Бурение на ярино-каменоложском месторождении

Техническая колонна – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.

Эксплуатационная колонна – для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании; цементируется до устья.

Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится с низу вверх.. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,146 м. по ГОСТ 632-80

Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну:

где   -диаметр муфты эксплуатационной колонны;

-зазор   между   муфтой    эксплуатационной   колонны    и   стенками скважины,  зависящий  от диаметра и типа соединения  обсадной  колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д; Принимается 0,02 м из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

 

 

 

 

 

 

 

Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения

долота по эксплуатационной колонне:

Dвнк= Dд эк+(0,006-0,008)=0,2159+0,006=0,2219 м

где 0,006-0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической

колонны.

Принимается  диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 0,245 м

Определяется диаметр долота под техническую колонну:

 Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,2953 м.

Определяется диаметр кондуктора:                       

где 0,006-0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны.

Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 0,324 м

Определяется диаметр долота под кондуктор:

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,3937м.

Определяется диаметр направления:

Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления 0,426 м.

Определяется диаметр долота под направление:

 Dд н = dмн+2*δ = 0,451+2*0,06=0,571 м

Принимается по диаметр долота равный  0,600 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

 

Схема 1

 

  0,426м                         0,324м                              0,245м                      0,146м                                        

    10м

 Dд. =0,600м

 

                                        30м

                          Dд. =0,3937м

 

 

                                       

                                                                               

                                                                                 250м

                                                                     Dд. =0,2953м

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                          1778м 

                                                                                                  Dд.=0,2159м                                                                                                                                       

 

                                                                           

                                    

              

 

  3.2.   ВЫБОР  И  РАСЧЕТ  ПРОФИЛЯ  НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ   СКВАЖИНЫ

Принимается для бурения наклонно-направленной скважины. На данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка. Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 50 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителемШО1-195. при бурении под эксплуатационную колонну для изменения направления ствола скважины используют отклонитель ШО – 195. Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производится с помощью магнитного переводника, и 1,5-2 свечи из ЛБТ, и инклинометра. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла, (искривленного участка) принимается .

Расчет наклонного ствола скважины.

Исходные данные:

Глубина скважины  Lв = 1740 м.

Глубина зарезки наклонного ствола Нв = 50 м.

Диаметр долота Dд = 0,2953 м.

Диаметр забойного двигателя Dз.д = 0,24 м.

Длина отклонителя Lшо= 10 м.

Длина забойного двигателя L2тсш = 17 м.

Определяется радиус искривления ствола скважины:

где: К – коэффициент, учитывающий ошибки в расчетах принимается (1,05 1,10)

Определяются минимальные радиусы искривленного ствола скважины при использовании различных забойных двигателей:

где К1 – принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород 2-6см;

 

 

 

 

 

 

fзд – прогиб отклонителя, забойного двигателя в искривленном стволе скважины;

I – момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;

Е – модуль Юнга; Е=2,1 107

 

fзд =(0,13*107*gт*lт2) /(E*I)=(0,13*107*2,5*17002)/(2,1*107*7085)=6,31 мм

I=0,049*d4зд = 0,049* 19,54=7085 см4

где: qзд – масса забойного двигателя длиной в1см. (кг).

     Так  как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления ствола скважины, то принимается R=600м.

      Определяется максимальный угол наклона ствола скважины:

 cos α=(R*(R-A)+ H√ H2+A2-2R*A )/(H2+ (R-A)2)=

  =(600*(600-350)+1690√ 16902+6002-2*350*600)/(1690+(600-350)2) =0,9776

   α=12,140

где: А – проложение (м) – 350м

 H=Lв-Hв=1740-50=1690 м

      Определяется горизонтальная проекция участка набора кривизны:

a=R*(1- cosα)=600*(1-0,9776)=13,44 м

        Определяется горизонтальная проекция участка набора кривизны:

h=R*sinα = 600*0,2105=126 м

      Определяется вертикальная проекция наклонного участка:

Hв=Lв- (Hв+h)=1740-(126+50)=1564 м

      Определяется горизонтальная проекция наклонного прямолинейного участка:

 A=H*(tgα)=1564*0,2153=337 м

      Определяется длина второго участка:

 l2=0,01745*R*α=0,01745*600*12,14=128 м

      Определяется длина третьего участка:

 l3 = Н1/ cos α = 1564/0,9776 = 1600 м

       Определяется длина наклонного участка:

Lн=l1+l2+l3=50+128+1600=1778 м

     Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины:

к2=l2/h=128/126=1,01

к3=l3/Н=1600/1564=1,02

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Профиль наклонной скважины

 

Схема 2                                                                             

 

                                                                                  

          1  

 

                                     2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                     

 

 

      3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                 А

 

 

3.3. ВЫБОР   ТИПОВ   БУРОВЫХ   РАСТВОРОВ   ПО ИНТЕРВАЛАМ   СКВАЖИНЫ

 

          Типы буровых растворов выбираются  по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади. С целью предупреждения возникновения осложнений, снижений проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.

При бурении от 10 м до 30 м

  используют естественный глинистый раствор с плотностью 1050 кг/м3, параметры бурового раствора не регулируются.

          При бурении в интервале от 20 м до 1147 м применяют техническую воду.

В интервале от 250 м до 1580 м применяют пластовую воду с плотностью 1130 кг/м3

В интервале от 1580 м до 1778 м под эксплуатационную колонну используют безглинистый буровой раствор с плотностью 1130 кг/мЗ;  условной вязкостью18 – 20 сек; водоотдачей 8-10см3/30мин.

           Определяется плотность бурового  раствора из условия предупреждения проявления (к= 1,05):

      ρ=(Рпл*к)/(0,01*Lв)=(17*1,05)/(0,01*1740)=1026 кг/м3

        С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и осложнения вышележащих пластов плотность бурового раствора принимается 1130 кг/смЗ.

          Определяется  количество  материалов  для  приготовления  и обработки бурового раствора по интервалам:

Vм – объем мерников м3

К1 – коэффициент кавернозности 1,1

К2 – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора от фильтрации 1,1

К3 – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора при его очистке 1,1

     Интервал бурения под кондуктор10-30 м:

Vбр=Vм +0,785*Dд 2*Lн*к1*к2*к3=50+0,785*0,39372*30*1,1*1,1*1,1=54,86 м3

          Интервал бурения под техническую колонну от 30-250м: 

Vбр=Vм +0,785*Dд 2*Lн*к1*к2*к3=60+0,785*0,29532*250*1,1*1,1*1,1=72,8 м3

          Интервал бурения под эксплуатационную колонну 250-1580 м:

Vбр=Vм +0,785*Dд 2*Lн*к1*к2*к3=60+0,785*0,21592*1580*1,1*1,1*1,1=137 м3

          Интервал  бурения под эксплуатационную  колонну 1580-1778 м:

Vбр=Vм +0,785*Dд 2*Lн*к1*к2*к3=20+0,785*0,21592*1778*1,1*1,1*1,1=146,6 м3

 

 

 

 

 

 

 

Определяется потребность компонентов:

   Интервал 30-250 метров:  

 GПАА=n*Vбр=0,05*72,8=3,64 кг

 G=n*Vбр=0,5*72,8=36,4 кг

Интервал 250-1580 метров:  

 GПАА=n*Vбр=0,05*137=6,85 кг

 Интервал 1580-1778 метров:  

 GАФС=n*Vбр=0,43*146,6=63 кг

GКМЦ=n*Vбр=8,6*146,6=1266,76

GКССБ=n*Vбр=26*146,6=3811,6 кг

GЛСТП=n*Vбр=52*146,6=7623,2 кг

GПАА=n*Vбр=0,9*146,6=131,94 кг

GКСL=n*Vбр=50*146,6=7320 кг

 

ПОТРЕБНОСТЬ БУРОВОГО РАСТВОРА И

КОМПОНЕНТОВ ДЛЯ ЕГО ПРИГОТОВЛЕНИЯ

 

