Работы по испытанию скважины в эксплуатационной колонне

Таблица 1.7 - Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины в эксплуатацоинной колонне)

Индекс стратиграфического подразделения	Номер объекта (снизу-вверх)	Интервал залегания объекта по стволу, м	Интервал установки цементного моста, м	Тип конструкции продуктивного забоя	Тип установки для испытания	Пласт фонтанирующий (да, нет)
от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
				-	-	башмак	передвижная	да

 

Продолжение Таблицы 3.6

Диаметр штуцера, мм	Последовательный перечень операций вызова притока или освоения нагнетательной скважины: смена раствора на воду (раствор - вода), смена раствора на нефть (раствор - нефть), смена воды на нефть (вода - нефть), аэрация (аэрация), понижение уровня компрессорами (компрессор)	Опорожнение колонны при освоении
Максимальное снижение уровня, м	Плотность жидкости,
-	1.Спуск НКТ с пером шаблоном. 2.Смена раствора на техническую воду 3.Определение гидродинамической связи скважина-пласт 4.Проведение кислотной обработки составом КС ПЭО – 2 из расчета на один погонный метр продуктивного пласта. 5.Вызов притока из пласта свабированием.

 

Технико-технологическая часть

Конструкция скважины

На основании совмещенного графика давлений (рис. 4.1) и из геологических условий выбирают конструкцию скважины.

В работе используются данные из отчёта по преддипломной практике, по Гагаринскому месторождению, Пермский край.

1. Рассчитываем эквиваленты градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород (ГРП).

Пластовое давление соответствует гидростатическому, кроме интервала продуктивного пласта:

В интервале продуктивного пласта 1935-1980:

Для расчёта давления ГРП используют формулу:

А=0,012 МПа/м – для поглощающих пластов

А=0,026 МПа/м – для не поглощающих пластов при Н 1000м

А=0,0234 МПа/м – для не поглощающих пластов при Н 1000м

Согласно геологическим характеристикам, поглощение бурового раствора возможно в следующих интервалах:

1. 0-160м:

2. 1020-1220м:

3. 1540-1780м:

Для интервалов поглощения (проницаемых пластов):

для Пермского края

Для интервала 160-1020:

Для интервала 1220-1640:

Для интервала 1935-1980 (продуктивный пласт):

 

 

Рис. 4.1. Совмещенный график давлений

 

Руководствуясь совмещенным графиком давлений, выберем следующую конструкцию скважины.

1) Направление – спуск идёт до глубины 35 метров. Спускается для перекрытия четвертичных отложений, защиты устьевого участка от размыва и направление промывочной жидкости в очистную систему.

2) Кондуктор – спуск идёт до глубины 165 метров. Спускается для предотвращения осыпей стенок скважины, защиты пресных вод от загрязнения и предупреждения поглощения бурового раствора.

3) Промежуточная – спуск идёт до глубины 665 метров.Служит защитой от кавернообразований в солевых отложениях.

4) Эксплуатационная – спуск идёт до глубины 2316 метров. Спускается с целью создания канала для движения флюида на поверхность.

Цементирование обсадных колонн на территории Пермского края идёт до устья скважины.

 

Расчет диаметров обсадных колонн и долот

Основываясь на опыте бурения на данной площади примем, что диаметр эксплуатационной колонны равен 168 мм.

(ГОСТ 632-80)

Диаметр долота для бурения эксплуатационной колонны:

По справочнику:

По ГОСТу 20692-75 окончательно принимаем

Рассчитаем внутренний диаметр технической колонны

Примем зазор

По ГОСТу 632-80 окончательно принимаем

Диаметр долота для бурения технической колонны:

 

По ГОСТу 20692-75 окончательно принимаем

Рассчитаем внутренний диаметр кондуктора

По ГОСТу 632-80 примем

 

 

Диаметр долота для бурения скважин под кондуктор:

По ГОСТу 20692-75 окончательно принимаем

Рассчитаем внутренний диаметр направления:

По ГОСТу 632-80 окончательно принимаем

Диаметр долота для бурения скважин под направление:

По ГОСТу 20692-75 окончательно принимаем

Рассчитаем внутренний диаметр шахты:

По ГОСТу 632-80 окончательно принимаем

Диаметр долота для бурения скважин под шахту: При бурении под шахту используют шнековое долото (шнек буровой). В нашем случае используют шнек диаметром 600 мм.

