ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1. Краткий анализ состояния техники и технологии направленного бурения на месторождении

Для бурения эксплуатационных скважин на месторождении применяются буровые установки типа «Уралмаш 4500/275 ЭК-БМ». Оснастка талевой системы 5х6. Для крепления скважин используется следующая конструкция: для перекрытия неустойчивых пород четвертичных отложений в интервале 0-50 м забивается направление диаметром 630 мм; для перекрытия неустойчивых отложений Тавдинской, Люлинворской, Талицкой свит на глубину 0-750 м спускается кондуктор диаметром 245 мм, затем на глубину 0-3900м спускают эксплуатационную колонну диаметром 178 мм.

Зачистку направления производят роторным способом, диаметр долота – 311,2 мм.

Бурение под кондуктор производится долотом PDC диаметром 311,2 мм. Набор кривизны при бурении наклонно-направленных скважин производится в интервале бурения под кондуктор. Бурение производится с промывкой полимер-глинистыми растворами.

Бурение под эксплуатационную колонну производится долотом PDC диаметром 220,7 мм.

2.2. Анализ достоинств и недостатков типов профилей наклонных и горизонтальных скважин

Проектный профиль ствола наклонной скважины включает вертикальный участок, участок начального искривления и сопряжённые между собой тангенциальные и искривлённые интервалы.

Профиль наклонной скважины определяют три его точки:

- устье скважины;

- точка вскрытия продуктивного пласта;

- конечный забой скважины.

По форме завершающего интервала все профили наклонно направленной скважины разделяются на три типа:

- S-образный;

- J-образный;

- тангенциальный.

S-образный вид профиля наклонной скважины применяется преимущественно в тех случаях, когда вскрытие продуктивного пласта стволом планируется с минимальным зенитным углом, а также при проектировании глубоких скважин.

J-образный профиль наклонной скважины целесообразно применять:

- в целях уменьшения зенитного угла ствола скважины в интервале размещения промежуточных обсадных колонн, а также в интервале установки и работы внутрискважинного эксплуатационного оборудования;

- для увеличения угла вскрытия продуктивного пласта при проектировании пологих скважин;

- с целью уменьшения сил трения и нагрузок на спускоподъёмное оборудование буровой установки;

- при строительстве кустовых скважин для обеспечения проектного смещения забоя скважины от вертикали и, соответственно, рационального количества скважин в кусте при выполнении требований к величине максимального зенитного угла в интервале расположения внутрискважинного оборудования для добычи нефти.

При тангенциальном профиле достигается максимальное смещение забоя скважины при минимальной величине зенитного угла ствола скважины. Этот профиль применяют для проектирования наклонно направленных скважин с большим смещением забоя от вертикали.

Профиль горизонтальной скважины состоит из направляющей и эксплуатационной частей. Эксплуатационная часть профиля расположена в продуктивном пласте и называется горизонтальным участком. Наличие такого участка является принципиальным отличием горизонтальной скважины от наклонной скважины, которое определяет методику проектирования и технологию проводки горизонтальных скважин.

При проектировании горизонтальных скважин используется только J-образный вид профиля. По величине радиуса кривизны направляющей части различают три вида профиля горизонтальной скважины – с большим (>190 м), средним (30-190 м) и малым (10-30 м) радиусами кривизны.

С большим (более 190 м) радиусом кривизны проектируют скважины, которые имеют значительное проектное смещение и длину горизонтального участка (600…1500 м и более). При строительстве таких скважин используется технология и техника наклонно направленного бурения, позволяющая получать максимальную интенсивность искривления в диапазоне 0,7…2,5 град. на 10 м проходки.

Достоинства профиля с большим радиусом кривизны:

- проводка скважины осуществляется с использованием обычных технических средств и технологии наклонного бурения;

- достигается максимальная длина горизонтального участка профиля;

- можно использовать различные технологии бурения, в том числе роторный способ;

- возможность применения обычных обсадных и бурильных труб;

- нет жёстких ограничений на выбор схемы заканчивания скважины;

- удовлетворяет всем требованиям технологии геофизических исследований и отбора керна.

