Выбор и обоснование способа бурения нефтяных скважин

1. общая и геологическая часть

 

1.1. Географо-экономическая  характеристика района работ

 

Географо-экономическая  характеристика района работ представлена в таблице 1.1.

 

Таблица 1.1Географо-экономическая характеристика района работ

 

Наименование данных	Характеристика
Площадь (месторождение)	Игольско-Таловое
Административное положение Республика Область (край) Район	Россия Томская Каргасокский
Температура воздуха, градус: среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя	- 3  +36 - 55
Среднегодовое количество осадков, мм	500
Максимальная глубина  промерзания грунта, м	2,25
Продолжительность отопительного  периода в году, сутки	244
Продолжительность зимнего  периода в году, сутки	188
Азимут преобладающего направления ветра, град	45
Рельеф местности	равнинный
Состояние местности	заболочена на 40-70%
Растительный покров	болото, лес представлен  сосной, осиной, берёзой
Толщина почвенного слоя, м	0,50
Толщина снежного покрова, м	0,60
Водоснабжение	Артезианская скважина, водовод диаметром 0,073 метра в две нитки по поверхности земли, теплоизолирован.
Местные стройматериалы	Карьер, грунт 2 категории
Подъездные пути	Лежневой настил из леса круглого, насыпной грунт–временная дорога к площадке скважины.

Расстояние до областного центра-650км, до поселка Новый Васюган-120км, до вахтового поселка Пионерный-250км.

Основным видом для доставки грузов является автотранспорт. К месторождению проложены магистральные пути с твердым покрытием, водных транспортных путей нет.

Для перевозки рабочего персонала используют вертолеты и автобусы. Из поселка Пионерный регулярно вылетают вахтовые рейсы самолетом Ан-24, перевозящие работников, проживающих в Томске.

 Обзорная карта путей сообщения  на месторождении представлена на рис. 1.1.

1.2.Геологические условия

 

Проектный стратиграфический  разрез Игольско-Талового месторождения составлен на основании данных поисковых и разведочных работ. Данные о стратиграфическом делении разреза приведены в табл. 1.2.

 

Таблица 1.2. Стратиграфическое деление разреза скважины

Глубина залегания,м		Стратиграфическое деление  разреза.		Коэффициент кавернозности
От	до	Название	Индекс
0 60 230 340 500 540 700 840 860 1750 1810 2350 2430 2740 2760 2810	60 230 340 500 540 700 840 860 1750 1810 2350 2430 2740 2760 2810 2830	Четвертичные отложения. Некрасовсая свита. Чеганская свита. Люлинворская свита. Талицкая свита. Ганькинская свита. Березовская свита. Кузнецовская свита. Покурская свита. Алымская свита. Вартовская свита. Тарская свита. Кулащинская свита. Баженовская + Георгиевская свита. Васюганская свита. Тюменская свита.	Q P3 P2 – P3 P2/2 P1 K2 K2 K2 K1- K2 K1 K1 K1 J3 J3 J3 J1 – J2	1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1

 

Стратиграфический разрез Игольско-талового месторождения является типичным для условий Западной Сибири.

 

Данные о физико-механических и фильтрационно-емкостных свойствах  горных пород приведены в таблице 1.3.

 

 

