Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Для забуривания технической колонны предусматривается турбобур ТБ-195М, диаметр обсадных труб 194 мм, глубина спуска 2150м. Для бурения эксплуатационной колонны применим турбобур ТШ-127, диаметр бурильных труб 127, глубина спуска 3050 м.

 

2.2 Проектирование  конструкции скважины, обоснование  и расчет профиля проектной  скважины.

Конструкции забоев нефтяных скважин определяется литологическими  и физическими свойствами продуктивных пластов и местоположением скважин  на залежи. Если в подошве нет  воды, лучше вскрывать пласт в  нефтяной части залежи на всю его  мощность.

При этом скважину заканчивают  несколько ниже продуктивного пласта и устанавливают колодец со стенок скважины, или песок, поступающий  из пласта. Оптимальные условия притока  жидкости и газа в скважину дает вскрытие пласта на всю мощность без  закрепления трубами (совершенная  скважина). При этом последнюю обсадную колонну цементируют выше кровли продуктивного пласта.

Выбором правильной конструкции  скважины в интервале продуктивного  пласта решаются следующие задачи:

1. Обеспечиваются наилучшие условия для дренирования.
2. Задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего длительную безводную 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.
5. Проведение технологических операций по повышению нефтеотдачи.

Учитывая физико-механические свойства пород проектного разреза, геолого-технические условия проводки, возможные осложнения и опираясь на опыт ранее пробуренных на соседних площадях скважин, принимаем диаметр эксплуатационной колонны, которая окончательно образует ствол скважины, равным 127 мм.

Диаметр муфты под колонну 127 мм: D_м=141,3 мм. По ПБ 08-624-03 «Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности» минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных колонн и скважины для диаметра 127 мм составляет 15мм. Следовательно, диаметр долота для эксплуатации равен:

D_д=D_м+2δ,          (2.1)

где δ - минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных колонн и скважины.

Расчетный диаметр долота вычисляется по формуле (2.1):

D_д=141,3+215=171,3

Диаметр долота, максимально приближенный к расчетному, принимаем по ГОСТ 20692—2003 "Долота шарошечные": D_д=171,4 мм.

Чтобы пропустить долото диаметром 171,4 мм через техническую колонну  обсадных труб, минимальный диаметр  последней должен быть:

D_кол = 171,4 + 6 =177,4 мм

Принимаем диаметр обсадной колонны D=193,7 мм, диаметр муфты D_м=215,9 мм.  По ПБ 08-624-03 «Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности» минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных колонн и скважины для диаметра 193,7 мм составляет 25мм. Следовательно, диаметр долота для эксплуатации равен:

D_д=215,9+225=265,9

Диаметр долота максимально  приближенный к расчетному, принимаем по ГОСТ 20692—2003 "Долота шарошечные": D_д=269,9 мм.

Чтобы пропустить долото диаметром 269,9 мм через кондуктор, минимальный диаметр кондуктора должен быть:

D_кол = 269,9 + 6 =275,9 мм

Принимаем диаметр обсадной колонны D=298,5 мм, диаметр муфты D_м=323,9 мм.  По ПБ 08-624-03 «Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности» минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных колонн и скважины для диаметра 193,7 мм составляет 35 мм. Следовательно, диаметр долота для эксплуатации равен:

D_д=323,9+235=393,9

Диаметр долота максимально  приближенный к расчетному, принимаем по ГОСТ 20692—2003 "Долота шарошечные": D_д=444,5 мм.

Чтобы пропустить долото диаметром 444,5 мм через напрвление, минимальный диаметр направления должен быть:

D_кол = 444,5+6=450,5 мм

Принимаем диаметр обсадной колонны D=473,1мм, диаметр муфты D_м=508 мм.  По ПБ 08-624-03 «Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности» минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных колонн и скважины для диаметра 508 мм составляет 45мм. Следовательно, диаметр долота для эксплуатации равен:

D_д=508+242=592 мм

Диаметр долота максимально  приближенный к расчетному, принимаем по ГОСТ 20692—2003 "Долота шарошечные": D_д= 630 мм.

Схема конструкции скважины приводится на рис. 2:

 Эксплуатационная колонна

 

Техническая колонна

Кондуктор

Направление

L_н

L_к

L_т

L_э

 

Æd_н

Æd_к

Æd_т

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Æd_э

Рисунок 2 - Схема проектной конструкции скважины.

