Выбор и обоснование способа бурения нефтяных скважин

Учитывая тот факт, что в Западной Сибири бурение электробурами не применяется, а также исходя из геолого-технологических условий бурения, выбирается бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Это позволит добиться простоты конструкции скважины за счет того, что колонна бурильных труб не вращается, тем самым исключается возможность нежелательных осыпей, обвалов стенок скважины, так как бурение в данных геологических условиях идёт по неустойчивым горным породам.

 

2.2. Проектирование  профиля и конструкции скважины

2.2.1. Обоснование  и расчёт профиля проектной  скважины

 

Проектирование профилей наклонно направленных скважин заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности  искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом.

Профиль  наклонно направленной скважины выбирается так, чтобы при  минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении.

Профили скважины классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интервальные. Кроме того, профили подразделяются на плоские – расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию. В данном разделе рассматриваются только плоские профили.

Для реализации поставленных задач применим пятиинтервальный профиль  скважины (рис. 2.1). Данный тип профиля  скважины включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации зенитного угла, участок падения зенитного угла до 0⁰ или близких к нему значений и второй вертикальный участок.

При проведении расчетов пользуемся следующими условными обозначениями:

h – глубина скважины по вертикали, м;

S – общий отход скважины (смещение), м;

Hn – вертикальная проекция n-го интервала, м;

Sn – горизонтальная проекция n-го интервала, м;

ln – длина n-го интервала, м;

Rn – радиус кривизны n-го интервала, м;

L – глубина скважины по стволу, м;

qn – зенитный угол скважины в конце n-го интервала, град.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

При расчете пятиинтервального  профиля скважины пользуются следующими проектными данными: глубина скважины по вертикали (до кровли продуктивного пласта) h=2760 м; общий отход скважины S=1149 м;        интенсивность искривления на втором i₂ и четвертом интервале i₄ ( i₂ = 0,14⁰ на 1 метр проходки, i₄ = 0,115⁰ на 1 метр проходки) устанавливается длина пятого вертикального участка H₅=250м.

Радиусы кривизны 2-го и 4-го интервала находим по формуле (2.1)

R_n = 57,3/ i_n                                                 (2.1)

R₂=57,3/ 0,14=401м;

R_n = 57,3/ 0,115=498м;

Далее определяются промежуточные  параметрыR₀ и Н по формулам:

R₀= R₂+ R₄ м ;                                                (2.2)

 

R₀= 401+498=899 м;

 

Н= h-Н₁-Н₅ м;                                             (2.3)

 

Н= 2760-100-250=2410 м.

Зенитный угол в конце  второго интервала по формуле 2.4составит:

q₂=arcsin(R₀ · H-(R₀-S) × (H²-S· (2·R₀-S)²)^0,5/( H²+ R₀²- S · (2 ·R₀-S))) град; (2.4)

 

q₂=arcsin(899· 2410-(899-1149) · (2410²-1149· (2·899-1149)²)^0,5/(2410²+ 899²-  1149 · (2 ·899-1149)))=27,75 град

Расчет профиля на втором интервале ведется по следующим  формулам:

l₂ =0,01745· R₂ q₂ м;                                           (2.5)

 

l₂ =0,01745· 401 ·27,75 =194 м;

 

Н₂= R₂ ·sinq₂ м;                                              (2.6)

 

Н₂= 401 sin27,75=186 м;

 

S₂= R₂ · (1-cos q₂) м;                                         (2.7)

 

S₂= 401 · (1-cos 27,75)=46 м.

Остальные параметры  определяются по следующим формулам:

Н₃= h- Н₁- Н₅-( R₂+ R₄) · sinq₂ м;                          (2.8)

 

Н₃= 2760-100- 250-(401+ 498) · sin27,75=1991 м

 

l₃= Н₃/cos q₂ м;                                          (2.9)

 

l₃= 1991/cos 27,75=2249 м;

 

S₃= Н₃ · tg q₂ м;                                        (2.10)

 

S₃= 1991 · tg27,75=1046 м;

 

l₄ =0,01745· R₄ ·q₂ м;                                   (2.11)

 

l₄ =0,01745· 498 ·27,75=242 м;

 

S₄= R₄ · (1-cos q₂) м;                                        (2.12)

 

S₄= 498 · (1-cos 27,75)=57 м;

 

Н₄= R₄ ·sinq₂ м;                                             (2.13)

Н₄= 498 ·sin27,75=232 м;

 

L= Н₁+ l₂+ l₃+ l₄+ Н₅ м;                                     (2.14)

 

L= 100+ 194+ 2249+ 242+ 250=3035 м

 

h= Н₁+ Н₂+ Н₃+ Н₄+ Н₅ м;                                 (2.15)

 

h= 100+186+1992+232+250=2760 м

 

S= S₂+ S₃+ S₄ м;                                             (2.16)

 

S= 46+1046+57=1149 м.

Все расчетные параметры заносятся  в программу на проводку наклонно направленной скважины отображенной в табл. 2.1.

 

Таблица 2.1 Программа на проводку наклонно направленной скважины

 

Интервал, м			Зенитный  угол, град		Отклонение, м		Длина по стволу, м
от	до	длина	нач.	конеч.	на интерв.	всего
0 100 286 2278 2510	100 286 2278 2510 2760	100 186 1992 232 250	0 0 27,75 27,75 0	0 27,75 27,75 0 0	0 46 1046 57 0	0 46 1092 1149 1149	100 294 2543 2785 3035

 

При проведении скважины интенсивность  пространственного искривления  не должна превышать 1,5 град/10 метров.