Недостатки:

- значительная протяжённость открытых участков ствола, а следовательно, выше риски осложнений;

- большая длина ствола скважины приводит к увеличению времени бурения и стоимости скважины.

Профиль со средним радиусом кривизны применяют при строительстве новых скважин, а также боковых стволов. Проектирование профиля скважины осуществляют по радиусу 60…190 м, что соответствует интенсивности увеличения зенитного угла от 10º/10 м до 3º/10 м при максимальной длине горизонтального участка 450…900 м.

Достоинства скважин со средним радиусом кривизны:

- уменьшение длины открытого ствола;

- возможность проводить каротаж и отбор керна с применением стандартных устройств;

- более высокая точность проводки скважины.

Недостатки:

- необходимость использования некоторых видов специального бурового инструмента;

- требуются специальные забойные двигатели;

- значительные циклические нагрузки на бурильную колонну приводят к необходимости использования бурильных труб повышенной прочности;

- высокая интенсивность искривления ствола скважины ограничивает возможность выбора схемы заканчивания скважины.

Горизонтальные скважины с малым радиусом кривизны применяют при строительстве скважин на месторождениях с низким пластовым давлением, находящихся на поздней стадии эксплуатации, а также для бурения боковых стволов.

Профиль скважины с малым радиусом кривизны позволяет установить насосное оборудование в вертикальной части скважины, обеспечить наибольшую точность попадания её ствола в заданную область продуктивного пласта, а также производить бурение направляющей части профиля в межпластовых интервалах геологического разреза. При этом радиус кривизны ствола скважины составляет 10…30 м (интенсивность увеличения зенитного угла – 11…25º/10 м) при длине горизонтального участка от 90 м до 250 м.

Для бурения скважин по малому радиусу в компоновку низа бурильной колонны включают гибкие трубы и укороченный забойный двигатель.

Достоинства скважин с малым радиусом кривизны:

- минимальный интервал направленного бурения;

- высокая точность вскрытия пласта горизонтальным стволом;

- минимальная длина ствола.

Недостатки:

- необходимо специальное буровое оборудование и инструмент;

- ограничение по длине горизонтального интервала;

- проблемы, связанные с управлением азимутом, особенно при роторном бурении;

- нельзя использовать обычные системы для проведения каротажа скважины;

- ограничение на выбор схемы заканчивания.

В случаях, когда конструкция ствола скважины предусматривает установку в искривлённых интервалах ствола промежуточных колонн большого диаметра, используется комбинированный вид профиля. При таком виде профиля верхние интервалы, где располагается жёсткая обсадная колонна, проектируют с большим радиусом кривизны, а нижние – со средним или малым радиусом кривизны.

2.3. Обоснование исходных данных для проектирования профиля скважины

Так как отход от вертикали более 300 м выбираем четырехинтервальный профиль направляющей части, состоящий из вертикального участка, участка набора зенитного угла, стабилизации и набора зенитного угла перед входом в продуктивный пласт (рис. 2.1).

Рис. 2.1 Профиль направляющего участка горизонтальной скважины

Такой вид профиля имеет широкое распространение при кустовом бурении, так как позволяет развести скважины во избежание пересечения стволов, а также получить требуемое значение отклонения забоя от вертикали.

Радиус кривизны R₁ участка начального искривления имеет ограничения связанные с работой бурильной колонны, обсадных труб и работой внутрискважинного оборудования и т.д.

В соответствии с инструкциями интенсивность набора зенитного угла не должна превышать 1°30¢на 10 м. Минимально допустимый радиус кривизны при этом составляет R_min = 382 м. Кроме того для удовлетворительной работы электропогружных и штанговых насосов зенитный угол на тангенциальном участке не должен превышать 20…25°.

В соответствии с этими рекомендациями определяем R₁ = 382 м, α₁ = 20º.

Радиус кривизны второго участка набора зенитного угла R₂ найдем исходя из условий максимальной интенсивности набора угла на этом участке равной 3° на 10 м.

Тогда .

