Заканчивание скважин на примере ООО "Лукойл-Бурение"

ВВЕДЕНИЕ

Заканчивание является одной из наиболее ответственных стадий в строительстве скважин. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение во многом закладывают будущий дебит скважины. При проведении этих работ необходимо принимать все возможные меры для повышения качества заканчивания скважин.

Материалом для этого курсового проекта послужили данные производственной практики, пройденной летом 2002 года в ЭГЭБ №1 ООО «ЛУКойл-Бурение». Районом деятельности предприятия является площадь в районе города Когалым Ханты-Мансийского АО.

В проекте приводятся необходимые расчеты по цементированию, выбору оснастки эксплуатационной колонны.

Скважина по назначению является экспуатационной, вскрыт продуктивный горизонт,.расположенный в Мегионской свите(2505-2535 м).

Отдельная глава посвящена мероприятиям по технике безопасности и охране окружающей сред при заканчивании и при всем цикле строительства скважин. В проекте также приведена специальная часть, посвященная проблеме анализа качества крепления скважин.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ часть

Таблица 1

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Глубина залегания, м Стратиграфическое подразделение Коэффициент кавернозности в интервале

От

(верх)

До

(низ)

Название Индекс
0 40 Четвертичные отложения Q 1,50
40 100 Неогеновые отложения N 1,50
100 180 Туртасская свита P3 /trt 1,50
180 250 Новомихайловская свита P3 /nm 1,50
250 296 Атлымская свита P3 /atl 1,50
296 430 Тавдинская свита P2-3 /tv 1,50
430 670 Люлинворская свита P2 /llv 1,50
670 750 Талицкая свита P1 /tl 1,30
750 875 Ганькинская свита К2 /gn 1,30
875 1020 Березовская свита К2 /br 1.30
1020 1050 Кузнецовская свита К2 /kz 1,30
1050 1850 Покурская свита К1-2 /pkr 1,30
1850 1950 Алымская свита К1 /alm 1,30
1950 2340 Вартовская свита К1 /vrt 1,30
2340 2570 Мегионская свита К1 /mg 1,30

Таблица 2. Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс Интервал, м Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п)
От (верх)

До

(низ)

Q 0 40 Пески кварцевые желтовато-серые, супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, присутствуют остатки растительности
N 40 100 Супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, алевриты серые тонкослоистые
P3 /trt 100 180 Глины зеленовато-серые, алевриты серые тонкослоистые, местами с прослоями песков и бурых углей
P3 /nm 180 250 Неравномерное переслаивание глин темно-серых, серых алевритов и мелкозернистых кварц-полевошпатовых песков
P3 /atl 250 296 Пески светло-серые, мелко-крупнозернистые, кварц-полевошпатовые. Прослои алевритов, глин и бурых углей
P2-3 /tv 296 430 Глины зеленовато-серые, алевролитистые, листоватые. Встречаются пропластки песков
Р2 /llv 430 670 В верхней части-глины светло-зеленые, плотные, листоватые. В нижней части-опоки и опоковидные глины серого цвета
Р1 /tl 670 750 Глины темно-серые до черных, алевролитистые, плотные с тонкими пропластками и линзами алевролитов
K2 /gn 750 875 Глины серые, слабо известковистые, алевритистые, с редкими прослоями мергелей
K2 /br 875 1020 Глины серые, слабослюдистые, алевритистые, прослоями опоковидные, встречается глауконит, сидерит
К2 /kz 1020 1050 Глины темно-серые, до черных, массивные, однородные
К1-2 /pkr 1050 1850 Чередование глин темно-серых, слюдистых, песчаников светло-серых, мелко-среднезернистых и алевролитов серых, слюдистых, тонкослоистых
К1 /alm 1850 1950 Верхняя подсвита: аргиллиты темно-серые, слабослюдистые, тонкоотмученные с редкими прослоями песчаников. Нижняя подсвита: глины серые аргиллитистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глинистым цементом
К1 /vrt 1950 2340 Верхняя подсвита: аргиллиты зеленоватые, алевритистые, комковатые и песчаники серые слюдистые. Нижняя подсвита: глины серые алевритистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глинистым цементом
К1 /mg 2340 2570 В верхней части-аргиллиты темно-серые слюдистые, от тонкоотмученных до алевритистых с прослоями песчаников. В нижней части - песчаники серые и светло-серые, мелкозернистые, известковые, крепкие

Таблица 3. Водоносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделения Интервал, м Тип коллектора Плотность, кг/м3 Фазовая проницаемость, мкм2 Минерализация, г/л
От До
Q 0 40 Грануляр 1000 >100 <1,0
P3 atl-nm 180 296 Грануляр 1000 >100 <1,0
К1-2 pkr 1050 1850 Грануляр 1014 >100 18-22
K1 mg 2420 2435 Грануляр 1014 >100 19-23

