Проектирование бурения скважин


ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

Основу технико-технологических решений при бурении нефтяных и газовых скважин составляет технический проект, содержание которого определяет все основные технические решения, номенклатуру и количество технических средств для реализации выбранной технологии на всех этапах строительства скважин. Эффективность технологических решений определяется степенью научной обоснованности принимаемых решений и достоверностью исходной информации. При этом большую роль играет накопленный в регионах опыт, так как проектирование многих технологических процессов требует постоянного уточнения математических моделей и логических принципов выбора технологических решений в зависимости от конкретизации геолого-геофизических условий бурения. Представленная ниже схема проектирования технологии бурения является обобщением научных и практических достижений в отрасли за последние десятилетия.

1. Выбор профиля скважины

На начальном этапе разработки технологии бурения нефтяных и газовых скважин необходимо определить профиль ствола скважины для наклонно-направленного бурения, который во многом определяет выбор расчетных схем для последующих этапов. В частности, от этого решения зависят расчеты бурильных и обсадных колонн, выбор компоновок низа бурильных колонн и т. д.

1.1. Выбор и расчет профиля скважины. Выбор профиля зависит от геологических условий на месторождении, глубины скважины по вертикали, величины отклонения, интенсивности набора и падения зенитного угла на данном месторождении при бурении с отклонителем или без него и др

1.2. Выбор компоновок низа бурильной колонны для реализации профиля наклонной или вертикальной скважины. Основной критерий при выборе компоновки низа бурильной колонны для бурения вертикальной скважины или того или иного участка профиля ствола наклонной скважины – интенсивность измененения зенитного угла при бурении этой компоновкой.

2. Выбор конструкции скважины

Выбор конструкции скважины зависит от комплекса неуправляемых и управляемых факторов. К неуправляемым факторам следует отнести геологические условия месторождения: глубину залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; пластовые и поровые давления, а также давления гидроразрыва проходимых пород; физико-механические свойства и состояние пород, вскрываемых скважиной с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления и т.д.

К управляемым факторам можно отнести цель и способ бурения; число продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия продуктивных горизонтов; материально-техническое обеспечение.

Общепринято считать конструкцию скважины рациональной, если она обеспечивает минимальную стоимость строительства скважины, а также выполнение технических (существующие технические средства и материалы, условия их доставки), технологических (освоенные технологические приемы, организация труда основных и вспомогательных подразделений) и геологических (проявление пластовых флюидов, поглощение буровых и тампонажных растворов, обвалообразование и пластическое течение горных пород) ограничений и требований к надежности и долговечности скважины (обеспечение успешного испытания, освоения и эксплуатации).

2.1. Выбор глубин спуска и диаметра обсадных труб

При проектировании конструкции скважины в первую очередь выбирают число обсадных колонн и глубины их спуска исходя из недопущения несовместимости условий бурения отдельных интервалов ствола.

2.2. Выбор высоты подъема тампонажного раствора и конструкции забоя скважины.

Высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется на основании действующих отраслевых инструктивных и методических материалов.

Основные факторы, определяющие конструкцию забоя – способ эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залегания.

2.3. Расчет обсадных колонн

Расчёт обсадных колонн проводят при проектировании с целью выбора толщин стенок и групп прочности материала обсадных труб, а так же для проверки соответствия заложенных при проектировании нормативных коэффициентов запаса прочности ожидаемым с учётом сложившихся геологических, технологических, конъюнктурных условий производства.

3. Проектирование процессов углубления и промывки скважин

Технико-экономическая эффективность строительства нефтяных и газовых скважин во многом зависит от обоснованности процесса углубления и промывки. Проектирование технологии этих процессов включает в себя выбор способа бурения , типа породоразрушающего инструмента и режимов бурения, конструкции бурильной колонны и компоновки ее низа, показателей свойств и типов бурового раствора, необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств, гидравлической программы углубления. Принятие проектных решений обуславливает выбор типа буровой установки, зависящей, помимо этого, от конструкции обсадных колонн и географических условий бурения

Для ряда указанных вопросов еще не выработано однозначных, а тем более научно-формализованных правил. При принятии многих решений (выбор режимно-технологических параметров бурения, некоторых свойств буровых растворов и др.) оказывается необходимым использовать результаты обобщения промыслово-статического материала, получаемого при бурении опорно-технологических и первых разведочных скважин.

