Материал: Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

Схема конструкции забоя показана на рис. 2.1.

Рис. 2.1. Схема вскрытия пласта: 1 - обсадная колонна; 2 - цементное кольцо; 3 - зона перфорации

2.2 Выбор и обоснование профиля и конструкции скважины

2.2.1 Проектирование профиля скважины

Большое значение в наклонно-направленном бурении имеет правильный выбор профиля скважины. Рациональный профиль позволяет до минимума сократить работу с отклоняющей компоновкой на возможно меньшей глубине, обеспечивает необходимое смещение забоя при допустимой интенсивности искривления, а также свободное прохождение по стволу скважины компоновок бурильной и эксплуатационной колонн. Профиль должен позволять эксплуатацию скважины всеми современными методами и оборудованием достаточно долго и безаварийно. Причем забой скважины непременно должен находиться в «круге допуска».

Исходные данные для расчета:

) глубина скважины Н = 2972м:

) смещение забоя А =720 м;

) глубина вертикального участка h₁=100 м.

Для проводки скважины с минимальными затратами с применением существующих технических средств для наклонно-направленного бурения, учитывая опыт бурения в проектируемом буровом предприятии, примем четырехинтервальный профиль, состоящий из участков:

вертикального;

набора зенитного угла;

наклонно-прямолинейного;

снижения зенитного угла.

Профиль выбранного типа наиболее полно отвечает требованиям проводки наклонно-направленных скважин в условиях данного бурового предприятия; наличие наклонно-прямолинейного участка позволяет достичь проектного смещения при небольших зенитных углах, а участка снижения зенитного угла - сократить время работы с отклоняющей компоновкой.

Для бурения предварительно выбираем следующие компоновки:

вертикальный участок: роторный способ бурения;

участок набора зенитного угла: Д295,3-ТСШ-240-КП1,5-УБТ-203-СБТ;

участок стабилизации зенитного угла: Д295,3-Ц-ТО2-240-УБТ-203-СБТ, Д215,9-Ц-ЗТСШ-195-СБТ

участок снижения зенитного угла: Д215,9- ЗТСШ-195-УБТ-СБТ

Расчет проводим по следующей последовательности. Определим вспомогательный угол [1].

;

Максимальный зенитный угол будет больше α, примем его согласно данных дипломной практики 20⁰.

Согласно данным дипломной практики Пространственная интенсивность искривления ствола скважины в интервале набора кривизны должна быть не более 2 град/10 м.

R₁=; Примем R₁=410м ,

А в интервале спада кривизны до 3 град/100 м.

R₂=;

Примем R₂=1900м

Определим максимальный зенитный угол по формуле [1]:

, (2.1)

Где А₁ = А + R₂(1-cos) = 750 + 1900 (1-cos20⁰) = 865м;

H₁ = H + R₂sin = 2972 + 1900×sin20⁰ = 3621,0 м;

Подставив соответствующие значения в формулу (2.1), получим:

;

Находим длины горизонтальных a, и вертикальных h, проекций, результаты расчета представлены в таблице 2.2 [1].

Таблица 2.2

Результаты расчета четырехинтервального профиля

2.2.2 Обоснование конструкции скважины

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяются количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые устанавливаются по совмещенному графику индексов пластовых давлений и поглощения с глубиной скважины. Построим график коэффициента аномальности и коэффициент поглощения, необходимый для предварительного выбора плотности бурового раствора.

Коэффициент аномальности и коэффициент поглощения рассчитываются по формуле:

K_а=,(2.2)

K_пог=, (2.3)

где р_ПЛ - пластовое давление, МПа;

р_ПОГ -давление поглощения, МПа;

- плотность пресной воды, кг/м³;

H_i - текущая глубина скважины, м.

Рис. 2.2 Схема профиля ствола скважины

При известном пластовом давлении, давление поглощения может быть найдено по формуле [3]:

, (2.4)

Плотность бурового раствора определяется по формуле:

, (2.5)

Где  - отношение плотности бурового раствора к коэффициенту аномальности, при Н1200 м а=1,1-1,15 и при Н>1200 м а=1,05-1,1;

- плотность бурового раствора.

При известном градиенте gradP_пл пластовое давление может быть найдено по формуле:

Р_пл= gradP_nл H_i ,(2.6)

Приведем пример расчета K_a , K_ГР по формулам (2.1), (2.2), (2.3),(2.4)::

K_a===1;

K_пог===2,04;

Остальные расчеты производятся аналогичным способом, результаты расчетов сведем в таблицу 2.3.