Таблица 4. Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратигра-фического подразделения Интервал, м Градиент давления Пластовые
Пластового Гидроразрыва Горного Темпе-ратуры, о С
От До кгс/см2 кгс/см2 кгс/см2
От До От До От До
Q + N 0 100 0,100 0,100 0,0 0,2 0 0,190 3
P3 trt 100 180 0,100 0,100 0,2 0,198 0,190 0,190 0
P3 nm 180 250 0,100 0,100 0,198 0,198 0,190 0,190 5
P3 atl 250 296 0,100 0,100 0,198 0,198 0,190 0,190 8
P2-3 tv 296 430 0,100 0,100 0,198 0,196 0,190 0,190 10
P2 llv 430 670 0,100 0,100 0,196 0,194 0,200 0,200 15
P1 tl 670 750 0,100 0,100 0,194 0,192 0,210 0,210 20
K2 gn 750 875 0,100 0,100 0,192 0,19 0,210 0,210 30
K2 br 875 1020 0,100 0,100 0,19 0,188 0,215 0,215 35
K2 kz 1020 1050 0,100 0,100 0,188 0,186 0,220 0,220 50
K1-2 pkr 1050 1850 0,100 0,100 0,186 0,18 0,230 0,230 58
K1 alm 1850 1950 0,100 0,100 0,18 0,177 0,230 0,230 65
K1 vrt 1950 2340 0,100 0,100 0,177 0,177 0,230 0,230 75
K1 mg 2340 2570 0,100 0,100 0,177 0,177 0,230 0,230 83

Нефтегазоносность по разрезу скважины Таблица №5.

Индексстратиграфического подразделения Пласт

Интервал,

м

Тип коллектора Плотность нефти, г/см3 Вязкость нефти в пл. усл.МПа*с Содержание серы, % по весу Содержание парафина, % по весу Параметры растворенного газа
От (верх) До (низ) В пласт. условиях После дегазации

Газовый

фактор, м3

Содержание углекислого газа, % Относительная плотность газа, г/см3 Давление насыщения в пл. усл., МПа
K1 mg БС10 2500 2520 Пор. 0,79 0,87 0,55 0,7 2,2 56 0,15 737 11,6
K1 mg БС11 2550 2560 Пор. 0,76 0,87 0,52 0,7 1,7 54 0,16 733 10,1

Таблица №6

Типы и параметры буровых растворов

Ттип раствора Интервал, м Параметры бурового раствора
От (верх) До (низ) Плотность, г/см3 УВ, с ПФ, см3 /30 мин СНС, мгс/см2 через, мин. Корка, мм Содержание твердой фазы, % РН Минерализация, г/л Пластич. вязкость, П/с ДНС, мгс/см2
1 10 Коллоидной (активной) части Песка Всего
Глинистый 0 50 1,16-1,18 45-60 <9 20-30 35-40 < 2,0 6-7 3 9-10 8-9 0,2 0,2-0,3 18-20
Глинистый 50 738 1,16-1,18 40-60 <9 15-25 35-40 < 2,0 6-7 2 8-9 8-9 0,2 0,2-0,3 17-20
Глинистый 738 1109 1,07-1,10 18-22 <8 1-3 4-9 < 1,5 2-3 < 1 4-7 7-8 2-3 <0,1 10-15
Глинитый 1109 2340 1,10-1,14 22-25 <6 3-5 5-10 <1,5 2-3 <1 3-5 7-8 2-3 <0,1 12-15
Малоглинистый 2340 2575 1,08-1,10 20-25 <5 3-5 5-15 0,5 <2 <1 <3 7-9 - Как можнониже 8-9

2. ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ И КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Так как продуктивный пласт сложен песчаниками коллектор поровый, слабосцементированный, то во избежание попадания песка в скважину принимаем забой закрытого типа, эксплуатационная колонна спущена до подошвы продуктивного пласта, затем проведена перфорация. Данный способ является технологически простым и, что немаловажно, дешевым.

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по графику не совмещенности давлений, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины.

(1)

где РПЛ - пластовое давление;

РПЛ = gradРПЛ ×Z; (2)

rВ -плотность воды;

Нi - текущая глубина скважины.

Коэффициент поглощения Кп рассчитывается по формуле Итона:

(3)

где m- коэффициент Пуассона;

Кг -индекс геостатического давления.

Кг рассчитывается по формулам (1) и (2).

Результаты расчетов приведены в табл. 7.