Конструкция скважины представлена в таблице 1.

Таблица 1

Конструкция скважины

Название колонны	Диаметр колонны, мм	Диаметр долота (расширителя), мм	Глубина спуска колонны, м
Направление	473	630	20
Кондуктор	299	444,5	1100
Техническая	194	269,9	2150
Эксплуатационная	127	171,4	3050

 

2.3. Выбор промывочного агента для бурения скважины.

2.3.1 Расчет плотности  бурового раствора

Плотность бурового раствора выбираем, исходя из условий создания противодавления, препятствующего  притоку в скважину пластовых  флюидов и предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов с последующим поглощением. И рассчитываем по следующим формулам:

Величину ρ_б.р., кг/м³, необходимую для создания противодавления на пласт, можно вычислить из выражения

,         (2.2)

где Р_пл – пластовое давление, Па,

,        (2.3)

здесь К_а – коэффициент аномальности (принимают значения К_а=1,0-2,0);

Р_в – гидростатическое давление столба воды, Па;

Н – высота столба воды в скважине, м;

ρ_в – плотность воды, кг/м³;

g – сила тяжести, Н/кг;

DР_S – суммарная репрессия на пласт, Па,

,         (2.4)

здесь ∆Р_min – минимальное превышение гидростатического давления раствора над пластовым (репрессия), МПа;

,         (2.5)

здесь К_СПО – коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при спускоподъемных операциях (СПО), К_СПО=0,9 при диаметре скважины D_c≤215,9 мм и К_СПО=0,3 при D_c>215,9 мм.

Интервал от 0 до 1100 м (под направление Æ473 мм и кондуктор Æ299 мм).

Данный интервал представлен  глинистыми отложениями с прослоями  песка. Возможны обвалы стенок.

Принимаем: К_а=1,05; ΔР_min=1,0 МПа;  К_СПО=0,3, т.к. диаметры колонн D>215,9 мм.

ΔР^′ = К_СПО × К_а = 1,05×0,3 = 0,31 МПа;

ΔР_Σ = ΔР_min + ΔР^’ = 1,0+0,31=1,31 МПа;

Р_п.л = ρ×g×H×К_а = 1000×9,81×1100×1,05 = 11,3 МПа;

ρ_б.р. = (Р_п.л.+ ΔР_Σ) / g×H = (11,3×10⁶ + 1,31×10⁶) / 9,81×1100 = 1150 кг/м³.

Интервал от 1100 до 2150 м (под  техническую колонну Æ194 мм)

Интервал представлен  мощными слоями глины с прослоями  песчаника. Возможны обвалы стенок.

Принимаем К_а=1,4; ΔР_min=1,5 МПа; К_СПО=0,9, т.к. диаметр колонны D<215,9 мм.

ΔР^′ = К_СПО × К_а = 1,4×0,9 = 1,3 МПа;

ΔР_Σ = ΔР_min + ΔР^’ = 1,5 + 1,3 = 2,8 МПа;

Р_п.л = ρ×g×H×К_а = 1000×9,81×2150×1,4 = 29,5 МПа;

ρ_б.р. = (Р_п.л.+ ΔР_Σ) / g×H = (29,5×10⁶ + 2,8×10⁶) / 9,81×2150 =1620 кг/м³.

Интервал от 2150 до 3050 м (под эксплуатационную колонну Æ127 мм)

Интервал представлен  слоями песчаника и глины. Бурение  идет без осложнений.

Принимаем К_а=1,7; ΔР_min=1,5 МПа; К_СПО=0,9, т.к. диаметр колонны D<215,9 мм.

ΔР^′ = 1,7×0,9 = 1,53 МПа;

ΔР_Σ = 1,5 + 1,53 =3,03 МПа;

Р_п.л = 1000×9,81×3050×1,7 =50,9 МПа;

ρ_б.р. = (50,9×10⁶ + 3,03×10⁶) / 9,81×3050 = 2130 кг/м³.

2.3.2 Выбор состава  промывочного агента

Выбираем тип промывочной  жидкости, соответствующий условиям бурения в каждом интервале.

Интервал от 0 до 1100 м (под направление и кондуктор).