3.1. Выбор породоразрушающего инструмента

Выбор типа породоразрушающего инструмента базируется на информации о физико-механических свойствах пород и литологическом строении разреза пород и, во многом, зависит от конкретных региональных условий.

3.2. Выбор типа бурового раствора и расчет необходимого количества материалов для поддержания его свойств

Выбор типа бурового раствора до настоящего времени не имеет формализованных правил и поэтому производится на основании анализа практикибурения и опыта инженеров по буровым растворам.

Основа выбора допустимых типов буровых растворов- соответствие составов буровых растворов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.

Процедура выбора типа бурового раствора состоит из следующих операций: получение от геологической службы информации о разрезе скважины; идентификацию пород разреза; установление типов буровых растворов, которые могут быть использованы при разбуривании пород данного класса; определение оптимальной последовательности применения буровых растворов.

Разрез скважины разбивают на интервалы , для каждого из которых выбирают допустимые типы буровых растворов, причем на каждом интервале ими могут быть только растворы, применимые на всех вышележащих интервалах в пределах необсаженной части скважины. Затем рассчитывают стоимость 1 м3 каждого раствора, допустимого на данном интервале.

На следующем этапе определяют объемы растворов, необходимые для бурения каждого интервала. На последнем этапе рассчитывают количество материалов и химических реагентов, необходимых для реализации выбранной последовательности буровых растворов с учетом затрат материалов на поддержание свойств раствора.

В результате по всем интервалам бурения должна быть получена следующая информация: наименование и компонентный состав бурового раствора, его необходимый объем и стоимость, расход материалов на поддержание свойств бурового раствора, степень его очистки.

3.3. Выбор способа бурения и режимно-технологических параметров углубления

Принятие решения об использовании того или иного способа бурения – один из ответственных этапов при проектировании технологии углубления, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения – режимы бурения, гидравлическую программу, буровой инструмент, тип буровой установки. Во многом, это решение определяется конъюнктурными региональными условиями (парк буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и т.п.).

В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения используют следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

После принятия решения о способе бурения , типах используемых долот и буровых растворов необходимо подобрать осевую нагрузку на долото, частоту вращения долота, расход бурового раствора и время пребывания долота на забое, т.е. режим бурения.

В случае выбора способа бурения с забойными гидравлическими двигателями, после расчёта осевой нагрузки на долото необходимо выбрать тип забойного двигателя. Этот выбор осуществляется с учётом удельного момента на вращение долота, осевой нагрузки на долото и плотности бурового раствора. Технические характеристики выбранного забойного двигателя учитываются при проектировании частоты оборотов долота и гидравлической программы промывки скважины.

Для поиска этих значений в настоящее время используются три подхода:

- экспериментальный, состоящий в поиске оптимальных управляющих воздействий в процессе планируемых экспериментов при бурении опорно-технологических скважин;

- экспериментально-статистический, основывающийся на сборе и переработке информации об отработке долот при массовом бурении на регионе;

- аналитико-статистический метод, использующий математические модели углубления, коэффициенты которых определяются на основе обработки статистических данных по отработке долот.

Однако оптимизация режимных параметров на стадии проектирования имеет недостаточную для практики эффективность. Поэтому при проектировании вырабатывается нормативное задание режимно-технологических параметров и числа необходимых долот, а поиск оптимальных управляющих воздействий необходимо осуществлять в оперативном режиме на буровой, что соответствует тенденциям мировой практики.

3.4. Выбор компоновки и расчет бурильной колонны Конструкция бурильной колонны определяется условиями бурения и конструкцией скважины. При проектировании бурильных колонн возможны следующие ситуации: необходимо выбрать рациональную компоновку бурильной колонны , удовлетворяющую всем инженерным по несущей способности; необходимо дать оценку с позиций проверки на прочность какого-либо варианта компоновки колонны.

