Обоснование конструкции скважины Тарасовского месторождения, в условия многолетних мёрзлых пород

Министерство образования и  науки Российской Федерации

Федеральное бюджетное образовательное  учреждение

высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

 

 

Кафедра «Бурения нефтяных и газовых  скважин»

 

 

 

 

 

Курсовой проект

по дисциплине «Заканчивание скважин»

Обоснование конструкции скважины Тарасовского месторождения, в условия  многолетних мёрзлых пород

 

 

 

 

 

 

Выполнил ст. гр. ГБ-08-03 Д.А. Каникиев 
Принял ст. преподаватель Р.А. Исмаков 

 

 

 

Уфа

2012

 

Содержание 

ВВЕДЕНИЕ

Конечная цель сооружения нефтяных и газовых скважин – достижение залежей углеводородов в земных недрах и получения их промышленного  притока

Все предусмотренные проектным  заданием работы на завершающем этапе  бурения объединяют единым термином «заканчивание скважин». Поэтому под заканчиванием скважин понимается комплекс технологических процессов от начала вскрытия продуктивных пластов бурением до окончания их освоения как промышленного объекта.

Этот комплекс включает:

• первичное вскрытие продуктивных пластов посредством бурения ствола;
• испытание пластов в период бурения;
• крепление ствола скважины и разобщение пластов обсадными трубами и тампонажными материалами;
• создание фильтра между продуктивными пластами и скважиной;
• вторичное вскрытие продуктивных пластов перфорацией;
• вызов притока флюида из продуктивных пластов;
• исследование эксплуатационных характеристик продуктивных пластов.

Эти процессы включают в себя многочисленные операции как систематически применяемые при бурении (спуск-подъем бурильного инструмента, промывка и углубление ствола скважины и др.), так и специфические (спуск эксплуатационной колонны, сооружение фильтра, приготовление специальных тампонажных или других технологических растворов, цементирование эксплуатационных колонн, перфорация обсадных труб и цементной оболочки за ними, испытание продуктивных пластов специальными устройствами - пластоиспытателями, и т.д.).

Для успешного освоения скважины, и дальнейшей её эксплуатации, необходимо грамотно спроектировать конструкцию  скважины, с учётом геологических особенной местности, научного и практического опыта, экономической эффективности. Всё это отражается в проекте на бурение скважины, в данном курсовом проекте рассматривается месторождение Тарасовское, расположенное в зоне многолетних мёрзлых пород.

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ  СОСТАВЛЕНИЯ ПРОЕКТА

1.1 Сведения о районе буровых работ

Тарасовское месторождение открыто  в 1984 году. По административному положению  месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого  автономного округа Тюменской области. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское, Восточно-таркосалинское.

Рисунок 1.1 – Карта месторождений разрабатываемых “Пурнефтегаз”

 

В орогидрографическом отношении  месторождение располагается в междуречье по берегам Пякопур и его левого притока. Пурпе, относится к бассейну реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района. Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметкой рельефа +30 м до +98.Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякопур и Пурпе.

Климат района континентальный  и характеризуется резкими колебаниями  температур в течении года.

Тарасовское месторождение разрабатывается  с 1987 года. В разработке находятся  семь основных залежей среди которых ПК19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении. Первоначалъно пласты ПК19 и ПК20 считались двумя отдельными залежами. В настоящее время пласты ПК19-20 считаются одной залежью.

Для извлечения запасов из пластов  ПК19-20 применяется метод заводнения. Для системы расстановки скважин используется схема 7: 1 (чередование 7-ми рядов добывающих скважин и одного ряда нагнетательных скважин). Скважины пробурены по обычной сетке с расстоянием 250 м всего было пробурено около 900 скважин. Бурение скважин на главном структурном поднятии было сгруппировано на 52-х кустах.

Каждый куст состоит из 10-40 скважин (как нагнетательных так и добывающих).

