Бурение эксплуатационной скважины на нефть на Западно–Камынском месторождении
Выбор профиля скважины
Выбор профиля скважины производится на основе анализа фактических данных об искривлении пробуренных ранее скважин, геологических данных разреза и целевого назначения скважины. Данная скважина бурится в породах средней степени твердости, на глубину 3000 м.
Обоснование и расчет конструкции скважины
Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:
1) обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;
2) задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего безводную длительную добычу;
3) изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;
4) защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.
Строится график совмещенных давлений на основе которого выбирается плотность бурового раствора и конструкцию скважины. График совмещенных давлений строится по трем элементам: коэффициент аномальности пластового давления, индекс давления поглощения и относительная плотность промывочной жидкости.
Коэффициент аномальности пластового давления (ka) - отношение пластового давления к статическому давлению столба жидкости пресной воды высотой от рассматриваемого сечения до устья скважин.
Индекс давления поглощения (kп) - отношение давления при котором возникает поглощение промывочной жидкости в пласт к статическому давлению столба пресной воды высотой от рассматриваемого сечения до устья скважины.
Относительная плотность промывочной жидкости (?0) - отношение плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды.
Коэффициент аномальности пластового давления
(1)
где Рпл - пластовое давление, h - глубина от устья до рассматриваемого сечения.
Индекс давления поглощения
(2)
где Рп - давление поглощение,
(3)
(4)
где kр = 1,05 - коэффициент резерва
По приведенным формулам рассчитывается ?0,ka, kп.
1) Находится коэффициент аномальности при пластовом давлении:
при Рпл = 24,1 МПа, глубина Н = 2405 м kа = 1
при Рпл = 24,4 МПа, глубина Н = 2440 м kа =1
при Рпл = 28,2 МПа, глубина Н = 2820 м kа =1
при Рпл = 28,5 МПа, глубина Н = 2865 м kа =0,99
при Рпл = 30,2 МПа, глубина Н = 3000 м kа =1
2) Находится коэффициент поглощения при давлении гидроразрыва:
при Ргр = 31,33 МПа, глубина Н = 2405 м kп = 1,3
при Ргр = 31,72 МПа, глубина Н = 2440 м kп =1,3
при Ргр = 36,66 МПа, глубина Н = 2820 м kп =1,3
при Ргр = 37,05 МПа, глубина Н = 2865 м kп =1,29
при Ргр = 39,26 МПа, глубина Н = 3000 м kп =1,3
3) Находится относительную плотность
при kа =1, глубина Н = 2405 м ?0 = 1,05
при kа =1, глубина Н = 2440 м ?0 = 1,05
при kа =1, глубина Н = 2820 м ?0 = 1,05
при kа =0,99, глубина Н = 2865 м ?0 = 1,0395
при kа =1, глубина Н = 3000 м ?0 = 1,05
Выбирается относительная плотность промывочной жидкости:
для интервала 0-3000 м ?0 = 1,05
Результаты вычислений представлены в таблице 2.
Таблица 2.
Результаты вычислений
2405 |
ka1 |
1 |
kп1 |
1,3 |
? 01 |
1,05 |
|
2440 |
ka2 |
1 |
kп2 |
1,3 |
? 02 |
1,05 |
|
2820 |
ka3 |
1 |
kп3 |
1,3 |
? 03 |
1,05 |
|
2865 |
ka4 |
0,99 |
kп4 |
1,29 |
? 04 |
1,0395 |
|
3000 |
ka5 |
1 |
kп5 |
1,3 |
? 05 |
1,05 |
На основании данных таблицы 2 строится график совмещенных давлений (рис.1.)
Рис. 1. График совмещенных давлений
Проанализировав состав горных пород и коэффициенты аномальности выбирается для всех интервалов один вид бурового раствора - на нефтяной основе: безводный известково-битумный (ИБР) для глинистых пород склонных к обвалам: ?0 = 980 - 1060 кг/м3, ТС(температурная стабильность) = 200 - 2200С, СНС1 =0,2-0,5Па, СНС10 =0,4-2,0Па. Для бурения под направление, кондуктор и эксплуатационную колонну выбирается раствор с ?0 = 1050 кг/м3.
