Восстановление скважины путём забуривания бокового ствола

Министерство  науки и образования РФ

ГБОУ АО СПО «Астраханский государственный политехнический колледж» 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

КУРСОВАЯ  РАБОТА

по дисциплине:

«Оборудование и инструменты для подземного ремонта скважин»

на тему:

     «Восстановление скважины путём забуривания бокового ствола

КП 130503.52 – 16587 – ТПРС - 2012» 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                                                                                  Выполнил:

                                                                            ст. гр. РЭМ – 542

                                                                                  Иголкин Борис

                                                                   Проверил:

                                                                       Гришанов Д.В. 
 

Введение 

    В настоящее время нефть, газ и  продукты их переработки по своему значению стоят в одном ряду с  другими важнейшими средствами производства.

    Современная экономическая стратегия развития предприятий предусматривает внедрение наиболее эффективных и технологий производства.

    Развитие  нефтяной промышленности характеризуется  тем, что месторождения находятся  на последней стадии разработки. Новые  вводимые объекты имеют невысокие  дебиты. Повышение эффективности  месторождений требует резкого  увеличения числа добывающих скважин. Развитие буровых работ продолжается при значительном усложнении условий  бурения. Прирост добычи будет обеспечиваться за счет увеличения нефтеотдачи, механизированного  способа добычи, дальнейшего совершенствования  систем разработки, в том числе  оптимизации сетки скважин, а  также максимального повышения  эффективности использования фонда  скважин, вовлечения в разработку малопродуктивных пластов.

    По  Припятскому прогибу имеется  более 700 глубоких скважин, ликвидированных по геологическим и техническим причинам. При современных технологиях, с помощью винтовых забойных двигателей (ВЗД), возможно восстановление и включение в дальнейшую эксплуатацию каждой третьей  ликвидированной скважины, путём бурения нового ствола используя значительную часть ствола ликвидированной скважины. Это позволяет увеличить нефтеотдачу пластов за счёт зон, не охваченных ранее выработкой, во многих случаях отказаться от бурения новых скважин, возложив их задачи на восстанавливаемые.

    Стоимость восстановленных скважин методом  бурения второго ствола составляет примерно 35-50% стоимости новой скважины. 
 
 
 
 
 
 
 
 

Содержание

Введение.                                                                                                              

     1 Обоснования выбора скважины для восстановления  методом

бурения второго  ствола.

    2 Основные проектные данные.

    3 Технология бурения нового ствола.

    4 Спуск обсадной колонны.

    5 Цементирование обсадной колонны.

    6 Заканчивание скважины.

     Заключение

     Список литературы 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.1 Обоснование выбора скважины для восстановления методом бурения второго ствола 

        При выборе скважины для бурения второго ствола учитывались следующие основные факторы:

    1. Необходимость более полной выработки  остаточных запасов нефти межсолевого  объекта разработки.

    2. Энергетика залежи.

    3. Экономия финансовых средств  при бурении второго ствола  по сравнению с бурением новой  скважины.

    4. Разница во времени затраченном  на бурение второго ствола  по отношению к времени бурения  новой скважины. 

    Конструкция скважины: 

    – направление 630 мм – 0 ─ 6 м ─ цемент до устья

    – кондуктор 426 мм – 0 ─ 200 м – цемент до устья 

    – первая техническая колона 324 мм ─  0 ─ 1450 м ─ цемент до устья

    – вторая техническая колонна 245 мм – 0 ─ 1979 м ─ цемент до устья 

    – эксплуатационная колонна 168 мм ─ 0─2010м  ─ цемент до устья 

1.1.1 характеристика работы скважины №60 золотухинского месторождения 

     Испытатель  пластов:

1. 1957–1984 м –  zd – при р=162 атм 1 м/с по КВД;

2. 2034 – 2104 м  – zd – при р=115 атм притока нет;

3. 2102 – 2214 м  –zd– при р=124 атм притока нет;

4. 3825 – 3909 –  vr –при р=123 атм 2 м/с фильтрата раствора по КВД;

5. 3852 – 3953 м  –vr – при р=142 атм приток смеси фильтрата раствора и пластовой воды;

6. 3909 – 3953 м  –sm – при р=126 атм 124 м/с воды 1,25;

7. 3950 – 4022 м  –sr – при р=160 атм притока нет. 

         В ноябре 1978 года ввод фонтаном  с дебитом 45 – 60 т/с без воды. По термометрии работал интервал 1985 –1988 м.

     В мае 1979 года  закачка 12 м пенокислоты  и 12 м HCl при 100– 80  атм на воде. Продолжена постоянная фонтанная эксплуатация с дебитом 50–65 т/с без воды.

     В июле 1982 года начало обводнения от 5 %. Темп роста обводнения в пределах, все  последующие годы обводнение в пределах 11 – 13 %, а с 1984 года вода из продукции  исчезла.

     Далее скважина эксплуатируется фонтаном постоянно с дебитом 10 т/с без  воды, а с 01.1991 года дебит составил 23 т/с без воды.

     В апреле 1994 года перевод на НГ – 57, при  постоянной эксплуатации дебит 7 – 10 т/с  без воды.

     В июне 1996 года перевод на фонтан. При  периодической эксплуатации дебит 4 – 5 т/с без воды со снижением  до 2,5 т/с воды к середине 1998 г.

     В июне 1998 года мгновенное обводнение до 98,8 %.

       В октябре 1998 года изоляционные  работы. Мост 1980 – 1983 м с наращиванием  до 1942 м и разбуриванием до 1970 м.СКВ 2 м 24% HCl но продавить кислоту не удалось при 110 – 120 атм. HCl порциями : 1 м 24% + 1 м 24% + 3 м 18% при 90 – 80 атм.

     На  НГ – 57 начальный дебит жидкости 5,6 т/с при 37% воды.

     В январе 1999 года вода из продукции исчезла, а с мая 1999 г вода – 98,6%, а в  конце 1999 года обводнение достигает 99,7 %.

     На 01.01.2001 года добыто 24109 т  нефти и 17167 т воды. 

1.2 технология  бурения второго ствола скважины №60 золотухинского нефтяного месторождения.

Обоснование месторасположения  забоя второго ствола скважины и  его профиля.

          Скважина заложена в неразработанную  часть петриковско–елецкой залежи  в юго–восточной части золотухинского  нефтяного месторождения.

      Величина смещения забоя нового  ствола 385 м по азимуту 55,72° от устья.

Профиль ствола скважины №60 s2 Золотухинского месторождения :

     Профиль ствола скважины рассчитывается с помощью  программного обеспечения фирмы  «Schlumberger». Согласно расчета профиль скважины выбирается плоскостной с двумя интервалами:

      – наклонно–криволинейный 1470–1853м  с набором зенитного угла от 6,30° до 55,45° и разворотом по азимуту в право с 346° до 56°;

      –наклонно–прямолинейный с сохранением  угловых параметров в интервале  1853–2200м.

1.2.1  Влияние параметров режима бурения на показатели работы долот

    Наилучшие результаты работы долот достигаются, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя; в противном  случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя  скважины, а следовательно, и механическая скорость проходки зависит от качества промывочной жидкости. Очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с  малой вязкостью и малой прочностью структуры. Крупные куски шлама  лучше удаляются при вязких растворах. Увеличение плотности, увеличивает  подъемную способность глинистых  растворов.

          Но из опыта бурения  следует, что с уменьшением плотности  раствора  механическая скорость проходки на долото увеличивается.

          С увеличением плотности  бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению увеличивается, следовательно  показатели бурения уменьшаются.

          При постоянной осевой нагрузке и скорости вращения с увеличением  количества промывочной жидкости, подаваемой на единицу площади забоя скважины, механическая скорость проходки увеличивается.

    Увеличение  количества жидкости, подаваемой на забой, независимо от природы и свойств  промывочного агента, свойств разбуриваемых  пород и модели долота, всегда ведет  к увеличению проходки на долото

          Скорость истечения  потока жидкости из отверстия долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою  скважины способствует увеличению скорости бурения.

          С увеличением скорости истечения промывочной жидкости из долотных насадок, улучшается очистка  забоя скважины, а следовательно, увеличивается механическая скорость бурения. При бурении шарошечными  долотами с увеличением скорости вращения, уменьшается глубина разрушения за один оборот.

          В тоже время увеличение скорости вращения ведет к увеличению числа поражений забоя зубцами  шарошек, скорости ударов зубцов о породу; эти и некоторые другие факторы увеличивают эффективность работы долота, но  резко сокращают его долговечность, износостойкость.

          При бурении в  хрупких и пластично–хрупких  горных породах с небольшим коэффициентом  пластичности теоретически возможный  максимум скорости бурения достигается  при очень высокой скорости вращения, а для пород высокопластичных и особенно для пород не дающих общего хрупкого разрушения, максимальная механическая скорость достигается  при небольших скоростях вращения.

      При поддержании на долоте  осевой нагрузки, соответствующей  скорости V=max, реализуются критерии  максимума механической скорости; при нагрузке, отвечающей проходке  на долото h=max, бурить будут с  максимальной проходкой на долото. Оптимальный режим с максимумом  рейсовой скорости, очевидно будет  достигнут при средней величине  осевой нагрузки между Рд, соответствующей  V=max, и Рд, соответствующей max.

    При турбинном бурении основным параметром режима бурения является количество прокачиваемой промывочной жидкости Q.

    Осевая  нагрузка на долото Pд находится  в зависимости от количества прокачиваемой  промывочной жидкости Q, т.е. Рд=¦ (Q).        [3, c 230]

    Число оборотов долота в турбинном бурении  переменно и зависит от количества прокачиваемой промывочной жидкости ( Q )  и осевой нагрузки   ( Рд ), т. е. n= ¦ (Q; Рд). 

1.2.2 разработка рациональных параметров режима бурения

 

    Для разработки рациональных параметров режима бурения необходимо:

• установить зоны возможных осложнений (нарушение целостности колонны, выбросы, поглощения промывочной жидкости, и др.), а также определить пластовые давления продуктивных горизонтов.
• изучить возможность самопроизвольного искривления ствола скважины и профилактические меры, ранее предусматривавшиеся против искривления, а также  эффективность этих мер.

          В соответствии с  геологическими условиями бурения  следует:

• выбрать промывочную жидкость, задаться ее параметрами для разбуривания отдельных горизонтов;
• произвести поинтервальный выбор способа бурения;
• выбрать типы долот для разбуривания отдельных горизонтов.

          В зависимости от способа бурения, механических свойств  пород, качества промывочной жидкости и выбранных типов долот приступить к определению необходимых значений осевой нагрузки, количества прокачиваемой  промывочной жидкости и числа  оборотов долота. При этом следует  руководствоваться (не зависимо от способа  бурения) следующими положениями:

• потенциальные возможности буровой установки должны быть максимально использованы;
• для промывки скважины должна быть выбрана промывочная жидкость с минимально возможными параметрами (плотностью, вязкостью, статическим напряжением сдвига и др.);
• количество прокачиваемой жидкости должно быть достаточным для очистки забоя и выноса частиц выбуренной породы (шлама) на поверхность и др.

          С учетом вышеизложенного, а также опыта бурения соседних скважин Светлогорским УБР, Речицким УРБ и результатов НИР, проведенных  ВНИИБТ, УкрГИПРОНИИнефть, БелНИПИнефть по обработке долот и режимов  бурения, сделан подбор рациональных способов и режимов бурения поинтервально:

• способ бурения;
• тип забойного двигателя;
• типоразмеры долот;
• осевая нагрузка;
• скорость вращения долота;
• производительность насосов;
• давление на стояке;
• компоновка низа бурильной колонны( КНБК );
• параметры бурового раствора и др.  

 

    1.3 технология бурения нового ствола

    1.3.1 основные проектные данные

 
 

1.   Номер скважины	60 / S2
2.   Площадь (месторождение)	Золотухинская
3.   Цель ремонтно–восстановительных  работ	Восстановление  ликвидированной скважины
4.   Назначение скважины	Эксплуатационная
5.   Проектный горизонт	Петриковско–елецкий
6.   Проектная глубина, м: по вертикали	1988
по  стволу	2200
7.   Вид скважины (вертикальная, наклонно–направленная)	Наклонно–  направленная
8.   Азимут бурения, град	45.73 (от устья)
9.   Максимальный зенитный угол, град	55.72
10. Максимальная интенсивность изменения  зенитного угла, град./10м	1,5
11. Глубина по вертикали кровли  продуктивного пласта, м	1938
12. Отклонение от вертикали точки  входа в кровлю продуктивного  пласта, м	385 (от устья)
13. Допустимое отклонение точки  входа в кровлю продуктивного  пласта от  проектного положения  (Rкр. доп.)	50
14. Категория скважины	II
15. Способ бурения второго ствола	Турбинно–  роторный
16. Вид привода	Дизельный
17. Тип установки для ремонтно–восстановительных  работ	HRI–500
18. Тип мачты	Телескопическая
19. Тип установки для испытаний	HRI–500

          1.3.2 порядок работы

 

       Перед началом выполнения работ ознакомить исполнителей работ с техническим проектом на восстановление скважины и настоящим планом работ: провести инструктаж буровой бригады и ИТР, принимающих участие в работах на скважине, по особенностям и последовательности операций на скважине.

       Восстановление скважины осуществляется  в четыре этапа:

    1. подготовительные работы;

    2. фрезерование обсадной колонны;

    3. забуривание нового ствола отклоняющей  КНБК;

    4. бурение нового ствола по  проектной траектории.

    1.3.3 подготовительные работы

 

    Заглушить скважину в затрубное пространство на замещение двумя циклами тех. водой Y=1,20 г/см³ в V=34м³, согласно РД39–30–2002 «Временной инструкции по технологии глушения скважин», утвержденной генеральным директором РУП ПО «Белоруснефть» от 02.09.02г. в следующем порядке: 1–й цикл в V=19м³, стоянка на замещении 4 часа, 2–й цикл в V=15м³ до выхода тех. воды Y=1,20 г/см³ на устье скважины.

    Смонтировать  HRI–500 согласно технических условий на обустройство рабочей зоны, монтаж, демонтаж и транспортирование установки HRI–500 для бурения и кап.ремонта скважин, утвержденных главным инженером ПО «Белоруснефть» от 12.12.2000г

     Устье скважины необходимо оборудовать согласно принятой схеме на бурение II ствола (опрессовать ПВО ─ превентор  «Упетром» 180х350 и фонтанную арматуру ─ 2 АФ–50–200 на 165 атм., опрессовать  межколонное пространство на 50 атм., при открытом устье).

     Далее проверить работоспособность бурового оборудования и контрольно─измерительных приборов  (ротор, буровой насос, систему очистки бурового раствора, индикатор веса, моментомер, расходомер бурового раствора). 
 
 
 
 
 
 
 

          1.3.4 расчёт бурильной колонны 

         Для расчета бурильной колонны  на прочность необходимо знать  нагрузки и возникающие в результате  их действия напряжения в любом  сечении бурильной колонны.

     Однако  определить напряжения с достаточной  точностью довольно трудно, так как  бурильная колонна не является стержнем постоянного сечения вследствие наличия высаженных концов на трубах, соединительных муфт, бурильных замков и переводников. Осложняется расчет напряжений и необходимостью учета  гидростатических и гидродинамических  сил, сил трения, возникающих при  осевом перемещении бурильной колонны  и при ее вращении в скважине, и других трудно учитываемых сил.

     Поэтому приходится рассчитывать напряжения приближенно, а неучтенные силы компенсировать коэффициентом  запаса прочности, устанавливаемым  на основании опыта эксплуатации бурильных колонн. Допустимо рассчитывать напряжения, принимая, что бурильная  колонна работает в воздушной  среде.

     Бурильная колонна может быть одноразмерной  и многоразмерной. Одноразмерная  комплектуется трубами, имеющими одинаковые диаметры и толщины стенок, а многоразмерная состоит из нескольких (чаще двух—трех) одноразмерных секций, диаметры которых  уменьшаются в направлении к  долоту. Одноразмерная колонна и  секции многоразмерных колонн могут  быть собраны из труб, изготовленных  из материала одной или разных групп прочностей. Естественно, что  допустимая длина одноразмерной  колонны меньше длины многоразмерной.  

Расчет бурильной  колонны  ПН 89 х 9 на прочность при  бурении  винтовым забойным двигателем Д1 – 127 ( до глубины 2200 ) 

     Определяем  вес КНБК (компоновка низа бурильной  колонны) по формуле.

         

,             (2.1)

где

Q_КНБК – вес КНБК;

Q_з.д. – вес забойного двигателя;

Q_к – вес калибратора;

Q_убт – вес УБТ;

Q_д – вес долота;

Q_з.д. = 372 кг;

Q_{к 139,7} = 40 кг;

Q_{д. 139,7} = 18 кг;

                               

,                                  (2.2)

где

q_убт – вес 1 м 121 УБТ

 –  длина УБТ

q_убт = 73,7 кг/м

 – 36 м.

Определяем  вес УБТ

Определяем  вес КНБК

.

Находим коэффициент учитывающий Архимедову силу по формуле

                                    

,                                   (2.3)         

где

 – удельный вес бурового  раствора ;

 – удельный вес стали;

= 1,31 г/см³;

= 7,85 г/см³;   

.

Определяем  допустимую растягивающую нагрузку для труб по формуле

                                          

,                                        (2.4)

    где

    Q₁ = 116 т. – нагрузка соответствующая пределу текучести материала труб ПН 89 х 9 Д;

    n – коэффициент запаса прочности на растяжение.

        При бурении винтовым забойным  двигателем наклонно–направленной  скважины   n = 1,56.

     Найдем  нагрузку перепада давлений на долоте при бурении винтовым забойным двигателем по формуле

                                  

,                                         (2.5)

где

P_n – перепад давлений;

P_n = 120 кг при бурении забойным двигателем;

F₁ – площадь поперечного сечения трубы см²;

F₁ = 39,6 см²;

.

Определим длину первой секции по формуле

               

,                                    (2.6)

где

q₁ – масса 1 м труб ПН 89 х 9 Д

q₁ = 0,0299 тс/м

,

Выбираем  длину первой секции исходя из условия

Принимаем = 2164м.

Проверочный расчет.

Определяем  массу первой секции по формуле

                                     

1 ,                            (2.7)

Определяем  фактическую растягивающую нагрузку по формуле

                     

,                        (2.8)            

Расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение

                                  

  ,                                       (2.9)

1,65 > 1,56

Следовательно, колонна удовлетворяет заданному  условию

      Расчет бурильной колонны ПН 89 х 9 на прочность при бурении роторным способом.

;

Длина УБТ–121/51;  

,                                                                         (2.10)

.

где

P_д – осевая нагрузка на долото;

q₀  – вес 1 м 121 УБТ;

 – удельный вес бурового  раствора ;

 – удельный вес стали.

    Для дальнейших расчетов принимаем равной 64м.

,                                                                                     (2.11)

,

,                                                                   (2.12)

.

где  Q_д – вес долота;

       Q_клс – вес калибратора;

       Q_убт – вес УБТ 121.

1–я  секция ПН 89х9Д :

– нагрузка, соответствующая пределу  текучести;

n=1,56 – коэффициент запаса прочности.

        Определяем допустимую растягивающую  нагрузку для труб по формуле:

,                                                                                               (2.13)

.                                                              

,                                                                                             (2.14)

.                                                          

P_n – перепад давлений;

P_n = 80 кг при бурении ротором;

F₁ – площадь поперечного сечения трубы см² ;  

F₁ = 39,6 см².

,                                                                                  (2.15)