК1·(1-К)); (2.5.15)