Таблица 2.3

Результаты расчетов К_а и К_гр

По результатам расчетов строим совмещенный график индексов давлений, который показан на рис. 2.3.

Рисунок 2.3- Совмещенный график индексов давлений

Согласно данным дипломной практики скважина будет одноколонная (направление → кондуктор → эксплуатационная колонна). Такая конструкция обеспечит достаточную надежность и минимальную стоимость скважины.

Устье скважины укрепляется путем спуска направления на глубину 50 м.

Верхние неустойчивые отложения перекроем кондуктором до глубины 720м. Далее скважина обсаживается эксплуатационной колонной до глубины 2972 м.

Как правило, заказчик требует обсаживать скважину эксплуатационной колонной с внутренним проходным сечением не менее 120 мм, чему соответствуют обсадные трубы с наружным диаметром 146 мм. Исходя из этого, определим параметры конструкции скважины.

Диаметр долота  для бурения под эксплуатационную колонну определяется по формуле:

=+2δ,(2.7)

где - диаметр муфт труб эксплуатационной колонны, =166 мм;

δ-зазор между муфтой и стенкой скважины, δ=12…24 мм.

=166+2×20=206 мм.

Примем =215,9 мм.

Определяем диаметр кондуктора D_конд:

D_конд=+2(δ+Δ),(2.8)

где δ - зазор между долотом и стенкой кондуктора, δ=3-5 мм;

Δ - толщина стенки кондуктора, ориентировочно Δ=10 мм.

=215,9+2×(4+10)=243,9 мм.

Принимаем трубы диаметром 244,5 мм.

=270+2×12=294 мм.

Принимаем долото диаметром 295,3мм

h_конд - глубина спуска кондуктора по вертикали, h_конд=515 м.

Для крепления верхних неустойчивых отложений используем обсадные трубы с треугольной резьбой 244,5×8,9-Д-ГОСТ 623-80. Практика показывает, что эти обсадные трубы выдерживают возникающие нагрузки.

Рассчитаем диаметр долота для бурения под направление по формуле (2.8)

D_напр=+2(δ+Δ)=295,3+2×(4+10)=323,3 мм.

Принимаем трубы 323,9x9,5-Д-ГОСТ-623-80, диаметр муфты труб D_м=351мм.

Определим диаметр долота для бурения под направление

=351+2×20=391 мм.

Примем долото диаметром 393,7 мм.

2.3 Обоснование выбора способа бурения скважины

Принятие решения о выборе того или иного способа бурения является ответственным этапом при проектировании технологии углубления, так как в дальнейшем выбранный способ бурения определяет многие технические решения: режимы бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и многое другое.

Бурение под направление осуществляется роторным способом.

Интервал 50-3060 м проходится совмещённым способом (ротор / турбобур). Использование ротора здесь необходимо для проворота КБТ и ориентирования отклонителей при искривлении ствола.

Для бурения кондуктора выбран двигатель 3ТСШ-240, для бурения эксплутационной колонны - ЗТСШ1-195.

Таблица 2.4

Основные технические характеристики турбобуров

.4. Выбор породоразрушающего инструмента

Выбор типа породоразрушающего инструмента во многом зависит от конкретных региональных условий, которые обуславливают возможные механические скорости проходки на долото и стоимость 1 м проходки. Для выбора долот используются классификационные таблицы соответствия горных пород категориям твердости и абразивности. Тип, конструкция долот и их размеры определяются способом бурения, физико-механическими свойствами разбуриваемых пород и геометрическими параметрами скважины.

Задачу выбора типа долота для разбуривания конкретной горной породы или пачки пород ВНИИБТ предлагает решать с учетом твердости и абразивности пород с помощью специальной классификационной таблицы (рис. 2.4). В ней на основании обобщения опыта отработки долот в различных районах эталонными точками помечены сочетания категорий твердости и абразивности пород, для разрушения которых наиболее подходят существующие типы шарошечных долот. [6]

Рис. 2.4 Классификационная таблица парных соответствий категорий твердости и абразивности по типам шарошечных долот

В соответствии с данными по категориям твердости и абразивности, геологический разрез разделяется на пачки пород, сходные по твердости и абразивности. Выбранные ПРИ приведены в табл. 2.5.

Таблица 2.5