При выборе компоновки колонны бурильных труб в качестве исходной информации используются: геометрические параметры профиля ствола скважины, диаметр обсадной колонны на предыдущем интервале бурения , способ бурения, плотность бурового раствора, потери давления в забойном двигателе и долоте, вес забойного двигателя.

В результате расчета должны быть получены диаметры, толщины стенок, группы прочности и длины секций для всех ступеней колонны, а также величины фактических коэффициентов запасов прочности для сравнения с нормативными коэффициентами

3.5. Выбор буровой установки Буровые установки- это комплексные системы, включающие все основные и вспомогательные агрегаты и механизмы, которые необходимы для строительства скважин.

Буровую установку выбирают по ее допустимой максимальной грузоподъемности, обуславливающей с некоторым запасом вес в воздухе наиболее тяжелых бурильной и обсадной колонн

Для принятой по грузоподъемности и условной глубине бурения буровой установки в зависимости от региональных условий , связанных со степенью обустройства (дороги, линии электропередач, водоснабжение и др.) и климатической зоной, выбирают тип привода, схему монтажа и транспортирования, а также учитывают необходимость комплектования отопительными установками, дополнительными агрегатами и оборудованием.

3.6. Выбор гидравлической программы промывки скважины

Под гидравлической программой понимается комплекс регулируемых параметров процесса промывки скважины. Номенклатура регулируемых параметров следующая: показатели свойств бурового раствора, подача буровых насосов, диаметр и количество насадок гидромониторных долот.

При составлении гидравлической программы предполагается :

-исключить флюидопроявления из пласта и поглощения бурового раствора;

-предотвратить размыв стенок стенок скважины и механическое диспергирование транспортируемого шлама с целью исключения наработки бурового раствора;

-обеспечить вынос выбуренной горной породы из кольцевого пространства скважины;

-создать условия для максимального использования гидромониторного эффекта;

-рационально использовать гидравлическую мощность насосной установки;

-исключить аварийные ситуации при остановках , циркуляции и пуске буровых насосов.

Перечисленные требования к гидравлической программе удовлетворяются при условии формализации и решения многофакторной оптимизационной задачи. Известные схемы проектирования процесса промывки бурящихся скважин основаны на расчетах гидравлических сопротивлений в системе по заданным подаче насосов и показателям свойств буровых растворов.

Подобные гидравлические расчеты проводятся по следующей схеме. Вначале, исходя из эмпирических рекомендаций, задают скорость движения бурового раствора в кольцевом пространстве и вычисляют требуемую подачу буровых насосов. По паспортной характеристике буровых насосов подбирают диаметр втулок, способных обеспечить требуемую подачу. Затем по соответствующим формулам определяют гидравлические потери в системе без учета потерь давления в долоте. Площадь насадок гидромониторных долот подбирают исходя из разности между максимальным паспортным давлением нагнетания (соответствующим выбранным втулкам) и вычисленными потерями давления на гидравлические сопротивления.

4. Проектирование процесса крепления

Крепление скважины –заключительная операция ее проводки, предназначенная для укреплениястенок скважины, обеспечения длительной изоляции пластов друг от друга и от дневной поверхности.

Процесс крепления скважин складывается из нескольких технологических операций, проектирование которых должно наряду с обеспечением высокого качества работ минимизировать стоимость проводки скважин привыполнении плановх сроков и безусловном недопущении осложнений.

4.1.Выбор способа спуска и цементирования обсадной колонны

Скавжину крепят обсадными колоннами, спускаемыми целиком или секциями (хвостовиками), а колоны цементируют различными способами – сплошным, в две или несколько ступеней с разрывом во времени, двумя или более секциями, обратным способом.

Каждую скважину крепят в конкретных геологических условиях, и геологические пласты , составляющие разрез , налагают определенные ограничения на процесс спуска и цементирования обсадной колонны, нарушение которых приводит к различного рода осложнениям или авариям. Для реализации процесса используют оборудование и материалы с их ограниченными техническими характеристиками.Кроме того, гидродинамические процессы, происходящие в скважине при промывке, спуске, цементировании колонны и ОЗП, также влияют на выбор способа крепления.