Добываемые флюиды поступают на одну главную сепараторную станцию, где происходит их разделение на нефть воду и газ. Нагнетаемая вода подаётся тремя нагнетательными насосными станциями, расположенными на южном, центральном и северном участках месторождения.

 

1.2 Многолетние мёрзлые породы

«Вечная мерзлота» (многолетняя криолитозона, многолетняя мерзлота) — часть криолитозоны, характеризующаяся отсутствием периодического протаивания. Общей площадью 35 млн км². Распространение — север Аляски, Канады, Европы, Азии, острова Северного Ледовитого океана. Районы многолетней мерзлоты — верхняя часть земной коры, температура которой долгое время (от 2—3 лет до тысячелетий) не поднимается выше 0 °C. В зоне многолетней мерзлоты грунтовые воды находятся в виде льда, её глубина иногда превышает 1 000 метров.

Главной проблемой бурения скважин  в условиях ММП является их неустойчивость, поэтому необходимо полностью перекрывать эту зону и обеспечить максимальное качество крепи.

 

Глубина залегания отдельных слоев ММП, м		Характер распространения (сплошное, прерывистое массивное, островное)	Строение мерзлых толщ в вертикальном направлении		Тип ММП		Литологическая характеристика каждого слоя ММП	Температура по глубине каждого слоя ММП, Со	Физические  свойства пород		Давление флюида в межмерзлых таликах
кровля	подошва								влажность, %	льдистость, %
1	2	3	4		5		6	7	8	9	10
0	10	прерывистое	прерывистое		сингенетический		Первый слой ММП				Рпл.=Ргидр
0	0,3						почва и растительный слой, м=0,3	-	-	переувлаж- ненный
0,3	3,6						торф твердомерзлый, м=3,3	-0,4 (-1,1)	1,0-0,4	0,3-0,4
3,6	4,5						супесь твердомерзлая, м=0,9	-1,2	0,3-0,4	0,05-0,04
4,5	6,1						суглинок твердомерзлый, м=1,6	-1,2	0,30	0,15-0,20
6,1	7,0						песок с/з твердомерзлый, м=0,9	-1,2	0,70	0,03
7,0	7,4						суглинок твердомерзлый, м=0,4	-1,0	0,28	0,3-0,4
7,4	8,2						песок серый твердомерзлый, м=0,8	-1,0	0,70	0,03
8,2	10,0						суглинок мерзлый, м=1,8	0,9	0,18-    -0,22	0,15-0,20
Распространение первого  слоя мерзлоты возможно до глубины 50 м
150,0	320,0	-		-		-	Второй слой ММП: переслаивание  глин и опок с линзами песка, пески  мёрзлые, глины не содержат	-0,5 до 3 -0,5	- - -	- 0,15-0,25 -	Рпл=Ргидр.

Таблица 1.1

Геокриологическая характеристика пород на месторождении

 