Таблица 1.3. Механические и фильтрационно-емкостные свойства горных пород по разрезу скважины	Категория по промысловой классификации			13		М	M		M	M		M		М	МС		МС
	Категория абразив-ности			12		X IV	IV X X		IV X	IV		IV X		IV X	IV X X		IV
	Глини-стость, %			11		10 100	100 20 35		100 15	100		100 40		100 12	100 20 12		100
	Карбонат-ность, %			10		0 0	0 0 0		0 0	0		4 5		10 3	0 0 3		10
	Порис-тость, %			9		30 20	20 30 17		20 30	20		20 25		20 27	20 22 27		20
	Проница-емость ,мкм2			8		0.25 0	0 0,25 0,05		0 0,1	0		0 0.25		0 0,15	0 0,21 0,15		0
	Предел текучести, МПа			7		30	60		70	90		90		90	90		90
	Твердость, МПа			6		100	100		100	100		100		100	100		100
	Плотность,  г/см3			5		2,1 2,4	2,4 2,1 2,2		2,4 2,3	2.4		2.4 2.2		2.4 2.2	2,4 2,2 2,1		2,4
	Краткое название горной породы			4		пески глины	глины пески супеси		глины пески	глины		глины супеси		глины супеси	глины пески супеси		глины
	Индекс стратигра-фического подразде-ления.			3		Q	P3		P2 – P3	P2/2		P1		K2	K2		K2
	Интервал, м		до	2		60	230		340	500		540		700	840		860
			от	1		0	60		230	340		500		540	700		840
13		MC			MC		MC	MC			MC		С		С	С
12		IV X VI X			IV X VI		VI X VI	X VI			VI X VI		VI		X VI	VI X
11		100 20 20 12			100 20 20		100 20 20	20 100			100 20 15		100		20 100	100 25
10		3 3 3 3			3 3 3		3 3 3	3 3			3 3 3		10		8 5	5 5
9		20 28 20 27			20 25 22		18 30 20	22 20			17 24 20		16		20 16	16 22
8		0 0,03 0,03 0,2			0 0,0025 0,002		0 0,002 0,0015	0,002 0			0 0,002 0,0015		0		0,001 0	0 0,005
7		90			90		90	90			90		90		90	90
6		100 150 150 250			150 200 200		150 200 200	200 150			150 200 200		500		1000 500	250 200
5		2,4 2,1 2,1 2,2			2,4 2,1 2,1		2,4 2,2 2,2	2,2 2,4			2,4 2,2 2,3		2,45		2,3 2,45	2,4 2,2
4		глины песчаники алевролиты пески			глины песчаники алевролиты		песчаники аргиллиты алевролиты	песчаники аргиллиты			аргиллиты песчаники алевролиты		аргиллиты		песчаники аргиллиты	аргиллиты песчаники
3		K1- K2			K1		K1	K1			K1		J3		J3	J1 – J2
2		1750			1810		2350	2430			2740		2760		2810	2830
1		860			1750		1810	2350			2430		2740		2760	2810

 

Породы в  основном представлены аргиллитами, песчаниками, глинами, алевролитами с нормальными физико-механическими и фильтрационно-

емкостными  свойствами.

Градиент давлений и  температура по разделу скважины приведены в табл. 1.4.

Таблица 1.4. Градиенты давлений и температура по разрезу скважин

Интервал, м		Градиенты давлений, МПа/м				Температура в конце  интервала, 0С
от	до	пласто-вого	порового	гидрораз-рыва	горного
0 60 230 340 500 540 700 840	60 230 340 500 540 700 840 860	0,01	0,01	0,02	0,22	3 6 8 10 11 16 20 20 50 52 74 78 91 92 94 94
860 1750 1810 2350 2430	1750 1810 2350 2430 2750	0,0101	0,0101	0,018	0,023
				0,017
2750 2770 2820	2770 2820 2830	0,0102	0,0102
					0,024

 

 

 

Температурный градиент примерно составляет 3град./100 м., что характерно

для Западно-Сибирского региона.

 

Ожидаемые осложнения приведены  в табл.1.5.

Таблица 1.5. Ожидаемые осложнения и их характеристика

Интервал, м		Вид осложнения.	Характеристика.
от	до
0 2350	230 2430	Поглощение бурового раствора.	Интенсивность поглощения: до  1м3/ час.
0 1810	840 2350	Осыпи и обвалы стенок скважины.	Проработка до 200 м.
0	2430	Прихваты бурильной  колонны.
860 2800	2770 2830	Водопроявление.	q=1,01 г/см3
2760	2830	Нефтепроявление.	q=0,76 г/см3

Приведённые выше осложнения характерны для большинства скважин Игольско-талового месторождения. 