В качестве критериев, определяющих выбор способа спуска колонны и ее цементирования, приняты грузоподъемность оборудования, допустимое время пребывания ствола скважины в необсаженном состоянии и режим качественного цементирования обсадной колонны в один прием. Режим цементирования зависит от пластовых давлений и давлений гидроразрыва или поглощения пластов, допустимого давления в устьевом оборудовании и технических устройствах; режима течения тампонажного раствора, обеспечивающего качественное заполнение затрубного пространства; времени безотказной работы цементировочного оборудования.

4.2.Выбор тампонажного раствора

Многообразие геолого-технических условий при бурении нефтяных и газовых скважин, рост глубин, вызвавший, необходимость закачивания больших объемов тампонажных растворов в сжатые сроки, и повышение требований к качеству работ по креплению обусловили применение широкой номенклатуры тампонажных цементов и химических реагентов, используемых в тампонажных растворах.

Выбор тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн обуславливается литофациальной характеристикой разреза. Основными факторами, определяющими состав тампонажного раствора, являются температура,пластовое давление, давление гидроразрыва, наличие солевых отложений, вид флюида и т.д.

Для цементирования скважин необходимо применять только тампонажные материалы, выпускаемые промышленностью по технологическим регламентам и удовлетворяющие требованиям соответствующих стандартов.

4.3. Выбор буферной жидкости

Буферные жидкости повышают степень вытеснения бурового раствора из затрубного пространства скважины, предотвращая его смешение с тампонажным раствором и удаляя часть глинистой корки со стенок.

Буферную жидкость выбирают согласно следующим критерияям: типу основы бурового раствора (водная или неводная), его плотности, температурным условичм в скважине , кавернозности ствола, высоте подъема тампонажного раствора, содержанию солей кальция в буровом растворе, наличию в разрезе высокопроницаемых пластов, протяженности перемычки между продутивным и водоносным пластами, наличию в буровом растворе химических реагентов.

4.4. Выбор технологической оснастки и режима спуска обсадной колонны

Сборка и спуск обсадной колонны – ответственные этапы крепления скважины. В общем случае они состоят из следующих операций: сборка обсадных (при необходимости и бурильных) труб в колонну, установке на ней элементов колонной и заколонной технологической оснастки, спуске колонны на длину каждой трубы (с ограниченной скоростью спуска и интенсивностью торможения), промежуточных доливах колонны и промывке скважины.

Под понятием «технологическая оснастка обсадных колонн» подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения качественного ее спуска и цементирования.

4.5. Расчет режима цементирования

При гидравлическом расчете цеметирования должны выполняться технико-технологические требования к давлению в системе цементирования.

- суммарное давление не должно превышать предельно допустимых давлений для цементировочной головки и цементировочного агрегата;

- давление в затрубном пространстве должно быть меньше давления гидроразрыва пластов.

4.6. Выбор способа испытания обсадных колонн на герметичность

Герметичность и прочность зацементированных обсадных колонн проверяют созданием внутреннего или внешнего избыточного давления при нагнетании в колонну жидкости или снижения уровня жидкости внутри колонны.

5. Выбор комплекса геофизических исследований.

Для обеспечения достоверной геологической информации в перспективных интервалах выбирается комплекс геофизических исследований. Выбор основного и дополнительного комплексов зависит от типа скважины, интервалов исследования, свойств бурового раствора.

6. Проектирование процесса испытания скважин.

Заключительный технологический этап при бурении нефтяных и газовых скважин связан с испытанием продуктивных горизонтов. В комплекс работ по испытанию входят создание гидравлической связи скважины с пластами при наличии закрытого забоя, выбор способа вызова притока из пластов и при необходимости методов активного воздействия на призабойную зону с целью устранения вредного влияния на продуктивные пласты процессов бурения при вскрытии.

6.3. Выбор способа перфорации.