 

 

 

 

2.2.2 Выбор конструкции  эксплуатационного забоя скважины 

 

Под эксплуатационным забоем понимается конструкция скважины в районе продуктивного  пласта.

Конструкция эксплуатационного  забоя должна отвечать определенным требованиям:

1.Устройствость ствола  в процессе всего периода эксплуатации.

2.Проведение технологических операций по повышению нефтеотдачи.

3.Возможность проведения  ремонтно-изоляционных работ.

4.Максимальная производительность  скважины.

 

Для выбора конструкции эксплуатационного  забоя используем формулу для расчёта устойчивости коллектора.

 

 

[σ_сж] > 2[K(P_горн-Р_пл) +( Р_пл - Р_З )]                           (2.17)

 

где [σ_сж] – предел прочности пород коллектора на сжатие.

       Для песчаника  [σ_сж] = 30 МПа

 

К = μ /(1-μ)                                                     (2.18)

 

где К- коэффициент бокового распора;

      μ- коэффициент  Пуассона, для песчаника μ= 0,35;

      Р_пл- пластовое давление в кровле пласта, МПа;

      Р_горн- горное давление в кровле пласта, МПа;

 

P_горн=∑h·gradP_горн=0,022·860+0,023·1890+0,024·10=62,63 МПа (2.19)

 

     

По формуле (2.20) находим пластовое давление:

 

P_пл=∑h·gradP_пл=860·0,01+1890·0,0101+10·0,0102=27,79МПа               (2.20)

                                              

По формуле (2.21) находим давление минимального столба нефти в конце эксплуатации:

 

Р_З=ρgh=760∙9,81∙1/3∙2760=6,9МПа                                                      (2.21)

 

 

По формуле (2.18)

К=0,35/(1-0,35)=0,5

 

По формуле (2.17)

 

[30] < 2[0,5(62,63 – 27,79) + (27,79 – 6,9)]=76,62МПа 

Так как σ_сж < 76,62 МПа и по данным табл. 1.3 и 1.4 видно, что коллектор неоднороден, то выбираем закрытую конструкцию эксплуатационного забоя. В данном случае продуктивный   горизонт (2760 – 2770 м) перебуривается  до проектной глубины 2830м. При достижении проектной глубины в скважину спускается эксплуатационная колонна и цементируется. Для связи обсадной колонны с продуктивным пластом производится ее перфорация (рис 2.2).

Рисунок 2.2 Схема конструкции  эксплуатационного забоя скважины.

1 – обсадная колонна; 2 – цементный камень; 3 – продуктивный пласт;

4 – перфорационные  каналы.

2.2.3. Обоснование  конструкции скважины

 

     Оптимальное  число обсадных колонн и глубины  их спуска при проектировании  конструкции скважин определяются  количеством зон с несовместимыми  условиями проводки ствола по градиентам пластовых давлений и давлений гидроразрыва пластов, прочности и устойчивости пород, а также характером пластового флюида. 

Под несовместимыми условиями  бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры процессов  бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной.

     Строим  совмещённый график давлений  на основании данных, представленных  в табл. 1.4.

 

 

Рисунок 2.3. Совмещённый график давлений.

Из графика следует, что интервалы, несовместимые по условиям бурения в разрезе отсутствуют.

 

2.2.4 Расчет  глубин спуска и диаметров  обсадных колонн

Проектируемое число  и глубины спуска обсадных колонн должны обеспечить:

1. Долговечность скважины.
2. Герметичное разобщение всех проницаемых пород.
3. Сохранность запасов полезных ископаемых.
4. Минимальную вероятность осложнений.
5. Минимальную металлоемкость.
6. Минимум затрат на единицу добываемой продукции.

Практически обязательными являются кондуктор и эксплуатационная колонна, направление отсутствует, так как бурение и крепление кондуктора длится двое суток и размыва устья не происходит.

Минимальная глубина  спуска кондуктора Н _к  рассчитывается по формуле (2.22), исходя из условия предупреждения гидроразрыва горных пород:

 

Н_К ³ (Р _пл–10^-6×L ×q_Ф )/(ΔР_ГР – 0,1× q_Ф ) м,                        (2.22)

 

где Р _пл– максимальное пластовое давление в скважине, МПа;

L – глубина скважины, м;

q_Ф – удельный вес флюида, Н/м³;

ΔР_ГР – максимальный градиент гидроразрыва пород, МПа/м.

 

Н_К ³ (28,5 - 10^-6×2830×0,76×10³)/(0,02 - 0,1×0,76×10³)= 480 м.

    

Принимается глубина  спуска кондуктора исходя из того, что  скважина наклонно направленная,  по вертикали 600 метров по длине ствола 650 м, исходя из выбранного способа вскрытия продуктивного горизонта, эксплуатационная колонна спускается на глубину 2830 (3100) м.

Расчет конструкции  скважины осуществляется снизу в  вверх. При этом исходным является диаметр самой нижней колонны, в нашем случае – эксплуатационной, который принимается в зависимости от ожидаемого дебита, притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважины.  Ожидаемый дебит проектируемой скважины равен 120 тонн/сутки. Для данного дебита рекомендуемый диаметр эксплуатационной колонны составляет 0,146 м.

Диаметр долота для бурения ствола под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле: