Материал: Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900 м на Правдинском нефтяном месторождении

Оборудование любой буровой установки, предназначенной для глубокого и сверхглубокого бурения, поступает на промыслы с завода-изготовителя отдельными агрегатами и узлами, а буровые сооружения - отдельными секциями, рамами, элементами.

На промыслах для каждой изготовленной буровой установки производят первую сборку всех агрегатов, узлов и буровых сооружений в единый функционально связанный комплекс, обеспечивающий проводку скважины.

В дальнейшем буровые установки при перебазировке для бурения новой скважины подвергают полному демонтажу. Оборудование буровых установок, предназначенных для бурения глубоких скважин и имеющих А-образные вышки, не демонтируют.

Успешное выполнение технологических операций механизмами буровой установки прямо зависит от совершенства знания обслуживающим персоналом всего комплекса механизмов буровой установки и от умелого управления этими механизмами, а также от:

) работоспособного и надежного сочетания всего комплекса механизмов, выполняющего эти операции;

) своевременного и качественного выполнения всех видов ремонта;

) своевременного обеспечения всего оборудования сменными деталями, узлами, агрегатами, смазочными материалами и т.д.

Своевременное и качественное выполнение всех видов ремонта создает благоприятные условия для бесперебойной, надежной и высокопроизводительной работы всего комплекса механизмов буровой установки, исключающей простои по вине оборудования, аварии и несчастные случаи.

.2 Выбор профиля скважины

Выбор профиля скважины производится на основе анализа фактических данных об искривлении пробуренных ранее скважин, геологических данных разреза и целевого назначения скважины.

Данная скважина бурится в породах средней степени твердости, на глубину (2900 м), кроме того продуктивный горизонт имеет небольшую мощность, вследствие этого, затраты на бурение наклонной скважины не оправдывают себя. Поэтому ведется бурение эксплуатационной вертикальной скважины.

3.3 Обоснование метода вхождения в пласт

Так как продуктивный пласт неоднородный и неустойчивый, выбираем первый метод вскрытия, т.е. продуктивная толща вскрывается до подошвы пласта, перекрывается эксплуатационной колонной и цементируется с последующей перфорацией.

.4 Проектирование конструкции скважины

Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:

1) Обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;

2) Задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего безводную длительную 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.

При разработке конструкции скважины принимаются во внимание следующие особенности геологического строения разреза:

·  Газонасыщенных пластов в разрезе нет;

·        Многолетнемёрзлые породы отсутствуют;

·        Глубина кровли проектного горизонта по вертикали - 2829 м.

·        Проектная глубина скважины по вертикали - 2913 м.

Исходные данные для определения конструкции скважины приводятся в таблице 4.

Таблица 4

Давление поглощения определяется по формуле:

Градиент пластового давления =11664 Па/м.

Градиент давления поглощения = 15867 Па/м.

3.4.1 Расчет диаметров обсадных колонн и долот

Геологическая служба предприятия обусловливает диаметр эксплуатационной колонны. В данном курсовом проекте используются обсадные колонны с короткой резьбой. Диаметры обсадных колонн, глубины спуска которых рассчитывают снизу-вверх.

1) Суммарный ожидаемый дебит нефти в скважине:Q=65м³/сут.

По справочным данным [5]выбираем диаметр эксплуатационной колонны равным

D_э=127 мм. Диаметр муфты для этих труб 146 мм.

2) Определяем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

Соответствует диаметру долота из справочника 161мм.

3) Внутренний диаметр промежуточной колонны:

Трубы выбираем по ГОСТ 632-80:

,

) Диаметр долота для бурения под промежуточную колонну:

Соответствует диаметру долота из справочника

5) Внутренний диаметр кондуктора:

Выбираются трубы ГОСТ 632-80:

,

) Диаметр долота для бурения под кондуктор:

Соответствует диаметру долота из справочника

) Внутренний диаметр направления:

Выбираются трубы ГОСТ 632-80:

,

) Диаметр долота для бурения под направление:

Соответствует диаметру долота из справочника

3.4.2 Определение параметров конструкции скважины

При изучении геологического разреза в нем выделяются интервалы с несовместными условиями бурения. Несовместными считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент аномальности пластового давления k_a) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения k_п) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения опасности в виде перетоков.

Для разделения разреза на интервалы с несовместными условиями строится совмещенный график давлений, на котором по интервалам глубин откладываются известные значения коэффициента аномальности пластового давления k_a , индекса давления поглощения k_п и соответствующие значение относительной плотности бурового раствора .