С учетом расчетов конструкция скважины принимает следующий вид: спуск направления производится на глубину 50 м с целью необходимости предупреждения размыва и разрушения устья скважины. Кондуктор спускается на глубину 730 м. Данный выбор определяется необходимостью охраны от загрязнения верхних водоносных горизонтов, которые могут служить источниками водоснабжения, предупреждения осложнений в верхней неустойчивой части разреза, подвеской последующих обсадных колонн. До глубины залегания эксплуатационного горизонта 3000 м спускается эксплуатационная колонна.
Расчет диаметров обсадных колон и труб
Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм (ГОСТ 632-80) спускается на глубину 3000 м по вертикали. Определяется диаметр долот и диаметры обсадных колонн при бурении:
Диаметры обсадных колонн рассчитываются снизу вверх.
Используемые формулы:
Расчетный диаметр долота:
dд = dм + 2 (5)
где dм - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны, - радиальный зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колонны;
Внутренний расчетный диаметр трубы:
dвн = dд + 2 (6)
где ? - зазор между стенкой трубы и долотом
а) Диаметр эксплуатационной скважины: dэ = 168 мм
Диаметр муфты:dм =188 мм
Расчетный диаметр долота:
Dд.р. = 188 + 25 = 213 мм
Диаметр долота:
Dд = 215.9 мм;
б) Внутренний расчетный диаметр кондуктора:
Dк.вн. = 215.9 + 10 = 225.9 мм
Диаметр кондуктора:
dк = 244.5 мм, толщина стенки ? = 10.0 мм
Диаметр муфты кондуктора: dмк = 269.5 мм
Расчетный диаметр долота:
Dд.р. = 269.5 + 25 = 294.5 мм
Диаметр долота: Dд = 295.3 мм
в) Внутренний диаметр направления:
Dн.вн. = 295.3 + 10 =305.3 мм
Диаметр направления:
dн = 323.9 мм, толщина стенки ? = 8.5 мм
Диаметр муфты направления: dмн = 353.9 мм
Расчетный диаметр долота:
Dд.р. = 353.9 + 30 = 383.9 мм
Диаметр долота:
Dд = 393.7 мм;
На основе полученных значений ка, кп и плотности бурового раствора р0 построен график совмещенных давлений. Поскольку геологический разрез не содержит зон с явной несовместимостью внешних условий, и оптимальная плотность бурового раствора принимает близкие значения на всем интервале бурения. Выбрана следующая конструкция скважины: эксплуатационная колонна (глубина спуска 3000 м, трубы стальные, наружный диаметр dн=168 мм, диаметр муфт 188 мм), кондуктор (глубина спуска 730 м, dн=244,5 мм), направление (глубина спуска 50 м, dн=323,9 мм).
Расчет обсадных колонн на прочность
Обсадные колонны рассчитываются с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Расчет колонны выполняется исходя из условия, что при любом самом неблагоприятном сочетании действующих нагрузок напряжение в опасном сечении трубы не превысит предела текучести ее материала и не вызовет необратимой деформации, которая в конечном счете может привести к разрушению обсадной колонны. Расчет избыточных давлений и веса колонны. Так при проектировании обсадной колонны учитывают нагрузки двух видов:
· наружное избыточное давление смятия;
· внутреннее избыточное давление в колонне;
С учетом регламентированных коэффициентов запаса прочности и справочных данных о показателях прочности обсадных труб при расчете обсадной колонны по расчетным нагрузкам подбираются трубы, соответствующей группы прочности стали и толщины стенки для комплектования секций обсадной колонны.
Исходные данные:
Диаметр эксплуатационной колонны D = 168 мм, глубина скважины Н = 3000 м.
Расчетная схема, применяемая для расчета обсадных колонн спущенных в нефтяную эксплуатационную скважину, представлена на рисунке 2.
А - конец эксплуатации, Б - начало эксплуатации
Рис. 2. Расчетная схема для эксплуатационной скважины.