Таблица  13

 

Интервал, м		Название бурового раствора и его компонентов	Норма расхода бурового раствора, м3/м и его компонентов кг/м3	Потребность бурового раствора, м3, и его компонентов, кг
от	до
30	250	Техническая вода	0,87	217,5
		ПАА	0,05	3,64
		Двуокись марганца	0,5	36,4
250	1580	Пластовая вода	0,45	711
		ПАА	0,05	6,85
1580	1778	Безглинистый буровой раствор	0,45	800,1
		АФС	0,43	63
		КМЦ	8,6	1266,76
		КСССБ-2 (ЛСТП)	26 (52)	3811,6 (7623,2)
		ПАА	0,9	131,94
		КСL	50	7320

 

 

 

 

 

 

 

Для приготовления бурового раствора применяется гидросмеситель

УС – 6 – 30. Для   обработки   бурового   раствора   химическими   реагентами   применяют глиномешалку МГ – 2 – 4.

         Для очистки  бурового раствора применяется  циркуляционная система, вибросито  – СВ – 2Б, гидроциклоны, емкость  отстойник 

3.4.   РАСЧЕТ   ОБСАДНЫХ   КОЛОНН

3.4.1. РАСЧЕТ   ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ   КОЛОННЫ 

 

Исходные данные:

Глубина скважины по стволу Lc = 1778м.

Глубина скважины по вертикали Ld = 1740 м.

Интервал  цементирования чистым цементом    L2  = 678  м   

(от башмака эксплуатационной  колонны  до  глубины  на 200  м  выше  кровли  верхнего  продуктивного пласта )

L1 = 1100 м, интервал, цементируемый облегченным цементным раствором.

Пластовое давление 17 Мпа.

Давление опрессовки 15,8 Мпа.

Плотность цементного раствора  ρцр = 1830 кг/мЗ.

Плотность облегченного цементного раствора  ρоцр = 1640 кг/мЗ.

Плотность бурового раствора ρбр = 1130 кг/мЗ.

Плотность жидкости затворения   ρ= 1100 кг/мЗ.

Плотность нефти  ρн= 743 кг/мЗ.

Снижение уровня жидкости в скважине  Н = 1160 м.

Зона эксплуатационного объекта  l1 = 150 м.

Запас прочности на смятие  n1 = 1,15.

Запас прочности на внутреннее давление n2 = 1,15.

Запас прочности на растяжение   n3 = 1,3.

 Расчет  на избыточные  давления, наружные, ведется:

а) Для окончания цементирования колонны:

при Z=0       Рни0=0

при Z=Lв

=10-6*10*(1640*1100+1830*678-1130*1778)=10,785 МПа

б) При окончании эксплуатации:  

при Z=0       Рви0=0

при Z=Lв

10-6*10*(1100*1740-743*(1740-1160))=14,83 МПА

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Строится эпюра наружных избыточных давлений

 

               0

    

 

 

 

 

 

 

 

LB

 

 

 

 

      1740 м

                     1см = 1Мпа                                                        

Определяются наружные избыточные давления в зоне продуктивного пласта с учетом коэффициента запаса смятия:

n1*Рниl=1,15*10,785=12,4 МПа

n1*Рниl=1,15*14,83=17,05 МПа

     Этому значению  соответствует обсадные трубы  по ГОСТу 632-80, группы прочности Д, толщина стенки = 7 мм, Ркр = 20,5 МПа, Рст = 0,72 МПа,

Рт = 32,4 МПа. q1 = масса 1-го погонного метра - 0,00025 МН.

          Определяются внутренние избыточные  давления при Z=0:

Ру=Рпл-10-6*g*ρH*LB=17-10-6*10*743*1740=4,07 МПа

т.к. Роп > 1,1Ру, то Рвио = Роп = 15,8 МПа

при при Z=Lв: 

 РвиL=Роп- 10-6*g*ρB*LB-10-6*g*ρгс*LB=

=15,8+10-6*10*1000*1740-10-6*10*1100*1740=14,06 МПа