 

 

Расчет профиля скважины

Таблица 4.2.1. Входные данные по профилю наклонно-направленной скважины

Профиль ствола скважины:	Наименование
вертикальный участок	глубина скважины по вертикали, м
участок 1-го набора зенитного угла	проложение, м
условно наклонно-прямолинейный участок	вертикальный участок, м
участок 2-го набора зенитного угла	интенсивность набора зенитного угла, град/10м	1,0-1,5
участок снижения зенитного угла	интенсивность снижения зенитного угла, град/100м	до 5

 

 

 

Таблица 4.2.2. Используемые формулы

Участок	Длина ствола, м	Горизонтальная проекция, м	Вертикальная проекция, м
Вертикальный		___
Набор зенитного угла
Наклонно-прямолинейный
участок 2-го набора зенитного угла
Снижения зенитного угла
Суммарная длина

 

 

Таблица 4.2.3. Выходные данные

Участок	Длина ствола, м	Горизонтальная проекция, м	Вертикальная проекция, м
Вертикальный		___
Набор зенитного угла
Наклонно-прямолинейный
участок 2-го набора зенитного угла
Снижения зенитного угла
Суммарная длина

 

 

 

Рис.4.2. Профиль ствола скважины

Способы и режимы бурения

Способы бурения

В практике проводки скважин в данном районе применяется вращательный способ бурения. Вращательный способ бурения скважин осуществляется с использованием ротора или ГЗД.

Используются два вида забойных двигателей – турбобур и винтовой забойный двигатель.

Компоновки низа бурильной колонны (КНБК) на Гагаринском месторождении представлены в таблице (см.таблицу 4.3.1)

Таблица 4.3.1 Компоновка низа бурильной колонны

Условный номер КНБК	Элементы КНБК (до бурильных труб)
номер по поряд-ку	Типораз-мер (шифр)	наружный диаметр, мм	суммар- ная длина КНБК, м	суммар- ная масса КНБК, т	Примечание
|		Шнековое долото		0,7	0,15	Бурение под направление |
||		Долото		13,615	3,176	Бурение под направление ||
	Д1-240
	УБТ
		Долото	393,7	43,515	5,958	Бурение под кондуктор
	Калибратор	393,7
	Д1-240
	Центратор
	УБТ
	Центратор
	УБТ
|V		Долото	393,7	21,21	2,924	Бурение под кондуктор набор зенитного угла
	Калибратор	393,7
	ДО-240
	МП (Зенит)
	УЛБТ
V		Долото	295,3	34,405	7,039	Бурение под техническую колонну
	Калибратор	295,3
	Д1-240
	Центратор
	УБТ
V|		Долото	295,3	39,955	6,839	Бурение под техническую колонну
	Калибратор	295,3
	Д1_240
	УБТ
V||		Долото	295,3	21,1	2,811	Бурение под техническую колонну Добор зенитного угла
	Калибратор	295,3
	ДО-240
	МП (Зенит)
	УЛБТ
V

Долото 215,9 44,15 7,061   Бурение под эксплуатационную колонну участка естественного снижения зенитного угла Калибратор 215,9 2ТСШ-195 Центратор ШМУ УБТ |X Долото 215,9 34,185 5,018 Калибратор 215,9 Д2-195 Центратор ФМ-210 ШМУ УБТ X Долото 215,9 44,15/34,01 7,061/4,752 Калибратор 215,9 ЦД (215,9/172) 215,9 2ТСШ195/Д2-172 195/172 ШМУ УБТ X| Долото 215,9 16,51-32,51 2,2192-4,5456 ЦД (215,9/172) 215,9 Д2-172 ШМУ УБТ X|| Долото 215,9 37,39 5,733 Добор зенитного угла Калибратор 215,9 ШО-195 Д2-195   МП (Зенит)       Добор зенитного угла УБТ X

Долото 215,9 31,55 4,462 Калибратор 215,9 ДГ-172 (ДО-172) 3ТС-172 УБТ X|V Бурголовка 212,7 44,335 6,866     Бурение с отбором керна Стабилизатор Секьюрити Д2-195 Стабилизатор УБТ     С учетом опыта бурения скважин на территории Гагаринского нефтяного месторождения, а так же на основе физико-механических свойств горных пород предлагаются следующие режимы бурения в различных интервалах (см. таблицу 4.3.1.1).   Таблица 4.3.1.1. Режимы бурения в различных интервалах   Интервал по стволу, м Вид технологи-ческой операции Способ бурения Режимы бурения от (верх) до (низ) Осевая нагрузка, тс Частота вращения, об/мин Расход бурового раствора, л/с Бурение Вращательный ВИ - Бурение Вращательный 3-10   Бурение Вращательный 8-15   Бурение Вращательный 8-15   Бурение Вращательный 14-18   Бурение Вращательный 14-18   Бурение Вращательный 14-18   Бурение Вращательный 14-18   Бурение Вращательный 14-18   Бурение Вращательный 16-20   Бурение Вращательный 16-20   Бурение Вращательный 16-20   Бурение Вращательный 16-20   Бурение Вращательный 16-20   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 18-22   Бурение Вращательный 4-6   28-35     Таблица 4.3.1.2. Рекомендуемые бурильные трубы Обозначение бурильной трубы   Наружный диаметр, мм Толщина стенки, мм Марка (группа прочности) материала Тип замкового соединения Количество труб, м УБТ 51,5 Д З-171 УБТ Д З-147 ПК 9,19 Д ЗП-162-95 ПН 9,19 Д ЗП-105-52 Таблица 4.3.1.3. Характеристика бурильных труб и УБТ по интервалам Наименование обсадной колонны Интервал, м Характеристика бурильной колонны     от до Тип (шифр) Марка Толщина стенки,мм Наружный Диаметр,мм   Кондуктор УБТ Д 51,5 ПК Д 9,19 Техническая УБТ Д 51,5 ПК Д 9,19   Эксплуатационная УБТ Д ПК Д 9,19 УБТ Д ПК Д 9,19 УБТ Д ПК Д 9,19

