Файл: 2. Техническая часть. Обоснование точки заложения скважины.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 99
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
уменьшить суммарный угол охвата и непосредственно связанные с ним нагрузку на буровое оборудование при подъёме колонны бурильных труб, а также контактные усилия и силы трения;
расширить возможность регулирования отклонения кустовых скважин от вертикали в пределах, предусмотренных сеткой разработки и числом скважин в кусте;
строить скважины с большими проектными отклонениями; строить кусты скважин с экономически целесообразным их числом при выполнении требований к качеству скважин и надежности их эксплуатации;
наиболее полно использовать вес бурильной колонны для создания нагрузки на долото, что в значительной мере определяет успех проводки наклонно-направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали, а также скважин с большими углами наклона ствола на проектной глубине.
Основным недостатком тангенциального и J-образного профилей по сравнению с S-образным, являются более сложная технология проводки тангенциального участка и участков мало интенсивного увеличения зенитного угла, отсутствие надежных КНБК для стабилизации направления протяженных интервалов, которые обеспечивали бы заданную интенсивность увеличения зенитного угла при сохранении проектного азимутального направления. Выбор типа профиля осуществляется с учетом требований бурения кустовых скважин, прочностных характеристик пород, слагающих геологический разрез месторождений, закономерностей искривления, характерных для используемых компоновок низа бурильной колонны (КНБК), способов и технических средств, применяемых при эксплуатации скважин.
Трехинтервальный (тангенциальный и S-образный) с участками вертикальным, набора зенитного угла в интервале бурения под кондуктор, стабилизации или малоинтенсивного уменьшения зенитного угла. Рекомендуется для скважин на месторождениях, где геолого-технические условия позволяют осуществлять бурение до кровли продуктивного пласта с применением полноразмерных центрирующих элементов в компоновке низа бурильной колонны, и где такая технология отработана (тангенциальный), для скважин на новых месторождениях(8-образный).
Трехинтервальный (тангенциальный с большим вертикальным участком) с участками вертикальным, набора зенитного угла в интервале бурения ниже башмака кондуктора или технической колонны, стабилизации зенитного угла до кровли продуктивного пласта. Рекомендуется для скважин с отклонением забоев от вертикали 300м и менее, в том числе расположенных в зоне залегания многолетнемерзлых пород, с конструкциями, включающими промежуточную колонну.
Четырехинтервальный (S-образный с тангенциальным участком), включающий участки вертикальный, набор зенитного угла при бурении под кондуктор, стабилизации зенитного угла до глубины ниже интервала работы насосного оборудования, уменьшения зенитного угла. Рекомендуется для скважин с отклонением забоев от вертикали более 300м на месторождениях, где по геолого-техническим условиям ниже интервала установки насосного оборудования затруднено безаварийное бурение компоновками с полноразмерными центраторами для стабилизации параметров кривизны, и на новых месторождениях, где технология проводки по трехинтервальному профилю не отработана.
Для проектирования и строительства скважин специального назначения, связанных конкретными условиями разработки месторождения и геологическими характеристиками продуктивного пласта, применяются специальные типы профилей. К специальным относятся профили с наклонным вскрытием пласта и интервалом бурения горизонтального ствола в пласте(1-образ-ный).
Профиль с наклонным вскрытием продуктивного пласта включает интервалы вертикальный, увеличения зенитного угла до 20°, стабилизации до глубины установки насосного оборудования, мало интенсивного увеличения зенитного угла входа в пласт до величины 40-60°.
Профиль с интервалом бурения горизонтального ствола в пласте включает интервалы: вертикальный до определенной глубины в зависимости от глубины залегания кровли продуктивного пласта, набора зенитного угла до 60-75°, стабилизации зенитного угла, набора зенитного угла до 90°, стабилизации или бурения горизонтального ствола.
Допустимая интенсивность искривления в интервале набора кривизны не должна быть 1.5° на 10 м, в интервале стабилизации не более 4° по зенитному и азимутальному углам на 100 м длины ствола, в интервале снижения зенитного угла не более 6° на 100м. Максимальный зенитный угол на интервал набора и стабилизации для обычных типов профилей скважин не должен превышать 20°.