Расчет:
1) Коэффициент запаса на избыточное наружное давление:
nкр = 1.15
2) Коэффициент запаса на избыточное внутреннее давление:
nв = 1.15
3) Коэффициент запаса на страгивание:
nстр = 1.15
I) Определение избыточного наружного давления в характерных точках:
1. z = 0;
Pниz = 0.01?рz = 0 (7)
где ?р - плотность промывочной жидкости, z - глубина
Pниz = 0.011.050 = 0
2. z = H = 200м; Pниz = 0.01?рH = 0.011.05200 = 2.1 МПа;
3. z = L = 3000м;
Pниz = 0.01[( ?цр - ?в)L - (?цр - ?р)h + ?вH](1-k) (8)
где ?цр - плотность цементного раствора, ?в - плотность скважинной жидкости, k - коэффициент разгрузки, характеризующий уменьшение напряжений в обсадной колонне при затвердевании цемента; k = 0.25;
Pниz = 0.01[( 1.86 - 0.85)3000 - (1.86 - 1.05)0 + 0.85200](1 - 0.25) = 20.85 МПа,
II) Определение избыточного внутреннего давления в характерных точках:
1. z = 0;
Ру = 30.2 - 0.010.853000 = 4.7 МПа
1.1Ру ? Роп
1.14.7 ? 9 МПа
Рвиz = Роп = 9 МПа
2. z = L = 3000 м;
Pниz = {Роп - 0.01[( ?цр - ?в)L - (?цр - ?р)h]}(1-k) (9)
где Роп - давление опрессовки;
Рвиz = {9 - 0.01 [(1.86 - 1)3000 -(1.86 - 1.05)0}(1 - 0.25) = -12.6 МПа;
По полученным данным избыточных давлений строится эпюра давления (рис. 3):
Рис. 3. Эпюра давления.
III) Проектирование обсадной колонны.
Ркр = nРниz = 1.1520,85 = 23,98 Мпа
? = 8,9 мм, группа прочности Д, Ркр = 26,9 МПа
? = 8,0 мм, группа прочности Д, Ркр = 22,1 МПа - выбираем для второй секции
МПа
-предельная глубина спуска
Длина труб первой секции:
l1 = L - lдоп8Д = 3000 - 2700 = 300 м.
Вес труб первой секции:
Q1 = q8,9l1 = 383Н/м300м = 105900 Н = 0.106 МН
Вторая секция обсадной колонны:
Трубы третьей секции берём: группа прочности Д, Ркр=18,3 МПа
Длина труб второй секции:
l2 = lдоп8Д- lдоп7,3Д=2700 - 2400 =300 м
Вес труб второй секции:
Q2 = q8l2 = 323Н/м300м = 96900 Н = 0,097 МН
Третья секция обсадной колонны:
Длину труб третьей секции определяем положив в основу расчёт на страгивание:
Рстр7,3Д=0,843МН q7.3=Н
(10)
где Рстр7,3Д - страгивающая нагрузка на обсадную трубу марки Д с = 7,3 мм,
nстр - коэффициент запаса на страгивание, Q1 - вес предыдущих секций, q7,3 - вес 1 м трубы с = 7,3 мм;
Вес труб третьей секции:
МН
Q1+Q2+Q3=0,53+0,097+0,106=0,733МН
Растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле труб достигает предела текучести:
Р=1,392 МН
- осевая нагрузка при которой в теле трубы достигается половина предела текучести
Q1+Q2+Q3=0,53+0,097+0,106=0,733МН
.Расстояние от устья скважины до сечения, в котором достигается растягивающая нагрузка 0,696МН:
На этой глубине Рниz=12МПа.
Расстояние от устья до верхней части труб секции: 3000-300-300-1809=591м
На этой глубине Рвиz=4,9МПа
Четвёртая секция обсадной колонны:
Трубы четвёртой секции берём: группа прочности Д,
Рстр8Д=0,931МН q8=Н
Вес труб четвёртой секции:
Пятая секция обсадной колонны:
Трубы пятой секции берём: группа прочности Д,
Рстр8,9Д=1,078МН q8,9=Н
3000-300-300-1809-237=354м. Нам необходимо 354м, поэтому принимаем длину пятой секции 354м и считаем вес: Q5=0,125 МН.