Расчет бурильной колонны

Допустимая глубина спуска колонны:

допустимая глубина спуска;

допускаемая растягивающая нагрузка, кГ;

G – вес ЗД, кг;

перепад давления, ;

площадь поперечного сечения канала бурильной трубы,

– вес 1 метра бурильных труб, кг;

плотность жидкости,

- плотность материала труб, ;

Так как мы спускаем колонну на длину 2316 метров, то условие по допустимой глубине спуска выполняется.

Избыточное внутренние давление:

Для определения запаса прочности на внутреннее давление необходимо знать два параметра:

- действующее наибольшее избыточное внутренние давление при выполнении технологических операций в процессе строительства скважины или ликвидации аварий или осложнений

- критическое избыточное внутреннее давление при котором в данной конкретной трубе напряжения достигают предел текучести

формула для вычисления запаса прочности;

критическое избыточное внутреннее давление;

избыточное внутреннее давление;

Критическое избыточное внутреннее давление можно взять из приложения 1 либо вычислить по формуле:

предел текучести;

номинальная толщина стенки трубы;

- диаметр трубы;

допустимый запас прочности;

Колонна удовлетворяет запасу прочности на внутренне избыточное давление, т.к. выполняется условие ;

 

 

Избыточное наружное давление:

Избыточное наружное давление на бурильную трубу не относится к категории наиболее опасных нагружений при строительстве скважины. Часто необходимость в проверке на порочность возникает при спуске закрытых колонн без долива их раствором. Такие ситуации возникают:

- при спуске пластоиспытателя с закрытым клапаном;

- в случае, когда произошла закупорка насадок долот при спуске колонны и она не доливалась раствором;

- при спуске секций обсадной колонны с обратным клапаном.

Критическое сминающие давление, которое соответствует пределу текучести, для некоторых наиболее часто применяемых труб найдем в приложение 2.

формула для вычисления запаса прочности;

критическое избыточное наружное давление;

избыточное наружное давление;

допустимый запас прочности;

Колонна удовлетворяет запасу прочности на наружное избыточное давление, т.к. выполняется условие ;

Поверочный расчет на разрыв:

Исходные данные: глубина скважины 2020м, способ бурения – с применением ЗД.

Базовая колонна составлена из бурильных труб ТПБК-127х9,2 «Д». Масса 1 погонного метра труб – 30 кг.

Предел текучести – 372 МПа.

КНБК составлена из УБТ-178 длиной 25 метров. Масса 1 погонного метра – 156 кг (в воздухе).

Плотность бурового раствора – 1140 .

Перепад давления на долоте - 5,9 МПа

Находим вес КНБК и бурильных труб в буровом растворе:

 

Гидравлическая растягивающая сила от перепада давления на долоте:

Растягивающая нагрузка в верхнем сечении бурильной колонны:

Сечение бурильной трубы по телу:

Напряжение в теле трубы:

Запас прочности на разрыв:

Данный запас прочности удовлетворяет условию.

 

Поверочный расчет бурильной колонны на прочность в клиновом захвате:

Проверим верхнее сечение при максимальной длине колонны. Примем, что коэффициент охвата трубы клиньями С=0,9. В приложение 3 для трубы ТБПК-127х9,2 «Д»

Ввиду того, что фактическое значение коэффициента С=0,9, величину необходимо скорректировать путем умножения табличного значения на 0,9. В итоге

Допустимым запасом прочности является =1,15;

Запас прочности в клиновом захвате определяется по формуле:

;

 

;

Условие запаса прочности в клиновом захвате выполняется, т.к. выполняется условие