Файл: Курсовая работа по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин.docx

Следовательно условие (1) выполняется, значит выбираем конструкцию открытого забоя скважины. Все расчеты проведены по методике Басарыгина Ю.М. «Заканчивание скважин» [35].

Конструкция скважины
1. Назначение обсадных колонн

В нашем случае применяем 2-х секционную конструкцию скважины, т.е. скважина включает кондуктор и эксплуатационную колонну.

Кондуктор спускается в скважину для:

перекрытия насыщенного пресной водой песчаника
поддержания целостности ствола скважины благодаря предотвращению обрушения стенок
минимизации риска потери циркуляции (в неглубоких проницаемых пластах)
предоставления возможности установки противовыбросовых превенторов
восприятия веса всех обсадных колонн (кроме хвостовиков), спускаемых ниже кондуктора

Эксплуатационная обсадная колонна обычно устанавливается чуть выше, посередине или ниже продуктивной зоны. Установка выполняется в следующих целях:

изоляция продуктивной зоны от других пластов
подведение трубы известного диаметра к продуктивной зоне
защита оборудования колонны НКТ

Расчет плотности бурового раствора

Таблица 7- Давления по разрезу скважины

интервал	gradPпл, МПа/м	gradPгрп, МПа/м	gradPпог, МПа/м
0	0,01	0,0165	0,0157
3740	0,01	0,0165	0,0157
3740	0,0118	0,0173	0,0164
3890	0,0118	0,0173	0,0164
3890	0,0128	0,0178	0,0169
4200	0,0128	0,0178	0,0169

Далее рассчитаем минимальную и максимальную плотность бурового раствора для каждого интервала.

(6)

где gradPⁱ_пл– градиент пластового давления на i-ом интервале, МПа/м;

h_i– величина i-го интервала, м.

(7)

где gradP_грп– градиент давления гидроразрыва пласта на i-ом интервале, МПа/м;

h_i– величина i-го интервала, м.

Также рассчитаем плотность бурового раствора, при которой возможно его поглощение.

(8)

Подставляя все известные значения в формулы 6,7 и 8, получим следующие результаты, которые сведем в таблицу 8.
Таблица 8 – Плотность бурового раствора

Интервал	, кг/м³	кг/м³	, кг/м³
0-3740	1020,4	1683,7	1602,04
3740-3890	1204,1	1765,3	1673,47
3890-4200	1306,1	1816,3	1724,49

Исходя из таблицы 8 можно сделать вывод о том, что необходимая плотность бурового раствора должна находится в пределах 1020,4-1602,04 кг/м³.

Расчет глубины спуска обсадных колонн

Глубины установки обсадных колонн зависят от геологических условий. В некоторых случаях первоочередной критерий для выбора глубины спуска спуска обсадной колонны – перекрытие зон потери циркуляции. В других случаях выбор глубины может быть продиктован вероятностью дифференциального прихвата, возможно, обусловленного снижением давления вследствие истощения месторождения. Однако в глубоких скважинах ервостепенное значение обычно имеет контроль аномально высоких пластовых давлений и предотвращения их воздействия на более слабые вышележащие зоны. Этот критерий контроля пластовых давлений, как правило, применим к большинству районов бурения.

На начальном этапе определяются пластовые давления и индекс давления поглощения вскрываемого пласта.

Глубина спуска эксплуатационной колонны

Эксплуатационная колонна спускается в кровлю продуктивного нефтяного пласта на 4000 метров по вертикали.

Проверить, существует ли вероятность дифференциального прихвата трубы при спуске обсадной колонны до глубины 4000 м. Для выбора глубины спуска колонны воспользуемся методикой [51]. Для зон аномально высокого давления следует использовать максимальный предел дифференциального давления 189 бар.

В нашем случае принимаем плотность бурового раствора равную 1436 кг/м³, что на 10% больше плотности бурового раствора, который создает давление равное пластовому, сделано это из условий, что давление создаваемое буровым раствором должно превышать пластовое на 10% до глубины 1200 м и на 5% ниже 1200 м.

Оценим глубины на предмет дифференциального прихвата, приняв, что для бурения пласта потребуется раствор плотностью 1436 кг/м³. Используем формулу из методики [51].

Поскольку значение получились меньше 189 бар, эксплуатационную колонну получится безопасно спустить до заданных глубин.

Выбор глубины спуска кондуктора

На кондуктор чаще всего воздействуют давления, способные вызвать гидроразрыв пород под башмаком колонны. Такие давления обычно возникают вследствие газонефтеводопроявлений, возникающих при бурении более глубоких участков. В результате глубина установки кондуктора выбирается так, чтобы контролировать давления, которые могут возникнуть под башмаком кондуктора при газонефтеводопроявлении [51].

Эквивалентная плотность бурового раствора ρ_экв учитывает гидравлические сопротивления в затрубном пространстве ( P_{гид.соп.} ) и давления жидкости и взвеси частиц шлама.

Расчет эквивалентной циркуляционной плотности:

Расчеты производятся по методике [33]

В нашем случае принимаем плотность бурового раствора равную 1122,5 кг/м³, что на 10% больше плотности бурового раствора, который создает давление равное пластовому, сделано это из условий, что давление, создаваемое буровым раствором должно превышать пластовое на 10% до глубины 1200 м и на 5% ниже 1200 м.

(8)

Где:

– эквивалентная циркуляционная плотность;

P_{з.гид.соп} - гидравлические сопротивления в затрубном пространстве, принимаем равным 1380000 Па

H – глубина;

– плотность бурового раствора;

– плотность породы;

С – объемная доля твёрдых частиц.

Итак, чтобы найти глубину спуска кондуктора, нам необходимо чтобы плотность раствора гидроразрыва была выше эквивалентной плотности бурового раствора с учетом взвеси. Подставляя известные данные в формулу 8 проведем несколько итераций и сведем полученные расчеты в таблицу 9.

Таблица 9 – Расчет глубины спуска кондуктора

Глубина спуска кондуктора, м	Эквивалентная плотность бурового раствора при циркуляции, кг/м³	Плотность бурового раствора поглощения, кг/м³	Плотность бурового раствора гидроразрыва, кг/м³
300	1874	1602,04	1683
600	1723	1602,04	1683
900	1645	1602,04	1683
1050	1594	1602,04	1683

Для определения глубины спуска кондуктора изображаем окно плотностей (рисунок 1)

Рисунок 1 – График совмещенных давлений
Из таблицы 9 и рисунка 1 видно, что условие плотность раствора гидроразрыва была выше эквивалентной плотности бурового раствора при циркуляции выполняется с глубины спуска кондуктора 900 м и ниже, но так как условие того, что плотность раствора поглощения была выше эквивалентной плотности бурового раствора при циркуляции выполняется на глубине спуска кондуктора 1050 м и ниже, следовательно выбираем глубину спуска кондуктора 1050 м.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Буровые растворы

Выбор типа и обоснование параметров бурового раствора

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов, пластовым и горным давлениями, а так же забойной температурой. При этом следует руководствоваться накопленным опытом бурения в проектном районе с промывкой различными буровыми растворами. Критерием оптимальности применяемого типа бурового раствора являются затраты времени и средства на борьбу с осложнениями, связанными с типом бурового раствора. Если затраты времени на борьбу с подобными осложнениями отсутствуют, то применяемый тип бурового раствора следует считать оптимальным.

Необходимо помнить, что тип бурового раствора определяет не только осложнения при бурении, но и в большей мере эффективность разрушение долотом. Чем быстрее бурится скважина, тем меньше, как правило, наблюдается осложнений. Поэтому при решении этого вопроса следует анализировать и учитывать отечественный и зарубежный опыт бурения скважин в аналогичных разрезах. При прочих равных условиях всегда следует отдавать предпочтение буровым растворам с минимальным содержанием твердой фазы.

Отдельно решается вопрос выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных горизонтов. Буровой раствор выбирается так, чтобы предупредить ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов вследствие возникновения капиллярного эффекта при вытеснении из приствольной зоны продуктивного пласта фильтрата бурового раствора.

Химические реагенты и обработка бурового раствора

Практика бурения показала, что успех проводки скважины в значительной мере зависит от качества применяемого бурового раствора. На практике создание «идеального раствора» – невыполнимая задача, речь может идти о применении бурового раствора, позволяющего успешно и качественно завершить строительство скважины. Общепринятые требования к буровому раствору сводятся к следующему:

– способствовать повышению скорости проходки;

– поддерживать низкое содержание твердой фазы