Полученные данные заносим в таблицу 3.
Таблица 3.
Сводная таблица длины и веса секций бурильных труб
№ секции снизу вверх |
Толщина стенки, Мм |
Интервал спуска, м |
Длина секции, м |
Вес 1 м труб, Н |
Вес секции, МН |
|
1 |
8,9 |
2700-3000 |
300 |
353 |
0,106 |
|
2 |
8 |
2400-2700 |
300 |
323 |
0,097 |
|
3 |
7,3 |
591-2400 |
1809 |
293 |
0,53 |
|
4 |
8 |
354-591 |
237 |
323 |
0,077 |
|
5 |
8,9 |
0-354 |
354 |
353 |
0,125 |
|
3000 |
3000 |
0,671 |
Выбор типов породоразрушающих инструментов
В соответствии с геологическими данными и данными по категориям твердости, и абразивности (табл.5) весь геологический разрез разделяется на пачки пород, сходные приближенно по твердости и абразивности, а затем подбираются необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота (I пачка 0 -50 м,II пачка 50-730 м, III пачка - 730-3000 м).
Используя рекомендации применения породоразрушающего инструмента по категориям твердости и абразивности, по первой пачке пород наиболее целесообразно является использование шарошечного долота 393,7 М-ЦВ, по второй пачке - 295,3 МС-ЦВ, по третьей - 215,9 С-ГВ.(табл.4.)
Таблица 4.
Использование различных типов долот по пачкам
Интервалы бурения |
Горная порода |
Тип долота |
|
0-50 |
Четвертичные отложения |
393,7 М-ЦВ |
|
50-730 |
Супеси, суглинки, глины, пески. Опоки и опоковидные глины |
295,3 МС-ЦВ |
|
730-3000 |
Аргиллиты, песчаники, глины и алевролиты суглинки |
215,9 С-ГВ |
Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине приведены в таблице 5.
Таблица 5.
Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине
Стратиграфический разрез |
Литологическое описание пород |
Динамическая прочность |
Коэффициент абразивности |
Объединённый показатель по буримости |
Категория по буримости |
Трещинноватость |
Устойчивость |
Тип ПРИ |
Осложнения |
||
0 |
Четвертичные отложения |
Супеси, суглинки, глины, пески. |
2.5 |
0.4 |
2.8 |
II |
Трещиноватые |
Неустойчивые |
M |
Обвалы стенок скважины ,осыпи ,поглащения бурового раствора |
|
50 |
Алымская свита |
МС |
|||||||||
100 |
Новомихайловская свита |
||||||||||
220 |
Журавская свита |
||||||||||
300 |
Чеганская свита |
||||||||||
470 |
Люлинворская свита |
Опоки и опоковидные глины Глины , алевролиты, суглинки |
6 |
0,3 |
5,5 |
III |
|||||
720 |
Таллицкая свита |
Слабые обвалы стенок скважины ,водопроявления |
|||||||||
840 |
Ганькинская свита |
С |
|||||||||
930 |
Березовская свита |
||||||||||
1110 |
Кузнецовская свита |
Глины, песчаники, алевролиты, аргиллиты. |
8 |
0,4 |
6,1 |
IV |
|||||
1160 |
Покурская свита |
||||||||||
2010 |
Алымская свита |
||||||||||
2210 |
Черкашинская свита |
||||||||||
2680 |
Ахская свита |
Малоустойчивые |
Нефтегазоводопроявления ,сужение ствола скважины |
||||||||
2880 |
Баженовская свита |
Аргиллиты битуминозные |
8 |
0,6 |
11 |
VI |
С |
||||
2930 |
Георгиевская свита |
Аргиллиты и алевролиты |
9 |
0.6 |
9.2 |
VI |
C |
||||
3000 |
Тюменская свита |