Таблица №7

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м РПЛ , МПа РПОГЛ , МПа Ка m Кп
От До От До От До От До От До От До
Q + N 0 100 0 1 0 1,74 1,02 1,02 0,45 0,45 1,77 1,77
P3 trt 100 180 1 1,8 1,74 3,13 1,02 1,02 0,45 0,45 1,77 1,77
P3 nm 180 250 1,8 2,5 3,13 4,34 1,02 1,02 0,45 0,45 1,77 1,77
P3 atl 250 296 2,5 2,96 4,34 5,05 1,02 1,02 0,44 0,44 1,74 1,74
P2-3 tv 296 430 2,96 4,3 5,05 7,22 1,02 1,02 0,43 0,43 1,71 1,71
P2 llv 430 670 4,3 6,7 7,22 11,55 1,02 1,02 0,42 0,42 1,76 1,76
P1 tl 670 750 6,7 7,5 11,55 12,35 1,02 1,02 0,37 0,37 1,68 1,68
K2 gn 750 875 7,5 8,75 12,35 14,17 1,02 1,02 0,36 0,36 1,65 1,65
K2 br 875 1020 8,75 10,2 14,17 16,25 1,02 1,02 0,34 0,34 1,62 1,62
K2 kz 1020 1050 10,2 10,5 16,25 16,71 1,02 1,02 0,33 0,33 1,62 1,62
K1-2 pkr 1050 1850 10,5 18,5 16,71 30,35 1,02 1,02 0,33 0,33 1,67 1,67
K1 alm 1850 1950 18,5 19,5 30,35 30,37 1,02 1,02 0,3 0,3 1,59 1,59
K1 vrt 1950 2340 19,5 23,4 30,37 36,45 1,02 1,02 0,3 0,3 1,59 1,59
K1 mg 2340 2570 23,4 25,7 36,45 40,03 1,02 1,02 0,3 0,3 1,59 1,59

По результатам расчетов строится совмещенный график безразмерных давлений.

Рис 1. График безразмерных давлений.


Как видно из рис. 1. интервалов, несовместимых по условиям бурения в разрезе скважины нет.

Построим график распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Для построения воспользуемся значениями РПОГЛ из

(4)

где rН – плотность пластовой нефти, rН =790 кг/м3 ;

РПЛ – пластовое давление, РПЛ =25 МПа.

Подставим значения z в выражение (4), и получим две точки для построения графика:

1. z=2535 м: ;

2. z=0 м: .

То есть при заполнении скважины пластовым флюидом она будет до определенного уровня заполнена нефтью, найдем этот уровень подставив значение РНАС в выражение (4) получим:

(от забоя) (5)

Скважина до глубины LН =823,8 м заполнена нефтью, а выше свободным газом. Пересчитаем давление на устье по формуле:

(6)

где РПЛ - пластовое давление, в данном случае РПЛ = РНАС =11,6 МПа;

s - эмпирический коэффициент.

Коэффициент s рассчитывается по формуле:

(7)

где - относительная плотность попутного газа по воздуху, ;

L – глубина скважины, в данном случае L=LН =823,8 м;

z – расчетная глубина, при пересчете на устье z=0 м.

Рис.2. График распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом.

Согласно рис. 2 достаточно двух обсадных колонн, такая конструкция обеспечит достаточную надежность и минимальную стоимость скважины.

Верхние неустойчивые отложения перекроем путем спуска кондуктора до глубины 750 м . При данной глубине спуска, обеспечивается экологическая безопасность на случай нефтегазопроявлениия с 5 % запасом по давлению (kКОНД ).

.

Далее ствол обсаживается эксплуатационной колонной до глубины 2575 м (на 5 м ниже подошвы Мегионской свиты).

Как правило, заказчик (ТПП «Когалымнефтегаз») требует обсаживать скважину эксплуатационной колонной с наружным диаметром 146 мм. Исходя из этого условия, рассчитаем диаметры долот для бурения скважины, а также диаметр кондуктора.

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:

(8)

где -диаметр муфт эксплуатационной колонны, =166 мм;

d-зазор между муфтой и стенкой скважины d=5-40 мм.

Определим внутренний диаметр промежуточной колонны (кондуктора)по формуле:

(9)

где d-зазор между долотом и стенкой кондуктора, d=3-5 мм.

.

То есть, для крепления верхних неустойчивых отложений (кондуктора) допускается применение труб диаметром 244,5 мм и толщиной стенки 8,9-10 мм.

Диаметр долота для бурения под кондуктор рассчитывается по формуле аналогичной формуле (4)

Определим глубину спуска кондуктора по стволу (длину кондуктора):

aa (10)

где l1 , l2 , h1 , h2 –длины по стволу и глубины по вертикали соответствующих участков профиля; a=16,84 -максимальный зенитный угол (на участке стабилизации)

l1 =90; l2 =147;h1 =90;h2 =144,7;

hконд - глубина спуска кондуктора по вертикали, hконд =750 м.

В кондукторе используем обсадные трубы с треугольной резьбой 244,5´8,9-Д-ГОСТ-623-80. Практика показывает, что данные обсадные трубы выдерживают необходимые нагрузки.

Принимаем, что башмак эксплуатационной колонны будет спущен на глубину, 2565 м (10 м до забоя скважины). Тогда длина эксплуатационной колонны будет


3. РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Расчёт наружных давлений

До затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

После затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2205 м:

где rПОР - плотность поровой жидкости цементного камня;

z=2575 м:

Расчёт внутренних давлений

При ликвидации открытого фонтанирования с закрытым устьем:

z=0:

z=824 м:

z=2205 м:

z=2575 м:

При опрессовке (колонна опрессовывается после получения момента «стоп»):

z=0: (нормативная величина)

z=2205 м:

z=2575 м:

При продавке:

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

Расчёт наружных избыточных давлений

Максимальные наружные избыточные давления возникают при окончании продавки цементного раствора.

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:


Расчёт внутренних избыточных давлений:

Максимальные внутренние избыточные давления возникают при опрессовке колонны после ОЗЦ, коэффициент облегчения k=0,25 [2, стр. 15]т.е. (1-k)=0,75.

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

По результатам расчетов строится совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений.

Выбор типа труб

Определим интенсивность искривления a0 по формуле

(11)

где R1 –радиус искривления ствола скважины в интервале набора зенитного угла, R1 =500 м.


Коэффициент запаса прочности на растяжение n3 =1,15 [2, стр. 50] т.к. планируется применение труб ОТТМ (требование заказчика).

Коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление n2 =1,15 [2, стр. 21]

Коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление n1 =1,1 для интервала продуктивного пласта, n1 =1 для остальных интервалов [2, стр. 20].

1

Рис. 3. Совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений в эксплуатационной колонне

РНИ – наружные избыточные давления при окончании продавки цементного расвора;

РВИ – внутренние избыточные давления при опрессовке эксплуатационной колонны.

Так как максимальными являются внутренние избыточные давления, то расчёт будем вести по ним. При расчете предположим, что колонна имеет одну секцию.

Расчёт на внутреннее давление:

Рассчитаем обсадную колонну, для расчета первой секции используем трубы ОТТМ 146´7,0-Д-ГОСТ 632-80.

ВИ ]=22,4 МПа; [Q]=1156 кН; [РНИ ]=31,8 МПа; [QСТР ]=931 кН; q=0,243 кН

С учётом коэффициента запаса прочности на внутреннее давление n2 , обсадная колонна должна выдерживать давление:

трубы ОТТМ 146´7,0-Д имеют PВКР =22,4 МПа т.е.

QЭК =LЭК ×qЭК =2665×0,243=647,6 кН

Расчет совместного действия растягивающих нагрузок и внутреннего давления

Рассчитаем уточненное значение n2

Спускаем эксплуатационную колонну, имеющую одну секцию. Результаты расчетов сведем в таблицу.

Таблица №8

Результаты расчета эксплуатационной колонны

№ секции L, м qi , кН/м Qi , кН n1 n2 n3
1 2665 0,243 647,6 3,7 1,99 1,78


4. ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Кондуктор

Кондуктор цементируется до устья прямым одноступенчатым цементированием.

Оснастка колонны:

- башмак БК – 245;

- обратный клапан ЦКОД-245 на расстоянии 5 м от башмака;

- “стоп”- кольцо на расстоянии 10 м от башмака;

- центраторы ЦЦ-245/295;

- пробка продавочная ПП 219/245.

-

Эксплуатационная колонна

Эксплуатационная колонна цементируется прямым способом в одну ступени до устья.

Оснастка колонны:

- башмак БК-146;

- обратный клапан ЦКОД-146 на расстоянии 5 м от башмака;

- “стоп”- кольцо на расстоянии 10 м от башмака;

- центраторы ЦЦ-2-146/216 в интервале 300-750 м по одному центратору на трубу;

- скребки СК 146/216 в и нтервале продуктивного пласта из расчета два центратора – один скребок.

- турбулизаторы ЦТ 146/211 в интервале продуктивного пласта по две штуки на трубу.

5. Спуск обсадных колонн

Обоснование режима спуска обсадных колонн

Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения

Рс = Ргстгд £ Ргр ,

где

Ргст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения или гидроразрыва);

Ргд - гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с закрытым нижним концом;

Ргр - давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта.

