Проект регламента на технологию вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии на Бавлинском

Ломанная линия ACFKL представляет собой профиль ствола наклонной скважины.

ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТИПА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ И СВОЙСТВ ЕЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПРОЕКТНОЙ СКВАЖИНЫ

Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин.

На выбор промывочной жидкости влияют следующие осложнения:

1. поглощение промывочной жидкости.

2. газоводонефтепроявления.

3. нарушение устойчивости стенок скважины.

4. затяжки, прихваты бурильной колонны.

5. искривление скважины.

Основной причиной поглощений и газоводонефтепроявлений является нарушение условия:

К a < ρ 0< Kn

При циркуляции раствора в скважине имеют место гидравлические сопротивления, обуславливающие потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и колонной труб. Благодаря этому давление на стенки скважины повышается на величину потерь на участке на данной точке ствола до уровня начала наземной циркуляционной системы.

В глинисто-трещиноватых захарстованных породах, на кавернозных известняках при нарушении равновесия между пластовыми и гидростатическими давлениями вплоть до полной потери циркуляции происходит поглощение бурового раствора в интервалах: 100-200 м.,

380-390 м., 867-877 м., 940-950 м., 1200-1356 м., При значительном увеличении пластового давления над забойным наблюдается нефтегазоводопроявления. В мягковских отложениях(480-500 м) проявляется газ, а в серпуховских(860-910 м) вода.

С учетом этих осложнений целесообразно в качестве промывочной жидкости использовать техническую воду в интервале 0-1730 м. Во-первых, этот раствор недорогой, во-вторых, удовлетворяет требованиям по предотвращению или уменьшению осложнений. Продуктивные пласты с высокой и средней проницаемостью подвергаются необратимой кальматацией твердыми частицами бурового раствора, а содержание в пласте глинистой фракции приводит к уменьшению проницаемости пласта. Для качественного вскрытия таких пластов необходимо использовать систему трехступенчатой очистки бурового раствора и раствора с минимальным содержанием твердой фазы или без нее. Этим требованиям отвечает полимер – глинистый раствор на основе пресной воды.

Расчленение по литологическому составу пород

Все многообразие осадочных пород, слагающих месторождение нефти и газа, целесообразно подразделить на несколько категорий, каждая из которых должна иметь характерную особенность, отличающую породу данной категории.

Можно выделить три основных принципа несовпадение, которые дают основание выделять различные группы пород.

1. растворимость в воде, способность вызывать коагуляцию глинистых суспензий;

2. способность сохранять прочность и устойчивость стенок скважины при контакте с водой, промывочной жидкостью.

3. способность образовывать с водой устойчивые тиксотропные дисперсные системы

С учетом этих признаков выделяем следующие технологические интервалы.

1. пески 0-10 м.

2. глины, алевролиты, песчаники 10-246 м.

3. доломиты, известняки, ангидриты, аргиллиты 246-1128 м.

4. песчаники, алевролиты, аргиллиты, известняки, доломиты 1128-1806 м.

При бурении пород первой группы основным требованием к промывочной жидкости является способность укреплять породы на стенках скважины. Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для создания на стенках скважины прочной фильтрационной корки, укрепляющей ствол. Промывочная жидкость должна обладать хорошими тиксотропными свойствами, необходимыми для создания в кавернах «тиксотропной рубашки», задерживающей осыпание рыхлой породы.

Основными требованиями при бурении пород второй группы являются:

- обеспечение устойчивости стенок скважины в глинистых породах;

- предотвращение в интервалах проницаемых песчаных пород затяжек и прихватов бурильной колонны, обусловленных действием дифференциального давления;

Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркооброзующие свойства для предотвращения образования толстой корки в интервалах проницаемых пород. Она должна быть лишена явно выраженной способности разупрочнять глинистые породы.

При бурении пород третей группы требования к промывочной жидкости невелики и основным является обеспечение высоких показателей роботы долот.

Но при бурении ангидритов основное требование – предотвращение затяжек и прихватов бурильной колонны, вызванных действием дифференциального давления, а при бурении в аргелитах основное требование – обеспечение устойчивости стенок скважины, для чего промывочная жидкость не должна оказывать разупрочняющего действия на породу.

