Курсовая работа: Бурение на равновесии

Рисунок 1.2.1 - Типы конструкций (а - з) забоев скважин: 1 - эксплуатационная колонна; 2 - цементное кольцо; 3 - перфорированное отверстие; 4 - пакер типа ПДМ конструкции ВНИИБТ; 5 - перфорированный (на поверхности) фильтр; 6 - забойный фильтр; 7 - зона разрушения в слабоцементированном пласте; 8 - проницаемый

Рисунок 1.2.2 - Принятая конструкция забоя скважины: 1 - эксплуатационная колонна; 2 - пакер; 3 фильтр - хвостовик (114 мм); 4 - продуктивный пласт

Продуктивный пласт представлен кварцевым песчаником, который является устойчивым, стенки ствола скважины не обваливаются, поэтому применяем в конструкции забоя скважины фильтр - хвостовик (см. рис. 1.2.2).

1.3 Обоснование глубин спуска обсадных колонн

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений, гидроразрыва (поглощения) пластов, скелетных напряжений пород.

Запроектированная конструкция скважины должна обеспечить: долговечность скважины как технического сооружения; надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность жидких и газообразных полезных ископаемых; возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения серьезных осложнений.

При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы, которые необходимо изолировать обсадными колоннами. Интервалы с несовместимыми условиями бурения присутствуют. В связи с эти предлагаю следующую конструкция скважины:

1) Направление спускается на глубину 60 м для перекрытий почвенно-растительного слоя, для соединения скважины с системой очистки бурового раствора, для центрирования вышки; цементируется до устья;

2) Кондуктор спускается на глубину 250 м для изоляции верхних водоносных горизонтов, перекрытия зон многолетнемерзлых пород (если они присутствуют), для подвеса и принятия нагрузки всех последующих колонн, для установки противовыбросового и устьевого оборудования; цементируется до устья;

3) Промежуточная колонна спускается на глубину 1300 м для перекрытия зон с несовместимыми условиями бурения, отложений с высоким пластовым давлением, соленых пластов, цементируется до устья;

4) Эксплуатационная колонна спускается на глубину 2360 м для поднятия добываемого флюида на поверхность; цементируется до устья;

5) Фильтр-хвостовик спускается в интервал 2300 - 2728 м выше башмака эксплуатационной колонны на 100м для создания гидродинамической связи пласта со стволом скважины; не цементируется.

Согласно «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-13 пункт 120: подвесное и герметизирующее устройство потайной колонны (хвостовика) должно устанавливаться выше башмака предыдущей обсадной колонны не менее чем на 75 м для нефтяных скважин и 250 м для газовых скважин.

1.4 Определение расчетных диаметров обсадных колонн и долот

После того, как было определено необходимое количество обсадных колонн, приступаем к согласованию диаметров обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр самой нижней колонны, в нашем случае эксплуатационной, который задается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита, условий опробования, эксплуатации и ремонта скважины. Ожидаемый дебит данной нефтяной скважины 250 м3/сут. Подберём диаметр эксплуатационной колонны исходя из таблицы 1.4.1. [4; c. 139]

Таблица 1.4.1- Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

1) Эксплуатационная колонна

Учитывая назначение скважины и возможный дебит скважины, диаметр эксплуатационной колонны принимается 168 мм. Диаметры последующих обсадных колонн определяются по диаметрам предыдущих колонн и рекомендаций зазоров между стенкой скважины и последующими обсадными колоннами.

Определим диаметр долота под эксплуатационную колонну:

Dд.эк = Dм.эк + 2д [5; c. 453]

где: - наружный диаметр муфты обсадной колонны по ГОСТ 632-80, мм;

2д - разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны, которая зависит от наружного диаметра обсадной колонны, данные которого представлены в таблице 1.4.2

Таблица 1.4.2

При диаметре колонны 168 мм диаметр муфты Dм.э=187,7 мм, а 2д =25 мм [ГОСТ 632-80]

Тогда: Dд.эк = 187,7 + 25 = 212,7 мм

Выбираем диаметр долота (ближайший в сторону увеличения) для бурения под эксплуатационную колонну Dд.э = 215,9 мм [ГОСТ 20692-2003].

2) Промежуточная колонна

Рассчитаем внутренний диаметр промежуточной колонны по формуле:

Dвн.п = Dд.эк + 2? [5; с. 454]

где: Dд.эк - диаметр долота для бурения ствола под эксплуатационную колонну, мм;

2Д - минимальный радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, Д = 5-10 мм.

Следовательно:

Dвн.п = 215,9 + 2*5 = 225,9 мм

Внутренний диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 Dвн.п = 226,7 мм.