Характеристика  нефте-газо-водоносности месторождения

 

Продуктивный пласт J₃ залегает на глубине 2760….2770 метров, имея следующие характеристики:

• коллектор неустойчивый, однородный (см. расчет по формуле 2.1 в пункте 2.1)
• тип коллектора – поровый;
• плотность флюида: в пластовых условиях                             0,76 г/см³

                                            после дегазации                                       0,86 г/см³

• содержание по весу: серы                                                        0,3 %

                                             парафина                                                 2,76 %

• ожидаемый дебит                                                                     120 м³/сутки
• параметры растворенного газа: газовый фактор                   47 м³/м³

                             давление насыщения в пластовых  условия         8,4 М  Па

• содержание по объему: сероводорода                                    0%

                                             углекислого газа                                     1,75%

 

 

 

Характеристика водоносности приведена в табл.1.6.

 

 

 

 

 

 

Тип вод				гидро-карбо-нат-каль-циевый	хлор-каль-циевый
Степень минера-лизации мг.экв				-	15   14   20   26
Химический состав воды в мг. эквивалентной форме		катионы	Ca	-	1   11   19   9
			Mg	-	1   1   2   3
			Nа	-	48   38   33   88
		анионы	HCO3	-	1   0   1   2
			SO4	-	0   0   0   0
			Cl	-	50   50   49   98
Фазо-вая про-ница-емость, мкм2				0,0250	0,15   0,003   0,003   0,001
Свободный дебит, м3/сут					300   10   28   98
Плот-ность, г/см3				1,0	1,01   1,01   1,01   1,01
Интервал, м	до			230	1750   1810   2430   2830
	от			60	860   1790   2350   2780
Индекс страти-графичес-кого подразделения				P3	K1- K2   K1   K1   J1 – J2

 

 

 

 

 

 

2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

 

2.1. Выбор и  обоснование способа бурения

 

Одним из ответственных  этапов при проектировании технологии проводки скважины – выбор способа  бурения, так как он определяет многие технические решения – режимы бурения, бурильный инструмент, гидравлическую программу, тип буровой установки и, как следствие, технологию крепления скважины.

Выбор способа бурения  во многом обусловлен региональными  условиями (парк буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и т.д.)

В Российской Федерации  распространены следующие способы  вращательного бурения:

• роторный;
• бурение гидравлическими забойными двигателями;
• бурение электробурами.

Каждый способ бурения  в определенных горно-геологических, технико-экономических и материально-технических условиях имеет свои преимущества.

Бурение роторным способом имеет преимущества:

1. При бурении глубоких интервалов (более 3500 метров).
2. Когда оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35 – 150 об/мин.
3. Разбуривание мощных толщ горных пород, для которых целесообразно применять энергоемкие долота.
4. Бурение скважин в осложненных условиях, требующих применение буровых растворов плотностью более 1,7 гр/см³ , большой вязкости и большого СНС.
5. Бурение скважин с продувкой забоя воздухом и промывкой аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации.
6. Бурение скважин в условиях высоких забойных температур, более 150⁰ С.
7. Бурение вертикальных скважин.

Бурение скважин с  помощью гидравлических забойных двигателей имеет преимущества:

1. При бурении наклонно-направленных и вертикальных скважин глубиной до 3500 метров.
2. Использование буровых растворов плотностью менее 1,7 гр/см³ .
3. Бурение скважин в условиях низких забойных температур, менее 140⁰ С.

Из опыта работ по строительству скважин в районах Поволжья, Приуралья и Западной Сибири показывает, что породы средней и малой твердости успешно разбуриваются шарошечными долотами при высоких частотах вращения 400 – 600 об/мин.

Бурение роторным способом в этих условиях при повышенных частотах вращения (150 – 200 об/мин) приводит к быстрому износу бурильных труб, бурильных замков, а также к авариям. Для роторного бурения требуются бурильные трубы повышенной прочности и сбалансированный тяжелый низ бурильной колонны.

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: