Тема: Бурение эксплуатационной скважины на Федоровском месторождении (стр. 2 )

Рис. 1.. Геологический разрез отложений пластов группы АС Сургутского района ( верхняя подсвита, варстовская свита).

1 - песчаники массивные, 2 - переслаивание глин и песчаников с преобладанием последних, 3 - переслаивание песчаников и глин с преобладанием последних, 4 - алевролиты, 5 - глины, 6 - переслаивание алевролитов и глин, 7 - фациальное замещение, 8 - скважина и ее номер

1.4. Гидрогеология

Направление движения пласто­вых флюидов в разрезе и на площа­ди определялось нами при анализе карт приведенных давлений. На рис. 3 представлена такая карта для пласта БС10 Федоровского мес­торождения (Сургутский нефтегазо­носный район). Приведенные плас­товые давления изменяются от 24 до 23 МПа, причем их наибольшие значения отмечены в зонах проги­бов, окружающих поднятие, особен­но в западной части Федоровского куполовидного поднятия, на удале­нии от ВНК до 3,5 км. К своду под­нятия приведенные пластовые дав­ления уменьшаются и в присводовых частях имеют наименьшее зна­чение. Простирание изолиний при­веденных пластовых давлений суб­меридиональное. Подобное распре­деление приведенных пластовых давлений по площади пласта БС10 свидетельствует о том, что в настоя­щее время продолжается поступле­ние в него подземных вод с юго-за­падной стороны. В этом направле­нии пласт БСю глинизируется.

Рис.2. Фрагмент карты идентифицированной гидропроводности пласта БС10 Восточно-Моховой площади Федоровского месторождения

Рис.3. Карта переведенных пластовых давлений пласта БС10 Федоровского месторождения

1.5. Характеристика коллектора (по пластам)

Средняя глубина залегания нефтеносных пластов: м.

Представленные типы залежей: пластово-сводовые с газовыми шапками, литологически-экранированные, пластово-сводовые.

Средняя нефтенасыщенная толщина кат. В+С1/С2: 3,1-10,2 м.

Площадь нефтеносности кат. В+С1: 1 м2.

Коэффициент пористости: 24-27 %.

Коэффициент проницаемости: 0,219-0,532 дарси.

Коэффициент расчлененности: 4,1-4,6 долей ед.

Начальная пластовая температура: 58-66 0С.

Начальное пластовое давление: 18,8-23,1 МПа.

Вязкость нефти в пластовых условиях: 1,4-9,45 мПа*с.

Плотность нефти в пластовых условиях: 751-872 кг/м3.

Плотность нефти в поверхностных условиях: 845-913 кг/м3.

Объемный коэффициент нефти: 1,036-1,12 долей ед.

Содержание серы в нефти: 1,07-1,92 %.

Содержание парафина в нефти: 2,3-3,8 %.

Давление насыщения нефти газом: 6,2-15,3 МПа.

Газасодержание нефти: 25-91 м3/т.

2.Технологическая часть

2.1. 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, и на небольшую глубину (2280 м), кроме того продуктивный горизонт имеет небольшую мощность, в следствии этого, затраты на бурение наклонной скважины не оправдывают себя. Поэтому ведется бурение вертикальной скважины.

2.2. Обоснование метода вхождения в пласт

Так как тип залежи устойчивый и неоднородный будет применена следующая схема вхождения в продуктивный пласт. Скважина проходится до кровли пласта коллектора (2262 м), устанавливается эксплуатационная колонна и цементируется до устья. Далее производится переход на меньший диаметр бурения, меняется плотность бурового раствора на более тяжелый и вскрывается продуктивный пласт на всю длину. В пласт коллектор устанавливается фильтр с высотой верхней части 150 м над башмаком предыдущей колонны и цементируется на всю длину. Далее для связи продуктивного пласта со скважиной производится перфорирование фильтра и цементного камня.

2.3. Проектировка 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.

Исходные данные для определения конструкции скважины приводятся в таблице 2.

Таблица 2.Исходные данные для определения конструкции скважины.

Интервал скважины, м	0-320
Рпл., МПа	Pпл=Pг. с.	11,2	Pпл=Pг. с.	29,5
Рпогл., МПа	7,5	21,0	35	38,5

2.3.1. 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 ka) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения kп) 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 ka , индекса давления поглощения kп и соответствующие значение относительной плотности бурового раствора .

1) Рассчитываем коэффициент аномальности пластового давления ka:

,

где:

Рпл – Пластовое давление, Па;

h – Глубина от устья до рассматриваемого сечения, м;

ρв – плотность воды, кг/м3;

g – ускорение свободного падения, м/с2;

При глубине h от 0 до 320 м:

2) Индекс давления поглощения kп рассчитываем по следующей формуле:

,

где:

Рпогл – давление поглощение, Па;

При глубине h от 0 до 320 м:

3) 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 320 м:

Аналогично рассчитываем для других интервалов скважины. Для расчетов плотностей буровых расчетов, для последующих интервалов скважины, коэффициент запаса берем равным 1,05.

При глубине h от 320 до 1470 м:

Занесем значения ,и в сводную таблицу 3:

Таблица3. Значения ,и

Глубина, м
0-320	1,02	2,39	1,12
	0,78	1,46	0,82
	0,92	1,58	0,96
	1,32	1,72	1,39

Выбирается относительная плотность промывочной жидкости:

для интервала 0-320 м: ρотн = 1,12 г/см3

для интервала м: ρотн = 0,82 г/см3

для интервала м: ρотн = 0,96 г/см3

для интервала м: ρотн = 1,39 г/см3

2.3.2. Расчет диаметров обсадных колонн и долот

Геологическая служба предприятия обусловливает диаметр эксплуатационной колонны. Диаметры обсадных колонн, глубины спуска которых рассчитывают снизу вверх.

1) Наружный диаметр фильтр выбирается исходя из дебита скважины и принимается равным 146 мм.

2) Определяем диаметр долота для бурения под фильтр:

Соответствует диаметру долота из справочника .

3) Внутренний диаметр эксплуатационной колонны:

Выбираются трубы ГОСТ 632-64

4) Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

Соответствует диаметру долота из справочника .

5) Внутренний диметр промежуточной колонны:

Выбираются трубы ГОСТ 632-64

6)Диаметр долота для бурения под промежуточную колонну:

Соответствует диаметру долота из справочника .

7) Внутренний диаметр кондуктора:

Выбираются трубы ГОСТ 632-64

8) Диаметр долота под кондуктор:

Соответствует диаметру долота из справочника .

2.3.3. Построение графика совмещенных давлений

На основе полученных значений kа, kп и относительная плотности бурового раствора ρотн построен график совмещенных давлений. Поскольку геологический разрез не содержит зон с явной несовместимостью внешних условий, и оптимальная плотность бурового раствора принимает близкие значения на всем интервале бурения. Выбрана следующая конструкция скважины:

·  Фильтр: глубина спуска от 2130 до 2280 м; наружный диаметр Dн = 146 мм; толщина стенки 8 мм;

·  Эксплуатационная колонна: глубина спуска 2262 м, наружный диаметр Dн = 219,1 мм, толщина стенки 12 мм;

·  Промежуточная колонна: глубина спуска 1470 м, наружный диаметр Dн = 298,5 мм, толщина стенки 12 мм;

·  Кондуктор: глубина спуска 320 м, наружный диаметр Dн = 406,4 мм, толщина стенки 11 мм.

Рис. 4. График совмещенных давлений и запроектированная конструкция скважины

2.4. Выбор способа бурения скважины

Основные требования к выбору способа бурения – необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов. Выбранный способ должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола скважины, которые наиболее полно отвечали бы условиям качественного вскрытия продуктивного горизонта; достижения высокого качества ствола скважины, её конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможности использования долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

В данном курсовом проекте выбирается роторный способ бурения, так как он соответствует всем заданным условиям бурения. Диаметр проходного отверстия ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении скважин:

где, – диаметр долота при бурении под кондуктором, мм;

δ – диаметральный зазор, мм.

Выбирается ротор Р-560. Техническая характеристика, выбранного ротора представлена в таблице 4.:

Таблица 4.Техническая характеристика ротора Р-560

Параметры	Уралмаш-3000БД Р-560
Допускаемая нагрузка на стол, МН
– статическая	3
– при частоте вращения 100 об/мин	1,78
Наибольшая частота вращения стола, об/мин	350
Диаметр отверстия в столе, мм	560
Диапазон глубин бурения, м
Статическая грузоподъемность подшипника основной опоры, МН	4,10
Передаточное отношение конической пары	2,7
Максимальная мощность, кВт	280
Габариты, м	Длина	2,31
Ширина	1,35
высота	0,75
Масса, т	5,7

2.5. Расчет объема промывочной жидкости

Расчетные формулы объема промывочной жидкости для данной скважины:

,

где: V - максимальный объем скважины, м3: ,

где: dскв – диаметр скважины, мм;

hскв – глубина скважины, м;

- потери промывочного раствора при очистке, м3:

,

где: - объем выбуренной породы, м3 ();

- степень очистки раствора =100;

- плотность породы,;

- плотность шлама, ;

- плотность промывочного раствора, г/см3;

для бурения под кондуктор:

м3

для бурения промежуточной колонны:

м3

для бурения эксплуатационной колонны:

м3

для бурения фильтра:

м3

2.6. Выбор типов породоразрушающих инструментов

Долота для бурения являются инструментом, при помощи которого разрушается горная порода на забое и образуется собственно скважина.

Таблица 5. Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине

Свита	Интервал, м	Мощность, м	Состав пород	Коэф. абразив-ти, Ка	Тв. по штампу, Рш МПа	Категория по буримости
четвертичная	0 60	60	супеси, суглинки, глины	0,3	100-250	II
алтымская	60 340	280	пески, глины	0,4-0,5		III
талицкая	340 790	450	глины серые, зеленые	0,4	250	III
ганькинская	790 840	50	глины глауконитовые	0,5		III-IV
березовская	840 970	130	глины алевролитовые, опоки серые	0,4		III-IV
покурская	970 1775	805	глины темно-серые, песчаники, пески	0,5-1		V
вартовская	1775 2280	505	глины с прослоями алевролитов, песчаники, алевролиты	0,5-1		V

На основании ФМС пород, слагающих геологический разрез скважины, выбираем соответствующий породоразрушающий инструмент. Выбранный ПРИ сведен в таблицу 5.

Таблица 5.Породоразрушающий инструмент

Интервал, м	Шифр долота	Тип долота	Диаметр долота, мм	Тип резьбы	Масса долота, кг	Max. Осевая нагрузка, кН
0-320	3Л(Г)-508	М	508	З-177	110	400
	374,2С-ЦВ	С	374,6	З-177	103	450
	374,2Т - ЦВ	Т	374,6	З-177	99	450
	269,5Т-ЦВ	Т	269,9	З-152	62	350
	190Т-ЦВ	Т	190,5	З-117	27	200

2.7. Расчет режимных параметров процесса бурения