1.3 Основные параметры и данные к проектированию конструкции скважины

Таблица 1.2

Исходные данные для  проектирования

Глубина а залегания  пласта, м	Толщина, м	Литологический  состав пород	Характер возможных  осложнений	Пластовое давление, МПа	Пластовая температура, 0С	Давление гидроразрыва, МПа	Интенсивность поглощения, м3/ч	Вид насыщаемого  флюида	Состав насыщающего  флюида (состав газа: газовый фактор; агрессивные компоненты газа, нефти, воды)	Проницаемость (трещиноватость) пород, Д;	Параметры применяемого бурового раствора (ПФ, ρ,η,τ0)	Эксплуатационный  горизонт	Способ эксплуатации	Наибольшая  депрессия (Мпа) или глубина снижения уровня в колонне  при освоении, м	Ожидаемый дебит  флюида,  м3/сут
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
70	70	Сероцветные глины с  галькой и гравием	Поглощения, осыпи и  обвалы, прихваты, наличие ММП	0,7	От 0 до -3	1,4	До5	Вода	Cl-НСО-, Na+, Mg2+, Ca2+	0,001	ρ:1,16-1,18г/см3, ПФ: 8-10 см3/30, η: 90-110 c, τ0:70-100мгс/см2	-	глубинными насосами ЭЦН и ШГН	Наибольшая депрессия 14 МПА глубина  снижения уровня в колонне 1076 м	50
100	30	Переслаивание глин, песков, алевролитов  и бурых углей	Поглощения, осыпи и обвалы, прихваты	1,0		2,0				0,600
150	50	Глины зеленые, вязкие с  прослоями и линзами глинистых  сидеритов		1,5		3,0		-	-	0,001
280	130	Глины, опоки и опоковидные  глины.		2,8		5,6
480	200	Глины с редкими прослоями  алевролитов и песков.		4,8	12	9,6
680	200	Глины алевритистые с  прослоями глинистых мергелей.	Осыпи и обвалы, ГНВП	6,9	21	13,6	-				ρ:1,11-1,12 г/см3, ПФ:2-4 см3/30 η: 30-55 c, τ0:10-25мгс/см2
900	220	Глины серые опоковидные, опоки серые.		9,1	30	18,0
960	60	Глины известковистые и  опоковидные.	Осыпи и обвалы, ГНВП, разжижение бурового раствора	9,7	35	19,2		Вода	Cl-, НСО-, Na+, Mg2+, Ca2+
2020	1060	Слабосцементированные песчаники, пески  и алевролиты.	Осыпи и обвалы, ГНВП, сужение ствола скважины	20,4	49	34,3				0,6
2175	155	Аргиллиты плотные с  прослоями алевролитов.		22,0	53	37,0		-	-	0,5
2675	500	Переслаивание глин, аргиллитов с песчаниками.		24,6	57	44,1		Газ				БП14 2779-2794
2850	175	Аргиллиты плотные, алевролиты серые, плотные, песчаники крепкосцементированные с растительными остатками.		26,8	92	45,6		Нефть	Газовый фактор 150-300 м3/т, содержит серу и парафин

 

 

 

Индекс  стратиграфического подразделения	Интервал, м		Индекс
	от (верх)	до (низ)	пластового  давления	гидроразрыва пород
1	2	3	4	6
Q- Р1	0	320	1,00	2,00
Р1-К2	320	960	1,01	2,00
К2-К1	960	2020	1,01	1,70
К1	2020	2672	1,01	1,70
К1	2672	2770	0,92	1,65
J3-J2	2770	2850	0,94	1,60

 

Таблица 1.3

Индексы давлений по разрезу  скважины

 

                                                                                                                                                                                                

 

 Таблица 1.4

Нефтегазоводопроявления

 

Индекс стратиг-рафического подразделения	Интервал, м		Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ)	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5
К1(БП8)	2630	2645	нефть	Снижение гидростатического  давления в скважине из-за: - снижения уровня бурового  раствора при бурении или жидкостей  глушения при испытании при  СПО инструмента и отсутствии долива скважины; - подъема бурильной  колонны при наличии сифона  или поршневания; - снижения плотности  бурового раствора или жидкостей  освоения, заполняющей скважину  ниже допустимой величины
К1(БП9)	2655	2670	нефть
К1(БП10)	2672	2675	газ
К1(БП10-11)	2675	2687	нефть
К1(БП14)	2779	2794	нефть

 

 

 

1.4 Проектный профиль скважины

В соответствии с задачами и методами эксплуатации скважин, способами интенсификации притока нефти на проектирование на стадии разработки в проекте принят профиль с  отходом на кровлю пласта БП₁₄ – 900 м (см. рис. 1.2, табл. 1.4).

С учетом особенностей геологического разреза  месторождения и технических  средств бурения проектный профиль  включает шесть интервалов, из них  один вертикальный, один интервал увеличения зенитного угла, два интервала стабилизации, (один из которых полка под ГНО) и два участка уменьшения зенитного угла.

Вертикальный  участок – 0-330 м.

На  первом интервале увеличения с интенсивностью 1,5⁰ на 10м на глубине 484 м по вертикали (489 м по стволу) набирается зенитный угол 23,80⁰. Радиус искривления при этом составляет 382 м.

1^ый  участок стабилизации – 484-1800 м – по вертикали (489-1927 м – по стволу) бурится с зенитным углом 23,80⁰.

1^ый  участок естественного уменьшения  зенитного угла с 23,80^о до 11,50^о бурится в интервале 1800-2579 м - по вертикали (1927-2746 м – по стволу) с интенсивностью 0,15^о на 10м с целью выхода на точку входа в продуктивный пласт БП₁₄ с общим отходом 900м.

2^ой  участок стабилизации (полка под ЭЦН) – 2579-2679 м – по вертикали (2746-2848 м – по стволу) бурится с зенитным углом 11,50⁰.

2^ой  участок естественного уменьшения зенитного угла с 11,50^о до 8,8^о бурится в интервале 2679-2850 м - по вертикали (2848-3021 м – по стволу) с интенсивностью 0,15^о на 10м.

При этом зенитный угол в точке входа  в продуктивный пласт составляет 9,9⁰ , а отклонение забоя от вертикали составит – 900 м. 

Таблица 1.4

Профиль ствола скважины

 

Интервал по вертикали, м		Длина интервала по верти- кали, м	Зенитный угол, град		Горизонтальное отклонение, м		Длина по стволу, м
от (верх)	до (низ)		в начале интервала	в конце интервала	за интервал	общее	интервала	общая
1	2	3	4	5	6	7	8	9
0	330	330	0	0	0	0	330	330
330	484	154	0	23,8	33	33	159	489
484	1800	1316	23,8	23,8	580	613	1438	1927
1800	2579	779	23,8	11,5	248	861	819	2746
2579	2679	100	11,5	11,5	20	881	102	2848
2679	2779	100	11,5	9,9	19	900	101	2949
2779	2850	71	9,9	8,8	12	912	72	3021

 

 

 

 

 

 

2 Обоснование и проектирование конструкции скважин

2.1 Данные от заказчика

При разработке конструкции скважины приняты во внимание следующие горно-геологические особенности строения разреза.

Многолетнемёрзлые породы залегают в  два слоя.

Верхний слой ММП залегает до глубины 10 м, возможно до 50 м. Температура –  до минус 1,2⁰С, льдистость – до 0,70.

Второй слой залегает в интервале 150-320 м. Температура – до минус 3⁰С, льдистость -  до 0,25.

Люлинворская свита залегает в  интервале 150-280 м.

Нефтеносные горизонты залегают в  интервалах:

БП₁ – 2385-2400 м;

БП₆  – 2590-2600 м;

БП₇  – 2615-2625 м;

БП₈  – 2630-2645 м;

БП₉  – 2655-2670 м;

БП_10-11  – 2675-2687 м;

БП₁₄  – 2779-2794 м;

Газоносный горизонт БП₁₀  - 2672-2675 м.

Эксплуатационный объект  БП₁₄ залегает в интервале 2779-2794 м.

Коэффициент аномальности пластового давления не превышает 1,01.

Забойная статическая температура – 97⁰С.

Цель бурения - добыча нефти, нагнетание воды для ППД.

Проектная глубина скважины  - 2850 м.

Диаметр эксплуатационной колонны  – 146 мм

2.2 Определение числа обсадных колонн, их диаметров и возможных глубин их спуска

2.2.1 Построение графика совмещённых давлений

По данным заказчика (табл. 1.2 и 1.3)  строиться график совмещённых давлений (рис 2.1)

 

 

 

Рис 2.1 – График совмещенных давлений

Как видно из графика, все интервалы  бурения совместимы, но необходимо учесть, что на на глубинах 0 – 50 м, и 150-320 м находятся многолетнемёрзлые породы, поэтому принимается решение спустить направление на глубину 60 м.

 

 

 

2.2.2 Глубины спуска кондуктора

Минимально необходимая глубина  спуска кондуктора по вертикали определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у их башмака в процессе ликвидации возможных газонефтепроявлений.

Расчёт глубины спуска колонны  осуществляется по формуле АзНИПИнефти (2.1)

 

где: Ру – ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытии устья, МПа;

        Рпл – пластовое  давление проявляющего горизонта,  МПа;

        lк – глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м;

        С – коэффициент градиента гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.

При бурении под эксплуатационную колонну будет вскрыт ряд нефтеносных горизонтов (см. пункт 2.1).

Максимальное давление на устье  возникает  при проявлении и закрытии устья из пласта БП₈ :   lк =2630 м, Рпл= 26,6 МПа, ρ_н=821 кг/м³.

Ру = 26,6*10⁶Па – 9,8м/c² * 821кг/м³ * 2630 м = 5 МПа

Тогда минимально необходима глубина спуска кондуктора будет равна:

Глубина спуск кондуктора в проекте  принята 500 м в соответствии с  учётом зоны совместимости условий бурения геологического строения разреза.

Проверочный расчёт глубины спуска кондуктора на условие предотвращения гидроразрыва пород у его башмака:

Р_г-ва⁵⁰⁰ = 0,02 МПа/м х 500 м = 10 МПа;

Внутреннее давление у башмака  кондуктора при возможном нефтепроявлении  и закрытом устье будет:

 

Р_в=26,6*10⁶ Па – 9,8 м/с² х 821кг/м³ х (2630 – 500) м = 9,1 МПа

Запас прочности пород на гидроразрыв  должен составлять не менее 5 % от внутреннего  давления у башмака колонны, согласно «Инструкции по испытанию ОК на герметичность» М., 1999 г.:

 

2.2.3 Диаметры колонн, долот и интервалы цементирования

Под эксплуатационную колонну (выбранную  заказчиком), диаметром 146 мм долото выбираем по формуле:

,

Где D_м – диаметр обсадной колонны по муфте, мм;

δ – зазор между стенкой скважины и обсадной колонной, мм

,

Округляем диаметр до ближайшего стандартного – 215,9 мм.

Аналогично получаем диаметры кондуктора и направления и долот (табл. 2.1).

С учётом условий ММП, осыпей и обвалов  и прочих возможных аварий, все  колонны цементируются до устья.

Таблица 2.1

Конструкция скважины

Название колонны	Интервалы установки колонны				Диаметр ствола скважины (долота), мм	Диаметр колонны, мм	Интервалы цементирования
	по вертикали, м		по стволу, м
	от	до	от	до
Направление	0	60	0	60	393,7	324	До устья
Кондуктор	0	500	0	506	295,3	245
Эксплуатационная	0	2850	0	3021	215,9	146

 

 

3 ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ  ОБОРУДОВАНИЯ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ

Критериямем выбора устьевого оборудования является максимальное давление, возникающее  на устье скважины при полном замещении  промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе, и диаметры проходных отверстий, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы.

Определим давление на устье:

,

где P_у – максимальное давление на устье при замещении промвочной жидкости пластовым флюидом (определено в п. 2.2.2)

По данному рабочему давлению и  диаметры колонн выбираем колонную головку  ОКК1-210-146x245

Также на кондуктор предусмотрим установку  противовыбросового оборудования: Универсального превентора ПК 230 х 35 и двух плашечных ПП-230 х 35, причем один с глухими плашками, который позволяет полностью перекрыть как затрубное, так и кольцевое пространство, а другой с трубными, предназначенный для герметизации заколонного пространства.

Для управлением скважиной при  ГНВП необходимо установить на устье  блок глушения и блок дросселирования, которые соединяются с кондуктором  через устьевую крестовину.

Полная схема эелемнтов оснастки устья представлена на рисунке 3.1.