При бурении пород четвертой группы приводятся такие же требования, как и к промывочной жидкости второй и третьей групп.

Обоснование выбора типа промывочной жидкости для различных интервалов разреза

Для каждой группы горных пород, выделенных по литологическому составу, характерны определенные основные требования к буровому раствору. Анализ факторов, влияющих на выбор бурового раствора, целесообразно привести в виде таблицы.

Таблица 8.1

Анализируя выше изложенные факты примем следующие растворы для следующих интервалов:

Для интервала 0-1744 используем техническую воду;

Для интервала 1730-1761 используем глинистый раствор;

Для интервала 1761-1806 используем полимер-глинистый раствор;

9. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СПОСОБОВ БУРЕНИЯ ПО ИНТЕРВАЛАМ ГЛУБИН, РАЗРАБОТКА РЕЖИМА БУРЕНИЯ ПРОЕКТНОЙ СКВАЖИНЫ И ВЫБОРА ГАММЫ ДОЛОТ

9.1 Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости

На координатной плоскости « глубина скважины – время бурения» наносим согласно исходным данным результата отработки долот в каждом рейсе. Излом линейной зависимости hy=hg*(tб) в скважине на глубине соответствует границе между двумя пачками пород с различной буримостью.

С учетом промысловых данных, а также в зависимости от способа бурения можно выделить следующие основные интервалы режимных пачек.

Таблица 9.1

Определим значения средних за рейс механических скоростей:

В скважине № 1 Umi=hgi/ti

Um1=75/43=1.26м/ч; Um2=1.51 м/ч; Um3=1.43 м/ч; Um4=1.4 м/ч; Um5=0.38 м/ч; Um6=0.36 м/ч; Um7=0.38 м/ч; Um8=0.32 м/ч; Um9=0.34 м/ч.

В скважине № 2

Um1=70/52=1.53 м/ч; Um2=1.44 м/ч; Um3=1.38 м/ч; Um4=1.32 м/ч; Um5=0.36 м/ч; Um6=0.43 м/ч; Um7=0.37 м/ч; Um8=0.34 м/ч; Um9=0.34м/ч.

Для первого ряда скоростей в скважине №1

Для 1-го рейса

y1=(9-1)/(9(9-1)-1)*((9-1)*1.52-1(1.26+1.51+1.43+0.38+0.36+0.38+0.32+0.34))/2.5249=1.698

Для 2-го рейса

y2=(9-1)/(9(9-1)-1)*((9-2)*(1.52+1.24)-2(1.53+1.44+0.36+0.43+0.37+0.34+0.34))/2.5262=2.474

Для остальных рейсов значение функции «у» вычисляется аналогично

y3=4.7; y4=8.3; y5=4.7; y6=2.91; y7=1.85; y8=0.53.

Для 2-ог ряда скоростей в скважине №2

y1=1.27; y2=3.145; y3=4.18; y4=7.158; y5=4.567; y6=2.343; y7=1.364; y8=1.669.

Максимальное значение функция «у» для ряда скоростей по скважине №1 и №2 имеет при к =4.

9.2 Выбор оптимального режима бурения

Рассмотрим задачу для второго интервала пород буримости 1534-1806 м., пробуренного в скважине №1 и №2 пятью долотами одинакового размера при нагрузке на долото Рд=180 кН и частоте вращения nk=60 об/мин. В скважине №1 отработаны долота марки 215,9 С3-ГАУ, а скважина №2 долотами марки 215,9 МС3-ГАУ. Определим среднеарифметические значения проходки на долото hд, стойкости долота tб и механической скорости проходки Uм.

Скважина №1

Hд = (43+52+47+56+49)/5 = 49

Tб = (126+147+127+139+163)/5 = 140.4

Uм = 49/140,4 = 0.34

Найдем адаптационные коэффициенты

K = Um/(hд*Pд) = 0,34(49*(180*10) ) = 8.937*10

А = t*h*P = 140,4*49*(180*10) = 6.4*10

Скважина №2

Hд = (52+46+52+54+46)/5 = 50.1

Tб = (128+190+163+90+185)/5 = 150.2

Uм = 50,1/150,2 = 0.32

K = Um/(hд*Pд) = 0,32/(50,1*(180*10) )=8.9*10

А = t*h*P = 150,2*50*(180*10) = 6.1*10

Устанавливаем предельные наибольшие эффективные значения нагрузки и частоты с учетом паспортных данных.

Рд = 0,9*Рд max =0.9*220*10 = 200 kH

nд = (40-80)/((220-130)*(200-130)+80) = 49 об/мин

Примем следующие значения постоянных Св = 125 р/ч; tсп = 29,1 ч;

Сд = 68400( 215,9 С3 ГАУ); tв=0,9 ч.

Рассчитаем величины В, Д, М и С.

Скважина №1

В = Св/к = 125/(8,926*10) = 14*10;

Д = Св*(tсп+t в)/(К*Р) = 125*(79.1+0.9)/(8.926*10*5.9*10) = 712;

М = Сд/(К*Р) = 684/(8.926*10*5.9*10) = 129,9.

При наиболее эффективных параметрах режима бурения Рд = 180 кН и

n = 49 об/мин минимальная стоимость одного метра будет:

С = В/(hд*Pд)+(Д+М)/(hд*Pд)=14*10/(49*(180*10))+(712+129,9)/ (49*(200*10))= 27978 руб/м.

Скважина №2

В = 125/(8,6*10) = 14,53*10;

Д = 125*(29,1+0,5)/(8,6*10*5,8*10) = 751;

М = 684/(8,6*10*5,8*10) = 137,13;

С = 14,53*10/(43*(200*10))+(751+137,13)/(49*(180*10))= 29252 руб/м.

Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долота 215,9 МС3 ГАУ больше, чем долотом 215,9 С3 ГАУ, то последнее рекомендуется для бурения в интервале 1557-1806 м.

Аналогичным образом производится выбор оптимального долота для первого интервала 1245-1557 м.

Найдем прогнозируемые показатели отработки долот 215,9 С3 ГАУ и

215,6 МС3 ГАУ:

hд = 57 м; tб = 129 ч; Uм = 0.43 м/ч.

hд = 58.3 м; tб = 138 ч; Uм = 0.4 м/ч.

Результаты расчетов сводим в таблицу 9.1

Таблица 9.1

10. ВЫБОР И РАСЧЕТ КОМПОНОВКИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ДЛЯ БУРЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ИНТЕРВАЛОВ

10.1 Турбинный способ бурения

10.1.1 Расчет компоновки УБТ

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенной над турбобуром.

d убт(1) = (0.65 – 0.85)*0.2159 = 0.14 – 0.184 м.

С учетом табличных данных окончательно d УБТ(1) = 0,178 м.

По табличным данным согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб.

Д нк = d н = 0.127 м.

d нк/ d убт(1) = 0.127/0.178 0.71 < 0.75

По этому предусматриваем установку второй ступени УБТ диаметром

d убт(2) =0,146 м.

поскольку

d убт(1)/d убт(2) = 0,146/0,178 = 0,82 > 0,75 , то наружные диаметры УБТ выбраны правильно.

По табличным данным находим тип УБТ: УБТ – 178 и УБТ – 146 изготовленные из стали «Д».

Примем коэффициент λ 1 = 0,7 .

Определим длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р д =200 кН .

L убт = 1.15* P д/( g *(1- ρ / ρ н)*[ λ 1* q убт(1)+1/( n -1)*(1- λ 1)* q убт(1))]* cosα ) = 120 м.

Найдем длину первой ступени УБТ:

L убт(1) = λ 1*L убт

L убт(1) = 0,7*120 = 84 м.

L убт(2) = 120 – 84 = 36 м.

Окончательно принимаем L убт(1) = 75 м , т.е. 3 свечи по 25 метров,

L убт(2) = 50 м , 2 свечи по 25 метров.

Общий вес УБТ в жидкости:

Q кнбк = g *( G зд + q убт(1)* L убт(1) + q убт(2)* L убт(2) )* ( 1- ρ / ρ н)

Q кнбк = 9,81(4790 + 156*75 + 103*50)*(1-1020/7850) = 184 кН.

Общая длина всей компоновки низа бурильной колонны:

L кнбк = L зд + L убт(1) + L убт(2) = 25,7 + 75 + 50 = 150,7 м.

10.1.2 Расчет колоны бурильных труб на статическую прочность

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ 127*9Д (предел текучести δ = 373 мПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:

Q нк = g * L нк* q нк* ( 1- ρ / ρ н)

Q нк = 9,81*250*29,8(1 – 1020/7850) = 63,7 кН.

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (U д = 80 м/с )оценим по формуле:

∆ P д = ρ * U д/(2* μ )

∆ P д = 1020*80/(2*0.95) = 3.5 мПа.

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле:

∆ P т.б = ∆ P т.б* ρ / ρ т*(Q/Qr )

∆ P т.б = 4,5*10*1020/1200*(0,04/0,03) = 6,6 мПа.

Растягивающее напряжение в верхнем сечении НК определим по формуле:

δр = [k*(Q кнбк + Q нк ) + (∆ Pзд + ∆ P д)*F k(1)]/ F rp(нк)

δр = [1,1*(184*10+63,7*10)+(6,6*10+3,5*10)*93,3*10]/33,4*10 = 109 мПа.

Коэффициент запаса прочности рассчитываем по формуле:

к д = ν *δ т/ (δ р+3τ) = 0,8*303*10/ ((109*10 )+(18,7*10 )) = 2

Что выше допустимого значения к д = 1,35

Допустимую длину 1-й секции труб вычислим по формуле:

L 1 = [ Q зап(1) – k *( Q кнбк + Q нк)*( ∆ P з б+ ∆ P д)* F k(1)]/( k * g * q *(1- ρ / ρ н))

Где Q зап(1) = ν* Q р(1)/к з = 0,8*1400*10/2 = 560 кН

Тогда

L 1 = [560*10 – 1,1*(184*10+63,7*10)-(6,6*10+3,5*10)*93,3*10]/

(1,1*9,81*25*8*(1-1000/7850)) = 691 м.

уточним длину первой секции труб:

L 1 = 900 – 25,7 – 150,7 – 250 = 473,6 м.

Вес первой секции труб в жидкости определим по формуле:

Q 1 = g * L 1* q 1*(1- ρ / ρ н)

Q 1 = 9,81*473,6*25,8*(1-1020/7850) = 120 кН.

Проверим прочность верхней трубы 1-й секции при спуске их в клиновом захвате.

Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

n зап = C * Q кл/( Q кнбк + Q кн + Q 1) = 0.7*1180*10/((184 + 63.7 + 120)*10) = 2.25

что выше допустимого значения 1,1

По табличным данным крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д» : УБТ – 178 – 26 кН и УБТ – 146 – 15 кН.

По таблице для соединения труб ТБПВ 177*9 выбираем замки типа 3П-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 170 мм.

По табличным данным для свинчивания замков необходимый крутящий момент равен 22,3 кН.

Результаты расчетов сводим в таблицу.

Таблица 10.1

10.3 Роторный способ бурения

10.3.1 Расчет компоновки УБТ

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенной над турбобуром.

d убт = 0,7*0.2159 = 0,17 м.

С учетом табличных данных окончательно d УБТ(1) = 0,178 м.

По табличным данным выбираем диаметр бурильных труб.

d н = 0.127 м.

примем диаметр труб равным диаметру остальных бурильных труб:

Д нк = d н = 0.127 м.

d нк/ d убт(1) = 0.127/0.178 = 0.71

По табличным данным находим тип УБТ: УБТ-178, изготовленной из стали «Д».

Определим длину одноступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р д =180 кН .

L убт = 1,15*180*10/[9,81*(1-1020/1785)*145] = 175 м.

Окончательно принимаем L убт = 175 м , т.е. 7 свечи по 25 метров,

Общий вес УБТ в жидкости:

Q кнбк = 9,81(175*145)*(1-1020/7850) = 196 кН.

L кнбк = 175 м.

10.3.2 Расчет колоны бурильных труб на статическую прочность

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ 127*9Д .

Вес НК в жидкости вычисляем:

Q нк = 9,81*250*29,8(1 – 1090/7850) = 62,7 кН.

Растягивающее напряжение в верхнем сечении НК определим по формуле:

δр = [1,1*(196*10+62,7*10)+3,86*10*93,3*10]/33,4*10 = 95 мПа.