Нормализованный диаметр обсадной колонны [ГОСТ 632-80] Dп = 244,5 мм с допустимой толщиной стенки д = 8,9 мм; наружный диаметр муфты Dм.п = 269,9 мм.

Найдём диаметр долота для бурения под промежуточную колонну:

Dд.п = Dм.п + 2·д = 269,9 + 25 = 294,9 мм.

где: Dмп - наружный диаметр муфты промежуточной колонны, мм;

2д - радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, мм по таблице 1.4.2

Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну Dд.п = 295,3 мм [ГОСТ 20692-2003].

3) Кондуктор

Рассчитаем внутренний диаметр кондуктора:

Dвн.к = Dд.п + 2? = 295,3 + 2*5 = 305,3 мм.

где: Dд.п - диаметр долота для бурения ствола под промежуточную колонну, мм;

2Д - минимальный радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы (Д = 5-10 мм).

Внутренний диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 Dвн.к = 306,9 мм.

Нормализованный диаметр обсадной колонны [ГОСТ 632-80] Dк = 323,9 мм с допустимой толщиной стенки д = 8,5 мм; наружный диаметр муфты Dмк = 351 мм.

Диаметр долота для бурения ствола под кондуктор определяют по формуле:

Dдк = Dмк + 2·д = 351 + 35 = 386 мм.

где: Dмк - диаметр муфты кондуктора, мм;

2д - радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, мм по таблице 1.4.2

Выберем нормализованный диаметр долота для бурения под кондуктор Dдк = 393,7 мм [ГОСТ 20692-2003]

4) Направление

Определим внутренний диаметр направления:

Dвн.н = Dд.к + 2·Д = 393,7 + 2*5 = 403,7 мм.

где: Dд.к - диаметр долота для бурения ствола под кондуктор, мм;

2Д - минимальный радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, Д = 5-10 мм.

По ГОСТ 632-80 принимаем внутренний диаметр обсадной колонны Dвн.н = 404 мм.

Нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 Dн = 426 мм с допустимой толщиной стенки д = 11 мм; наружный диаметр муфты Dмн = 451 мм.

Диаметр долота для бурения ствола под направление определяют по формуле:

Dд.н = Dм.н + 2·д = 451+35 = 486 мм.

где: Dм.н - диаметр муфты направления, мм;

2д - радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, мм по таблице 1.4.2

Принимаем номинальный диаметр долота для бурения под кондуктор

Dд.к = 490 мм [ГОСТ 20692-2003]

Таблица 1.4.3 - Конструкция скважины

2. Гидравлический расчет циркуляционной системы

2.1 Применяемый буровой раствор

Выбор бурового раствора имеет важнейшее значение в проектировании скважины. От их способности выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях зависит не только эффективность буровых работ, но и срок службы скважины. При проектировании параметров буровых растворов всегда нужно стремиться к тому, чтобы достигались высокие скорости бурения, высококачественное вскрытие продуктивных пластов, предупреждались все возможные осложнения.

Плотность раствора влияет на гидростатическое давление, на забой и стенки скважины. При наличии в разрезе водо-, газо-, нефтепроявляющих пластов обычно давление бурового раствора поддерживают несколько большим пластового с тем, чтобы предотвратить или резко уменьшить интенсивность поступления флюидов в скважину. Иногда плотность увеличивают для предупреждения обвалообразований. Плотность раствора уменьшают при поглощении, для снижения гидравлических потерь в циркуляционной системе и дифференциального давления на забое и т.д.

1) Интервал 0 - 250 м представлен чередованием неустойчивых глин, аргиллитов, алевролитов, рыхлых песчаников. Для бурения данного интервала принимается пресный глинистый раствор с наполнителем. Компоненты и их назначения представлены в таблице 2.1.1, параметры раствора представлены в таблице 2.1.2.

Таблица 2.1.1 - Компоненты бурового раствора в интервале 0 - 250 м

Таблица 2.1.2 - Параметры бурового раствора в интервале 0 - 250 м

2) Интервал 250 - 1300 м представлен чередованием доломитов, тонкими прослоями алевролитов с включением гипса и ангидрита, мергелей, песчаников и солей. Для бурения данного интервала, во избежание размыва солей, рекомендуется минерализованная по NaCl система раствора. В качестве структурообразователя используется биополимер. Контроль фильтрационных свойств проводится с помощью ввода модифицированного крахмала. Для того, чтобы избежать бактериального разложения биполимера в рецептуру вводится минимальное количество бактерицида Antren-BIO. При бурении необходимо вводить смазочную добавку в буровой раствор. Компоненты и их назначения представлены в таблице 2.1.3, параметры раствора представлены в таблице 2.1.4.

Таблица 2.1.3 Компоненты бурового раствора в интервале 250 - 1300 м