В качестве проверки допустимости выбора значений R₁ и R₂ произведем расчет минимально допустимого радиуса для спущенных в скважину обсадных труб по формуле:

, (2.1)

где Е = 2∙10¹¹ Па – модуль упругости стали; d – наружный диаметр обсадных труб; [σ_из] – допускаемое напряжение при изгибе. Для стали группы прочности Д принимается равным 200 МПа.

89 м.

Таким образом, значения R₁ = 382 м, R₂ = 191 м являются допустимыми для данного типа обсадных труб.

Угол входа в пласт α_кр во многом зависит от толщины продуктивного пласта (рис. 2.2).

Рис. 2.2 Определение зенитного угла на кровле пласта

Для того чтобы выйти при переходе к горизонтальному участку приблизительно на середину продуктивного пласта, угол входа в пласт должен быть равен:

(2.2)

где h_п = H_п – H_кр – мощность пласта, где H_кр, H_п – соответственно, глубина кровли и подошвы пласта.

h_п = 2460 – 2454 = 6 (м).

Тогда .

В результате анализа и расчетов получили следующие исходные данные:

2.4. Профили эксплуатационной части горизонтальных скважин

На продуктивность горизонтальной скважины существенное влияние оказывает форма траектории ствола в пределах продуктивного пласта. На рисунке 2.3 приведены схемы двух наиболее распространенных типов профилей.

Четырехинтервальный профиль (рис. 2.3, а) включает следующие интервалы:

интервал набора кривизны АВ длиной l₁ – по стволу и h₁ – по вертикали. На этом интервале зенитный угол α_кр на кровле продуктивного пласта увеличивается до α_г = 90° в середине пласта. Проекция участка на горизонтальную плоскость – а₁; интервал стабилизации кривизны (ВС), длина интервала l₂ = а₂; второй интервал набора кривизны (CD), зенитный угол α_г = 90°+β. Значение β определяется в зависимости от остальных параметров искривления данного интервала l₃, а₃; h₃ = h₁ – δ₁; интервал падения зенитного угла (DE), зенитный угол α_max уменьшается до α_min.

Параметры профиля l₄, а₄, h₄ = h_пл–(δ₁+δ₂) определяются расчетным путем в зависимости от общей протяженности горизонтального ствола, толщины пласта и т.д.

Размеры δ₁, δ₂ – расстояния от кровли и подошвы пласта до крайней верхней и нижней точек нахождения ствола скважины соответственно. Можно принять: δ₁ = 0,2h_пл.; δ₂ = 0,1h_пл. Величина L_г = l₁+l₂+l₃+l₄, длина проекции ствола скважины на горизонталь А_г= a₁+a₂+a₃+a₄. Ввиду больших значений α в пределах пласта с достаточной точностью можно принять А_г = L_г.

Трехинтервальныйпрофиль (рис. 2.3, б) отличается от первого отсутствием второго участка набора кривизны.

Четырехинтервальный профиль применяется в основном в тех случаях, когда необходимо дополнительно вскрыть пропластки, расположенные в прикровельной части пласта, а также, когда при бурении горизонтального участка происходит непрогнозируемый спад кривизны.

Рис. 2.3 Проектный профиль ствола горизонтальной скважины в пределах продуктивного пласта: а – четырехинтервальный; б – трехинтервальный

Наличие вогнутой части ствола на участке ABCD (рис. 2.3, а) способствует накоплению пластовой воды, что приводит к преждевременному обводнению скважин. Трехинтервальный профиль горизонтальной скважины в пределах продуктивного пласта следует считать предпочтительным.

Распространен также вариант двухинтервального профиля в пределах продуктивного пласта, включающего интервал набора кривизны от α_кр до 90º в середине пласта и стабилизации кривизны на всей длине горизонтального ствола, который применяется в пластах толщиной 3....5 м и сравнительно небольшой длины L_г=250....300 м.

В нашем случае, при небольшой мощности пласта равной 6 м и сравнительно небольшой протяженности горизонтального участка равной 400 м, в пределах продуктивного пласта будет реализован двухинтервальный профиль.

2.5. Расчет геометрических параметров участков профиля

Длины вертикального и тангенциального участков (h_в и l₃) рассчитываются по формулам:

(2.3)

(2.4)

м.