Коэффициент запаса прочности рассчитываем по формуле:

к з = 0,8*373*10/ ((95*10 )+3*(19**10 )) = 2,94

Что выше допустимого значения к д = 1,45

Допустимую длину 1-й секции труб вычислим по формуле:

L 1 = [ Q зап(1) – k *( Q кнбк + Q нк) - ∆ P д* F k(1)]/( k * g * q *(1- ρ / ρ н))

где

Q зап(2) = 0,8*1840*10/(1,04*1,45) = 976 кН

тогда

L 1 = [976*10 – 1,1*(196*10+62,9*10) – 3,86*10*93,3*10]/

(1,1*9,81*29,8*(1-1090/7850)) = 1366 м.

уточним длину первой секции труб:

L 1 = L – L кнбк – L нк = 1806 – 175 – 250 = 1381 м.

Вес первой секции труб в жидкости:

Q 1 = 9,81*1381*29,8*(1-1090/7850) = 347 кН.

Проверим прочность верхней трубы 1-й секции при спуске их в клиновом захвате.

Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

n зап = C * Q кл/( Q кнбк + Q кн + Q 1) = 0.7*1560*10/((196 + 62,9 + 347)*10) = 1,65

что выше допустимого значения 1,1

По табличным данным крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д» : УБТ – 178 – 26 кН.

По таблице для соединения труб ТБПВ 177*9 выбираем замки типа 3П-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 170 мм.

По табличным данным для свинчивания замков необходимый крутящий момент равен 22,3 кН.

Результаты расчетов сводим в таблицу.

Таблица 10.3

11. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ И МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ СВОЙСТВ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

11.1 Выбор состава промывочной жидкости

В состав бурового раствора, применяемого при бурении интервала 1744-1806 м. будут входить следующие компоненты:

1. В качестве дисперсной фазы используется вода.

2. Глина – является важной частью дисперсной фазы.

3. Кальцинированная сода NaCO. Ее ввод в буровой раствор необходим для связывания ионов Са и регулирования водородного показателя рН.

4. Карбоксилметилцеллюлоза(КМЦ) с высокой степенью полимеризации.

5. Барит – добавляют в раствор для увеличения плотности бурового раствора.

6. Полиакриламид(ПАА) – добавляют в раствор в качестве стабилизатора.

11.2 Расчет массы материала для раствора

Масса материала для раствора, расходуемого при бурении в интервале 1744-1806 м:

m = f * g * V бур

где

g – концентрация компонентов в буровом растворе, кг/м.

a – повышающий коэффициент, учитывающий расход реагентов на повторные обработки раствора в процессе бурения (a =1,04).

Рассчитываем массу глины(130 кг/м):

m = 1,04*130*3,25 = 439,4 кг.

Масса кальцинированной соды(4 кг/м):

m = 1,04*4*3,25 = 13,52 кг.

Масса мела(110 кг/м):

m = 1,04*110*3,25 = 371,8 кг.

Масса КМЦ(4 кг/м):

m = 1,04*4*3,25 = 13,52 кг.

Масса полиакриламида(2 кг/м):

m = 1,04*2*3,25 = 6,76 кг.

Остальную массу занимает техническая вода.

14. ВЫБОР АППАРАТУРЫ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ, ПОЛОЖЕНИЯ ОСИ СКВАЖИНЫ, СВОЙСТВ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ И СОСТОЯНИЯ СКВАЖИНЫ

14.1 Выбор средств для контроля качества и количества промывочной жидкости

Для контроля качества промывочной жидкости на буровой устанавливается мерная емкость 9 м для технологических целей. С целью осуществления контроля качества бурового раствора на буровой находятся следующие приборы: ареометр, полевой вискозиметр ВП-5, ВМ-6.

1. Для измерения относительной плотности бурового раствора служит ареометр АГЗ. В комплект прибора входят ведро с крышкой и съемного груза. Если груз прикреплен к стакану, то ареометр позволяет измерять относительную плотность бурового раствора в пределах от 0,9 до 1,7. без груза ареометр имеет поправочную шкалу, градуированную в пределах от -0,12 до +0,22, наличие которой дает возможность использовать для измерения относительной плотности не только пресную, но и минерализованную воду. Единиц


29-04-2015, 00:32