Расчет проектных профилей производится согласно принятой методике, по номограммам, с использованием комплекса программ системы автоматизированного проектирования (САПР), записанных в районных информационно-вычислительных центрах (РИВЦ) объединений.
Из всех выше перечисленных профилей наклонно-направленных скважин для проектируемой скважины подходит четырехинтервальный (S-образный с тангенциальным участком) профиль.
Проектный профиль ствола скважины включает (сверху вниз) вертикальный участок, участок начального искривления ствола скважины, тангенциальный участок, участки мало интенсивного увеличения и уменьшения зенитного угла ствола скважины.
При расчете профиля скважины кроме проектных значений глубины и отклонения задаются также длина вертикального участка и радиус кривизны участка начального искривления.
Зенитный угол скважины на проектной глубине при проектировании наклонно-направленной скважины жестко не регламентируется, поэтому такой угол целесообразно принять в качестве одной из неизвестной величин.
Федоровское месторождение разбуривается кустовым. Для проектируемой скважины составляется индивидуальный технический проект на строительство.
Проектируемая скважина имеет следующие параметры:
Н - глубина скважины по вертикали, 2730м;
Нпл - глубина кровли пласта
A - по вертикали, 2650м;
А - отклонение забоя на кровлю пласта Ач1, 1200м.
Вертикальный участок выбирается исходя из геологических условий и порядка разбуривания куста и принимается равным 100м.
вертикальный участок от 0 до 100 м;
участок набора кривизны от 100 до 295м по стволу (100-287м по вертикали),
где интенсивность набора кривизны составляет не более 1,5° на 10м;
участок стабилизации параметров кривизны от 295 до 1995 м по стволу
(287-1770м по вертикали);
участок падения зенитного угла с интенсивностью 2° на 100 м в интервале от
1995 до 2730м по стволу (1770-2650м по вертикали).
Профиль ствола скважины представлен в таблице 2.4.1 и на рисунке 4.
Рисунок 4. Профиль наклонно направленной скважины.
Условные обозначения:
L - длина скважины по инструменту;
Н - Глубина скважины по вертикали;
А - Смещение забоя скважины на кровлю продуктивного горизонта;
11 - длина вертикального участка;
12 - длина участка набора зенитного угла;
13 - длина участка стабилизации зенитного угла;
14 - длина участка падения зенитного угла;
а1 - смещение забоя на участке набора зенитного угла;
а2 - смещение забоя на участке стабилизации зенитного угла;
аз - смещение забоя на участке падения зенитного угла.
2.5. Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет
конструкции скважины.
Конечная цель бурения скважины - получение нефти. Получение притока нефти в большой степени зависит от технологии бурения, от состава и свойств промывочной жидкости, длительности воздействия ее на продуктивный пласт, а также от качества работ по разобщению данного пласта от других проницаемых горизонтов.
Существуют 5 методов вхождения в продуктивный пласт. Согласно промысловым данным и с учетом рекомендаций выбираем следующий метод вскрытия продуктивного пласта: продуктивный пласт пробуривают, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускают до забоя обсадную колонну и цементируют. Для сообщения внутренней полости обсадной колонны с продуктивной залежью ее перфорируют, т.е. в колонне простреливают большое число отверстий.
Достоинством этого метода являются такие факторы - простота в реализации, позволяет сообщать скважину с любыми пропластками продуктивной залежи, стоимость несколько меньше чем при других методах.
Недостатком данного метода является то, что велика возможность загрязнения продуктивного пласта фильтратом бурового раствора, поскольку свойства ее приходится выбирать с учетом геолого-физических условий не только в самой залежи, но также всей открытой части ствола выше продуктивного пласта. Но всего этого можно избежать, контролируя качество промывочной жидкости, ее свойства и состав.
Отрицательное воздействие бурового раствора на нефтенасыщенный пласт может быть заметно снижено путем расчета и выбора технологических режимов вскрытия, промывки и выполнения спускоподъёмных операций, обеспечивающих минимальные зоны проникновения бурового раствора в пласт.
Сущность рекомендуемого подхода к выбору технологии вскрытия заключается в том, что исходя из геологической характеристики коллектора, времени воздействия и типа бурового раствора, репрессии на пласт необходимо определить фактический радиус проникновения фильтрата бурового раствора,
который не должен превышать глубину перфорационных каналов при вторичном вскрытии. Его можно контролировать геофизическими или гидродинамическими исследованиями.
Если фактический радиус проникновения бурового раствора, превышает глубину прострела пласта применяемыми перфораторами, то следует оптимизировать технологию вскрытия с целью уменьшения зоны проникновения.
При невозможности проведения работы по вскрытию пласта за время, в течении которого радиус проникновения фильтрата не превышает глубины перфорационных каналов, необходимо разработать организационно- технологические мероприятия, ограничивающие темпы поступления фильтрата в пласт.
Репрессию на пласт можно регулировать как правильным выбором плотности и реологических свойств бурового раствора, так и интенсивностью проведения технологических операций в скважине.
Для уменьшения радиуса проникновения фильтрата в пласт следует также выполнять дополнительные мероприятия: пред пуском бурового насоса проводить расхаживание и вращение бурильной колонны; плавно восстанавливать циркуляцию бурового раствора в скважине; осуществлять промежуточные помывки при спуске бурильных труб, особенно в глубоких скважинах; бурить продуктивную часть желательно роторным способом.
расширить возможность регулирования отклонения кустовых скважин от вертикали в пределах, предусмотренных сеткой разработки и числом скважин в кусте;
строить скважины с большими проектными отклонениями; строить кусты скважин с экономически целесообразным их числом при выполнении требований к качеству скважин и надежности их эксплуатации;
наиболее полно использовать вес бурильной колонны для создания нагрузки на долото, что в значительной мере определяет успех проводки наклонно-направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали, а также скважин с большими углами наклона ствола на проектной глубине.
Основным недостатком тангенциального и J-образного профилей по сравнению с S-образным, являются более сложная технология проводки тангенциального участка и участков мало интенсивного увеличения зенитного угла, отсутствие надежных КНБК для стабилизации направления протяженных интервалов, которые обеспечивали бы заданную интенсивность увеличения зенитного угла при сохранении проектного азимутального направления. Выбор типа профиля осуществляется с учетом требований бурения кустовых скважин, прочностных характеристик пород, слагающих геологический разрез месторождений, закономерностей искривления, характерных для используемых компоновок низа бурильной колонны (КНБК), способов и технических средств, применяемых при эксплуатации скважин.
Трехинтервальный (тангенциальный и S-образный) с участками вертикальным, набора зенитного угла в интервале бурения под кондуктор, стабилизации или малоинтенсивного уменьшения зенитного угла. Рекомендуется для скважин на месторождениях, где геолого-технические условия позволяют осуществлять бурение до кровли продуктивного пласта с применением полноразмерных центрирующих элементов в компоновке низа бурильной колонны, и где такая технология отработана (тангенциальный), для скважин на новых месторождениях(8-образный).Трехинтервальный (тангенциальный с большим вертикальным участком) с участками вертикальным, набора зенитного угла в интервале бурения ниже башмака кондуктора или технической колонны, стабилизации зенитного угла до кровли продуктивного пласта. Рекомендуется для скважин с отклонением забоев от вертикали 300м и менее, в том числе расположенных в зоне залегания многолетнемерзлых пород, с конструкциями, включающими промежуточную колонну.
Четырехинтервальный (S-образный с тангенциальным участком), включающий участки вертикальный, набор зенитного угла при бурении под кондуктор, стабилизации зенитного угла до глубины ниже интервала работы насосного оборудования, уменьшения зенитного угла. Рекомендуется для скважин с отклонением забоев от вертикали более 300м на месторождениях, где по геолого-техническим условиям ниже интервала установки насосного оборудования затруднено безаварийное бурение компоновками с полноразмерными центраторами для стабилизации параметров кривизны, и на новых месторождениях, где технология проводки по трехинтервальному профилю не отработана.