1) Рассчитываем коэффициент аномальности пластового давления k_a:

,

где: Р_пл - Пластовое давление, Па;

h - Глубина от устья до рассматриваемого сечения, м;

ρ_в - плотность воды, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

При глубине h от 0 до 341 м:

2) Индекс давления поглощения k_п рассчитываем по следующей формуле:

,

где: Р_погл - давление поглощение, Па;

При глубине h от 0 до 341 м:

) Относительная плотность бурового раствора рассчитываем по следующей формуле:

,

где: - коэффициент запаса, определяющий репрессии на пласт,

=1,1-1,15 (h<1200 м), =1,05 (h>1200 м).

При глубине h от 0 до 341 м:

Занесем значения ,и в таблицу 5:

Таблица 5

3.4.3 Выбор буровых растворов

При проектировании технологического процесса бурения колонковых, разведочных и эксплуатационных скважин на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые особое внимание уделяется, определению состава и свойств буровых растворов (промывочных жидкостей) и газообразных агентов, находящихся в непрерывной и принудительной циркуляции.

В связи с многообразием горно-геологических условий бурения скважин такие требования предъявляется к промывочной жидкости как:

§ укрепление стенок скважины в рыхлых, неустойчивых породах;

§  уравновешивание высоких пластовых давлений путем обеспечения соответствующего гидростатического давления;

§  закупоривание трещин и зон с низкими пластовыми давлениями;

§  предотвращение растворимости и набухания разбуриваемых пород;

§  обеспечение хорошего выхода керна в рыхлых, слабосцементированных породах;

§  удержание шлама во взвешенном состоянии в стволе скважины при прекращении циркуляции

- не могут быть удовлетворены какой-либо одной универсальной промывочной средой. Поэтому в практике бурения скважин применяются различные виды циркулирующих агентов.

Тип и параметры циркулирующих агентов выбираются с учетом:

§ ожидаемых геологических и гидрогеологических условий залегания пород, их литологического и химического составов;

§  устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора;

§  наличия проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений;

§  давлений гидравлического разрыва;

§  с учетом накопленного опыта в аналогичных условиях, а также наличия сырья для приготовления бурового раствора.

В зависимости от перечисленных условий и глубины скважины циркулирующий агент иногда приходится выбирать не только для каждого района, участка или отдельно взятой скважины, но и для бурения различных интервалов в одной скважине. Система очистки промывочной жидкости должна обеспечивать её эффективную очистку от выбуренной горной породы, в том числе, и от избыточного содержания коллоидной глинистой фракции.

Учитывая геологические условия, при бурении под направление, кондуктор и эксплуатационную (техническую) колонну рациональным будет использование полимер-глинистого бурового раствора, при бурении под эксплуатационную колонну (хвостовик) - утяжелённого полимер-глинистого бурового раствора.

Для определения плотности бурового раствора, построим совмещённый график давлений, используя данные о градиентах пластовых давлений и давлений гидроразрыва горных пород.

На основе полученных значений k_а, k_п и относительной плотности бурового раствора ρ_отн построен график совмещенных давлений. С учетом коэффициента аномальности и коэффициента поглощения используем одинаковый буровой раствор для бурения под кондуктор и промежуточную колонну. Поскольку геологический разрез не содержит зон с явной несовместимостью внешних условий, но до 2040 м разрез скважины представлен мягкими горными породами- выбрана следующая конструкция скважины:

· Эксплуатационная колонна: глубина спуска 2913 м, наружный диаметр D_н = 127 мм, толщина стенки 5,6 мм;

·        Промежуточная колонна: глубина спуска 2040 м, наружный диаметр D_н = мм, толщина стенки 12,7 мм;

·        Кондуктор: глубина спуска 900 м, наружный диаметр D_н =  мм, толщина стенки 13,8 мм.

·        Направление: глубина спуска 50 м, наружный диаметр D_н =377мм, толщина стенки 10 мм.

Рис. 1. Совмещенный график давлений

Согласно требованиям п.210 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [11] гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) давление на величину не менее 10%, но не более 1,5 МПа. Учитывая эти условия выбираем плотность бурового раствора 1,3г/см³. Как видно из совмещённого графика давлений (рис.2.1), репрессия на пласты исключает возможность как гидроразрыва горных пород, так и поглощения бурового раствора в данном интервале.

Объём бурового раствора для бурения под

Направление:

Кондуктор:

Промежуточная:

Эксплуатационная:

Таблица 6