м.

Проекции и длины участков рассчитываются по формулам, приведенным в табл. 2.1. Структура формул поясняется рис. 2.4.

Таблица 2.1 – Расчет геометрических параметров участков профиля

№ участка	Горизонтальная проекция ai, м	Вертикальная проекция hi, м	Длина участка li, м
	a1 = 0	h1 = hв = 1016	l1 = hв = 1016
	23	130
			= 1261
		123
По кровле пласта
5 – участок набора угла в пласте	= 34	= 3	34
Горизонтальный участок			366
По скважине

Рис. 2.4 Структура формул для вычисления проекций искривленных участков

В результате расчетов получили параметры проектного профиля скважины с горизонтальным окончанием представленные в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Параметры проектного профиля скважины с горизонтальным окончанием

2.6. Обоснование компоновки низа бурильной колонны для реализации участков профиля

Исходя из практического опыта применения компоновок низа бурильной колонны при бурении скважин на Салымской группе месторождений для реализации бурения участков профиля будет применяться КНБК представленная в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Компоновка низа бурильной колонны

2.7. Расчет усилия на крюке при подъеме бурильной колонны из скважины

Общее усилие на крюке (Р) складывается из усилий, требующихся для подъема из скважины различных участков бурильной колонны. Каждый участок рассчитывается отдельно, расчет ведется снизу вверх.

Нижняя часть бурильной колонны (тяжелый низ) весом Q = 17338 кг, включающая долото, ВЗД, телесистему, немагнитную УБТ, а также ТБТ и ясс, находится в скважине на горизонтальном участке ствола. Усилие на крюке при подъеме тяжелого низа на горизонтальном участке 5 рассчитываем по формуле:

, (2.5)

где Q_тн – вес КНБК в воздухе, Н; µ – коэффициент трения на рассматриваемом участке. µ = 0,3; K_ж – коэффициент, учитывающий вес КНБК в жидкости. K_ж = 0,85; m₁, m₂ – коэффициенты, учитывающие дополнительную силу прижатия бурильной колонны к стенкам скважины.

, (2.6)

, (2.7)

Тогда,

.

.

.

Для расчета усилия на крюке при подъеме колонны бурильных труб на участке 5, учитываем длину труб, находящихся на этом участке и их удельный вес:

Удельный вес бурильных труб – 32,5 кг/м.

Тогда,

.

Усилие на крюке при подъеме части колонны, расположенной на участке 4 равно:

, (2.8)

где α_ср – угол, учитывающий положение колонны труб на участке набора зенитного угла перед входом в пласт. α_ср = 55º. – коэффициент, учитывающий дополнительную силу прижатия колонны к стенкам скважины. = 1,22.

.

Усилие на крюке при подъеме из скважины части колонны, расположенной на прямолинейно-наклонном участке, в точках c и d рассчитывается по формуле:

(2.9)

(2.10)

.

Общее усилие на крюке при подъеме из скважины части колонны, расположенной на прямолинейно-наклонном участке 3:

Усилие, необходимое для подъема части колонны, расположенной на участке набора зенитного угла, можно найти по формуле:

(2.11)

Усилие при подъеме части колонны, расположенной в вертикальном участке, равно ее весу в жидкости:

(2.12)

Общее усилие на крюке при подъеме всей колонны из скважины составляет:

(2.13)

2.8. Проектирование очередности бурения скважин в кусте

Исходными данными при разработке плана разбуривания куста скважин являются: количество сква­жин в кусте и их номера; азимут (φ) и смещение забоя от вертикали (А) для каждой скважины; направление движения станка (НДС) и азимут мостков буровой (φ_м). Величины φ и А задаются по отношению к первой скважине в кусте, а после разработки плана разбуривания куста НГДУ уточняет их с учё­том передвижения бурового станка.

Составление плана разбуривания куста заключается в определении порядка очерёдности бурения скважин и длин их вертикальных участков. Это делается с целью предотвращения пересечения стволов скважин.