Данный интервал представлен  песчаниками светло- серыми, разнозернистыми, слабосцементированными, внизу глинами мягкими слабоизвестковистыми СаСО₃  до 10 %.

Промывка скважины будет  осуществляться глинистым раствором  следующего состава: глина, вода, УЩР, КМЦ.

Параметры раствора:

плотность – 1,15 г/см³;

условная вязкость – 21 с;

статическое напряжение сдвига – СНС_1/10=5-10/10-15 дПа;

водоотдача – 10 см³/30 мин;

водородный показатель рН=10-11;

Интервал от 1100 до 2150 м.

При углублении скважины предусматриваем  добавлять в раствор химические реагенты-ингибиторы, позволяющие укрепить стенки скважины, так как на последующих  интервалах возможны осыпи, обвалы, сальникообразования и поглощения. Поэтому до глубины 2150 м будем применяться буровой раствор следующего состава: глина, вода, УЩР, КМЦ, барит.

Параметры раствора:

плотность – 1,62 г/см³;

условная вязкость – 30-40 с;

СНС_1/10 , 15-20/30-40 дПа;

Водоотдача – 13 см³/30 мин;

рН = 10-11;

Интервал от 2150 до 3050 м.

При углублении скважины предусматриваем  добавлять в раствор химические реагенты-ингибиторы, позволяющие укрепить стенки скважины, так как на последующих  интервалах возможны осыпи, обвалы, сальникообразования и поглощения. Поэтому до глубины 3050 м будем применяться буровой раствор следующего состава: глина, вода, УЩР, КМЦ, барит.

Параметры раствора:

плотность – 2,13 г/см³;

условная вязкость – 30-40 с;

СНС_1/10 , 15-20/30-40 дПа;

Водоотдача – 8 см³/30 мин;

рН = 10-11;

2.3.3 Расчет количества  реагентов в буровом растворе.

Для интервала 0-1100.

Расчет количества воды и глины.

Произведем расчет количества воды и глинопорошка для приготовления бурового раствора с плотностью ρ=1150кг/м³.

Определим количество глинопорошка для приготовления 1 м³ глинистого бурового раствора по формуле:

(2.6)

где ρ_гл – плотность глинопорошка, равная 2,6 г/см³

ρ_в – плотность воды, равная 1,0 г/см³

n – влажность глинопорошка в долях единицы, принимаем равную 0,08. 

Объем глинопорошка для приготовления 1м³ бурового раствора:

(2.7)

 

Объем воды для приготовления 1м³ бурового раствора:

(2.8)

 

Общий объем бурового раствора (с учетом запаса), требуемый для  проводки скважины в заданном интервале  определяется по формуле:

V_б.р=V_пе+V_ж +αV_скв        (2.9)

V_пе – объем приемных емкостей буровых насосов, принимаю 35 м³

V_ж – объем желобной системы, принимаю 6 м³

V_скв – объем скважины.

α – числовой коэффициент, учитывающий запас бурового раствора, равный 1.5.

Объём бурового раствора под  колонну считается по следующей  формуле:

V_скв=H·S,          (2.10)

где H - длина интервала, м; S - площадь поперечного сечения.  
          (2.11)

 

V_б.р=35+6 +1,5∙170=296 м³

Общий объем глинопорошка для приготовления бурового раствора для проводки всего интервала:

(2.12)

 

Количество глинопорошка, необходимое для бурения интервала:

Q=          (2.13)

Q= 25,8∙2,6=67,1 т

Общее количество воды, необходимое  для приготовления бурового раствора для проводки всего интервала:

(2.14)

  м³

Определим количество УЩР.

Определим количество бурого угля (влажностью n=15%) и каустической соды (плотностью 1,16 г/см³) для обработки глинистого раствора химическим реагентом УЩР-15-3. Объём бурового раствора циркулирующего по скважине  равен 296 м³.

Количество влажного бурого угля, потреблённого для приготовления 1 м³ химического реагента заданного состава, равно:

(2.15)

где K - процентное содержание сухого бурого угля в реагенте по рецепту;

 N - объём реагента, который необходимо приготовить;

 n - влажность бурого угля.

Примечание. В названии реагента УЩР-15-3 цифры 15 и 3 обозначают, что в 1000 см³ реагента содержится 150 г сухого бурого угля и 30 г кристаллической каустической соды, остальное - вода.