Гидродинамическое давление при спуске находится при турбулентном течении вытесняемой жидкости по формуле

,

- при ламинарном течении.

В формулах - соответственно длина и гидравлический диаметр кольцевого пространства на i- том участке; Ui - скорость течения жидкости на i - том участке; n – количество участков кольцевого пространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта, t0 - динамическое напряжение сдвига, l - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны

Наиболее слабый пласт на забое скважины (Мегионская свита).

Зададимся скоростью спуска U=0,5 м/c, тогда скорость движения вытесняемой жидкости Uж будет равна:

где

DС , DТ – соответственно диаметр скважины и наружный диаметр обсадных труб;

K – коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками колонны труб. Для практических расчётов можно принять K=0,5.

Пусть режим течения вытесняемой жидкости в интервале установки техколонны будет ламинарный, тогда:

Критическая скорость течения жидкости при смене режимов определяется по следующей формуле:

где

Тогда

Скорость течения жидкости UЖ <UКР , то режим ламинарный.

где

Получаем:

Гидродинамические давления на данном участке составят:

Результаты аналогичных расчётов для различных скоростей спуска яяэксплуатационной колонны приведены в таблице 9.

Таблица №9

Зависимость Pгд от скорости спуска эксплуатационной колонны.

Uсп , м/с Uж , м/с Uкр , м/с Sen Re* Pгд , МПа
0,5 0,467 1,15 15 0,65 1,46
1 0,91 1,15 4325 0,0252 1,95
2 1,83 1,15 11712 0,0223 4,8
3 2,74 1,15 21814 0,0211 9,06
4 3,65 1,15 30683 0,0202 17,15

По результатам расчетов табл. 9. построим график зависимости РГД = f(UСП )

Давление столба промывочной жидкости на пласт будет равно

Тогда максимальное гидродинамическое давление, не допускающее поглощения будет равно , что соответствует скорости спуска приблизительно равной 3,3 м/с.

Рис. 4. Зависимость РГД = f(UСП )

Скорость спуска обсадной колонны не должна превышать 3 м/с.

Расчет допустимой глубины опрожнения колонны

Из условия прочности обсадной колонны:

Из условия прочности обратного клапана:


6. обоснование способа цементирования

Кондуктор и колонна цементируется до устья, для разобщения водоносных горизонтов.

Обсадная колонна цементируется в одну ступень (требование заказчика) до устья.

Самым слабым пластом является Мегионская свита (Кп =1,59), РПОГЛ =40,03 МПа. Давление столба цементного раствора на поглощающий пласт с учетом гидродинамических потерь при цементировании должно удовлетворять условию

РПОГЛ ³1,1×РЦ.Р.. (12)

Таким образом давление столба цементного раствора не должно превышать величины Для дальнейших расчетов примем, что интервал от забоя и на 300 м выше продуктивного пласта (2205-2570 м по вертикали) цементируется ПЦТ-1-50 по ГОСТ 1581-96 с плотностью раствора rЦ.Р. =1,80 г/см3 (В/Ц=0,45) Давление столба ПЦТ-1-50 будет составлять

.

Рассчитаем плотность облегченного раствора

РАСЧЕТ цементированиЯ обсадной колонны .


7. Определение объёмов тампонажных растворов для цементирования эксплуатационной колонны

7.1 Определение объёма цементного раствора

Рис.5. Конструкция скважины

где

где Kк - коэффициент кавернозности.


7.2 Определения объёма облегчённого цементного раствора.

7.3. Определение объёма продавочной жидкости

где VМ - объём манифольда.

7.4 Определение объёма буферной жидкости

где НБЖ – высота столба буферной жидкости (НБЖ =200…500 м).

7.5 Определение количества цемента и воды для затворения

Количество цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора определяется из уравнения:

13)

где плотность цементного раствора, кг/м3;

В/Ц – водоцементное отношение.

Тогда

Объем воды, необходимый для затворения этого количества цемента рассчитывается по формуле

(14)

7.6 Определение количества облегчённого цемента и воды для затворения

Расчет ведется по формулам, аналогичным формулам аналигичным формулам (13-14)

7.7 Реологические параметры растворов

Для расчета воспользуемся следующими формулами

(15)

(16)

Цементный раствор:

;

.

Облегченный цементный раствор:

;

.

Буферная жидкость:

;

.

Буровой раствор:

Так как на практике, буровой раствор смешивается с цементным раствором (с буферной жидкостью)


29-04-2015, 00:49


Страницы: 1 2 3
Разделы сайта