В первую очередь бурятся скважины, попадающие в первый сектор, составляющий угол 120º - 240º с направлением движения станка, измеряемый по часовой стрелке (рис. 2.5, а). При этом сначала бурятся скважины с большим смещением забоев.

Во вторую очередь бурятся скважины, попадающие в сектора 60º - 120º и 240º - 300º (рис. 2.5, б). В последнюю очередь ведется бурение скважин, для которых угол ограничен секторами 0º - 60º и 300º - 360º (рисунок 2.5, в), при этом сначала бурятся скважины с меньшим смещением забоя.

(а) (б) (в)

Рис. 2.5 Выбор очередности бурения скважин с кустовой площадки

В соответствии с заданным азимутом мостков φ_м наносится линия НДС (φ_м откладывается по часовой стрелке от направления на север) и на ней произвольно выбирается точка, обозначаю­щая устье первой скважины. Затем по отношению к линии НДС указываются сектора, показывающие очередность бурения скважин (рис. 2.5). Из выбранной точки проводятся лучи в направлениях проектных азимутов скважин φ, которые откладываются от направления на север по часовой стрелке. В соответствии с рис. 2.5 устанавливается очередность бурения скважин. Далее необходимо назначить глубину забуривания наклонного ствола и длины вертикальных участков.

Глубина забуривания наклонного ствола (длина вертикального участка h_в) связана с очередностью бурения скважин. У скважин, расположенных в секторе 120º - 240º первая скважина забуривается с минимальной глубины. У каждой последующей скважины она выбирается больше предыдущей. Если скважины находятся в секторах 60º - 120º и 240º - 300º допускается забуривание выше, чем в предыдущей скважине. Из скважин, расположенных в секторах 0º - 60º или 300º - 360º, первая скважина забуривается с большей глубины и уменьшается с каждой последующей скважиной.

Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола двух соседних скважин должно быть:

- не менее 30 м, если разность в азимутах скважин менее 10º;

- не менее 20 м, если разность составляет 10º- 20º;

- не менее 10 м, если азимуты отличаются более чем на 20º.

Расстояние между устьями скважин должно быть не менее 5 метров. Если предыдущая скважина искривлена в направлении движения бурового станка, расстояние между устьями может быть увеличено.

В таблице 2.4 заданы проектные данные 8 скважин. Азимут направления движения станка составляет 60º.

Таблица 2.4

Рис. 2.6 Выбор очередности бурения скважин в кусте

На рис. 2.6 нанесена линия НДС и линии проектных азимутов скважин.

В первый сектор попали скважины 14, 15, 52. В первую очередь будет буриться скважина № 52, так как она имеет наибольшую величину отхода забоя А = 700 м. Затем в порядке убывания величины А следуют скважины 15, 14.

Длину вертикального участка скважины № 52 выбираем минимальной, равной 250 м. Нежелательно, чтобы скважины № 15 и № 14 были соседними, так как у них азимуты отличаются на 10º. Между ними располагаем скважину № 24. Получаем очередность бурения скважин 15, 24, 14. У скважины № 15 глубина забуривания будет составлять 280 м. Скважину № 24 забуриваем на глубине 270 м – выше, чем предыдущую, так как она находится в секторе 240º - 300º. Скважину № 14 забуриваем на глубине 300 м.

В боковой сектор попадает скважина № 37. Забуриваем ее на глубине 280 м.

В четвертый сектор 0º - 60º и 300º - 360º попали скважины 21, 19, 8. Поскольку в этом секторе сначала бурятся скважины с меньшим смещением забоя, то очередность бурения будет следующей: 21, 8, 19. Глубину забуривания наклонного участка назначаем в порядке убывания: № 21 – 260 м; № 8 – 230 м; № 19 – 210 м.

Полученные результаты приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5

По данным, приведенным в таблице, построен план разбуривания куста скважин (рис. 2.7).

Рис. 2.7 План бурения куста скважин

2.9. Мероприятия по технике безопасности и по охране окружающей среды при реализации профиля скважины

Дата добавления: 2015-07-26; просмотров: 953; Нарушение авторских прав

Мы поможем в написании ваших работ!