 

                                                                                                      

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 3.1 – Схема обвязки устья скважины 

4 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОБСАДНОЙ  КОЛОННЫ

4.1 Условия расчёта

Необходимо рассчитать эксплуатационную колонну диаметром D_эк=146 мм для нефтяной скважины глубиной L=2850 м. Цементный раствор плотностью 1830 кг/м³ поднят до 2500 м (от устья), выше находится облегчённый раствор плотностью 1420 кг/м³. Кондуктор спущен на глубину 500 м. Скважина заканчивается безглинистым раствором плонтносьб 1110 кг/м³. 

 

Пластовое давление на кровле продуктивного пласта (БП₁₄) 26 МПа. Тип резьбы – БТС (ОТТМА). Герметичность эксплуатационной колонны будет определяться опрессовкой, проводимой технической водой с плотностью 1050 кг/м³.

Расчет обсадных колонн производится по максимальным значениям  избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробовании, эксплуатации и др. работах), при этом учитывается раздельное и совместное их действие.

В результате расчета  определяются конструкции обсадных колонн (типоразмеры труб по секциям, их длина и масса)

Пластовое давление в  конце эксплуатации 3,5 МПа

Рис 4.1 – Заколонное пространство эксплуатационной колонны

 

 

 

 

4.2 Расчёт наружных давлений

Сразу после получения  «стоп» в интервале 0-2850 м

(4.1),

где - средняя плотность цементного раствора, определяющаяся по формуле:

После ОЗЦ. После затвердевания цемента колонна испытывает наружное давление, обусловленное действием поровой жидкости цементного камня, плотностью ≈ 1100 кг/м³

4.3 Расчёт внутренних давлений

Находится давление на устье скважины

Находится давление опрессовки на устье

 

Минимальное давление опрессовки для  колонн Æ146 мм:  Роп_у =  12,5 МПа.

Внутреннее давление обсадной колонны  на глубине 2850 м:

В конце времени эксплуатации скважины устьевое давление равно нулю, так как пласт истощён:

Уровень жидкости в скважине определится  из уравнений

 

 

 

 

По полученным данным строится график внутренних и наружных давлений (рис. 4.2), затем строятся графики избыточных давлений (рис. 4.3).

Внутренние избыточные давления равны  разности давления при опрессовке и  наружных давлений после цементирования, а наружные избыточные давления равны  разности наружных давлений после ОЗЦ  и внутреннего давления в конце  эксплуатации.

При определении наружного давления в зацементированной зоне приняты следующие допущения:

- схватывание и твердение тампонажного  раствора происходит без объемных  изменений, поэтому наружное давление  на колонну во весь период  твердения тампонажного раствора  остается неизменным;

- цементный камень и окружающие  породы являются упругими телами  с одинаковыми модулями упругости  и коэффициентами Пуассона, поэтому  рассматриваются как единая оболочка  вокруг колонны;

- при уменьшении давления внутри  колонны, снижается и наружное  давление, однако, радиальная деформация колонны происходит без нарушения ее сцепления с цементной оболочкой.

Для учета этих допущений при  расчете наружного избыточного  давления в продуктивной части разреза  вводится коэффициент разгрузки  цементного камня (К), который для колонны диаметром 146 мм равен 0,25.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 4.2 - Графики давлений, действующих на обсадную колонну 

 

 

 

Рис 4.3 – Графики избыточных давлений

 

 

4.4 Расчёт обсадной колонны

Подбор компоновки эксплуатационной колнны ведётся по эпюрам (рис. 4.3)

Допустимые растягивающие нагрузки для резьбовых соединений определяют с учётом увеличения запаса прочности  в зависимости от интенсивности  искривления, но т.к. требованием заказчика  является применение труб с трапецеидальным  профилем резьбы (ОТТМА), а интенсивность искривления не превышает 5⁰/10м, то расчёт на прочность соединения при растяжении производят также, как для вертикальных скважин, без учёта действиё изгибающих напряжений.