Для проектирования и строительства скважин специального назначения, связанных конкретными условиями разработки месторождения и геологическими характеристиками продуктивного пласта, применяются специальные типы профилей. К специальным относятся профили с наклонным вскрытием пласта и интервалом бурения горизонтального ствола в пласте(1-образ-ный).Профиль с наклонным вскрытием продуктивного пласта включает интервалы вертикальный, увеличения зенитного угла до 20°, стабилизации до глубины установки насосного оборудования, мало интенсивного увеличения зенитного угла входа в пласт до величины 40-60°.
Профиль с интервалом бурения горизонтального ствола в пласте включает интервалы: вертикальный до определенной глубины в зависимости от глубины залегания кровли продуктивного пласта, набора зенитного угла до 60-75°, стабилизации зенитного угла, набора зенитного угла до 90°, стабилизации или бурения горизонтального ствола.
Допустимая интенсивность искривления в интервале набора кривизны не должна быть 1.5° на 10 м, в интервале стабилизации не более 4° по зенитному и азимутальному углам на 100 м длины ствола, в интервале снижения зенитного угла не более 6° на 100м. Максимальный зенитный угол на интервал набора и стабилизации для обычных типов профилей скважин не должен превышать 20°.
Расчет проектных профилей производится согласно принятой методике, по номограммам, с использованием комплекса программ системы автоматизированного проектирования (САПР), записанных в районных информационно-вычислительных центрах (РИВЦ) объединений.
Из всех выше перечисленных профилей наклонно-направленных скважин для проектируемой скважины подходит четырехинтервальный (S-образный с тангенциальным участком) профиль.
Проектный профиль ствола скважины включает (сверху вниз) вертикальный участок, участок начального искривления ствола скважины, тангенциальный участок, участки мало интенсивного увеличения и уменьшения зенитного угла ствола скважины.
При расчете профиля скважины кроме проектных значений глубины и отклонения задаются также длина вертикального участка и радиус кривизны участка начального искривления.Зенитный угол скважины на проектной глубине при проектировании наклонно-направленной скважины жестко не регламентируется, поэтому такой угол целесообразно принять в качестве одной из неизвестной величин.
Федоровское месторождение разбуривается кустовым. Для проектируемой скважины составляется индивидуальный технический проект на строительство.
Проектируемая скважина имеет следующие параметры:
Н - глубина скважины по вертикали, 2730м;
Нпл - глубина кровли пласта
A - по вертикали, 2650м;
А - отклонение забоя на кровлю пласта Ач1, 1200м.
Вертикальный участок выбирается исходя из геологических условий и порядка разбуривания куста и принимается равным 100м.
вертикальный участок от 0 до 100 м;
участок набора кривизны от 100 до 295м по стволу (100-287м по вертикали),
где интенсивность набора кривизны составляет не более 1,5° на 10м;
участок стабилизации параметров кривизны от 295 до 1995 м по стволу
(287-1770м по вертикали);
участок падения зенитного угла с интенсивностью 2° на 100 м в интервале от
1995 до 2730м по стволу (1770-2650м по вертикали).
Профиль ствола скважины представлен в таблице 2.4.1 и на рисунке 4.
| Наименование участка профиля | Интервал по стволу, м | Интервал по вертикали, м | Горизонтальное отклонение, м | Зенититный угол,град. | ||||||
| от (верх) | ДО (низ) |  длина | от (верх) | ДО (низ) | длина | за ин- вал | общее | в нач. и-ла | в конце и-ла | |
| Вертикальный участок | 0,0 | 100,0 | 100,0 | 0,0 | 100,0 | 100,00 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Участок набора | 100,0 | 295,0 | 195,0 | 100,0 | 286,6 | 186,6 | 48,7 | 48,7 | 0,0 | 29,25 |
| Участок стабилизации | 295,0 | 883,4 | 588,4 | 286,6 | 800,0 | 513,4 | 287,5 | 336,2 | 29,25 | 29,25 |
| 883,4 | 1995,1 | 1111,6 | 800,0 | 1770,0 | 970,0 | 543,2 | 879,4 | 29,25 | 29,25 | |
| Участок падения | 1995,1 | 2730,0 | 1029,9 | 1770,0 | 2730,0 | 960,0 | 333,0 | 1212,5 | 29,25 | 9,0 |
| Точка вскрытия прод.гор. | | 2650 | | | 2670 | | | 1200 | | 10,0 |
Рисунок 4. Профиль наклонно направленной скважины. Условные обозначения:
L - длина скважины по инструменту;
Н - Глубина скважины по вертикали;
А - Смещение забоя скважины на кровлю продуктивного горизонта;
11 - длина вертикального участка;
12 - длина участка набора зенитного угла;
13 - длина участка стабилизации зенитного угла;
14 - длина участка падения зенитного угла;
а1 - смещение забоя на участке набора зенитного угла;
а2 - смещение забоя на участке стабилизации зенитного угла;
аз - смещение забоя на участке падения зенитного угла.
2.5. Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет
конструкции скважины.Конечная цель бурения скважины - получение нефти. Получение притока нефти в большой степени зависит от технологии бурения, от состава и свойств промывочной жидкости, длительности воздействия ее на продуктивный пласт, а также от качества работ по разобщению данного пласта от других проницаемых горизонтов.
Существуют 5 методов вхождения в продуктивный пласт. Согласно промысловым данным и с учетом рекомендаций выбираем следующий метод вскрытия продуктивного пласта: продуктивный пласт пробуривают, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускают до забоя обсадную колонну и цементируют. Для сообщения внутренней полости обсадной колонны с продуктивной залежью ее перфорируют, т.е. в колонне простреливают большое число отверстий.
Достоинством этого метода являются такие факторы - простота в реализации, позволяет сообщать скважину с любыми пропластками продуктивной залежи, стоимость несколько меньше чем при других методах.
Недостатком данного метода является то, что велика возможность загрязнения продуктивного пласта фильтратом бурового раствора, поскольку свойства ее приходится выбирать с учетом геолого-физических условий не только в самой залежи, но также всей открытой части ствола выше продуктивного пласта. Но всего этого можно избежать, контролируя качество промывочной жидкости, ее свойства и состав.
Отрицательное воздействие бурового раствора на нефтенасыщенный пласт может быть заметно снижено путем расчета и выбора технологических режимов вскрытия, промывки и выполнения спускоподъёмных операций, обеспечивающих минимальные зоны проникновения бурового раствора в пласт.
Сущность рекомендуемого подхода к выбору технологии вскрытия заключается в том, что исходя из геологической характеристики коллектора, времени воздействия и типа бурового раствора, репрессии на пласт необходимо определить фактический радиус проникновения фильтрата бурового раствора,
который не должен превышать глубину перфорационных каналов при вторичном вскрытии. Его можно контролировать геофизическими или гидродинамическими исследованиями.
Если фактический радиус проникновения бурового раствора, превышает глубину прострела пласта применяемыми перфораторами, то следует оптимизировать технологию вскрытия с целью уменьшения зоны проникновения.При невозможности проведения работы по вскрытию пласта за время, в течении которого радиус проникновения фильтрата не превышает глубины перфорационных каналов, необходимо разработать организационно- технологические мероприятия, ограничивающие темпы поступления фильтрата в пласт.
Репрессию на пласт можно регулировать как правильным выбором плотности и реологических свойств бурового раствора, так и интенсивностью проведения технологических операций в скважине.
Для уменьшения радиуса проникновения фильтрата в пласт следует также выполнять дополнительные мероприятия: пред пуском бурового насоса проводить расхаживание и вращение бурильной колонны; плавно восстанавливать циркуляцию бурового раствора в скважине; осуществлять промежуточные помывки при спуске бурильных труб, особенно в глубоких скважинах; бурить продуктивную часть желательно роторным способом.