Перфораторы пробивают канал в продуктивном пласте через стенки обсадных труб и слой затрубного цементного камня. Различие геологических условий породило необходимость создания широкой номенклатуры перфораторов – бескорпусных разрушающихся, корпусных кумулятивных и т.д.

При осуществлении перфорации возможны значительные деформации обсадной колонны, образования трещин в цементном камне и нарушение их сцепления. Поэтому выбор способа перфорации и проектирования технологических режимов должно проводиться только при соблюдении требований действующих руководящих документов.

6.4. Выбор способа вызова притока из пласта

Вызов притока из пласта осуществляют снижением забойного давления. Выбор способа вызова притока из пласта базируется на следующей исходной информации: глубина скважины (искусственный забой); диаметр обсадной колонны; диаметр колонны насосно – компрессорных труб (НКТ); глубина спуска НКТ; пластовое давление; пластовая температура; проницаемость пласта; сведения об эксплуатационных особенностях пласта – коллектора; сведения о загрязненности призабойной зоны пласта. В настоящее время используются следующие способы вызова притока из пласта: замена на раствор меньшей плотности; замена на газированную жидкость; замена на пену; снижение уровня жидкости в скважине. На основе выбора способа вызова притока получают ответы на следующие вопросы: режимные показатели процесса (забойное давление и депрессия на пласт, темп снижения забойного давления, производительность агрегатов и давление нагнетания рабочих агентов, продолжительность процесса); технические средства (номенклатура и количество); реагенты и материалы (номенклатура и количество); стоимость работ.

Предыдущая45464748495051525354555657585960Следующая

Дата добавления: 2015-06-27; просмотров: 862; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ПОСМОТРЕТЬ ЕЩЕ:

helpiks.org

Особенности проектирования и бурения скважин с кустовых площадок

При бурении скважин с кустовых площадок в связи с тем, что устья скважин располагаются близко друг к другу, возможны тяжелые аварии, связанные с пересечением стволов двух скважин. Для предотвращения этого явления при проектировании необходимо учитывать ряд дополнительных факторов. Основной принцип проектирования состоит в том, что в процессе бурения стволы скважин должны отдаляться друг от друга. Это достигается, во-первых, оптимальным направлением движения станка (НДС) на кустовой площадке, во-вторых, соответствующей очередностью разбуривания скважин и, в-третьих, безопасной глубиной зарезки наклонного ствола.

Наиболее оптимальным вариантом бурения с кустовой площадки является такой, при котором направления на проектные забои скважин близки к перпендикулярным по отношению к НДС, а совпадение НДС и направлений на проектные забои нежелательно и должно быть минимальным (рис. 36).

  Рис. 36. Оптимальное направление движения станка  

После определения НДС производится проектирование очередности бурения скважин. Она зависит от величины угла, измеряемого от НДС до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки. В первую очередь бурятся скважины, для которых этот угол составляет 120-240О (I сектор), причем сначала скважины с большими зенитными углами (рис. 37).

  Рис. 37. Очередность разбуривания скважин с кустовых площадок

Во вторую очередь - скважины, горизонтальные проекции которых образуют с НДС угол, равный 60-120О и 240-300О (II сектор), и вертикальные скважины. В последнюю очередь бурятся скважины, для которых указанный угол ограничен секторами 0-60О и 300-360О (III сектор), причем сначала скважины с меньшими зенитными углами.

Глубина зарезки наклонного ствола при бурении скважин I и II секторов для первой скважины принимается минимальной, а для последующих - увеличивается. Во II секторе допускается для последующих скважин глубину зарезки наклонного ствола уменьшать только в том случае, если разность в азимутах забуривания соседних скважин составляет 90О и более. Для скважин III сектора глубина зарезки наклонного ствола для очередной скважины принимается меньшей, чем для предыдущей.

Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола для двух соседних скважин, согласно действующей инструкции [4], должно быть не менее 30 м, если разность в проектных азимутах стволов составляет менее 10О; не менее 20 м, если разность азимутов 10-20О; и не менее 10 м во всех остальных случаях.

Непосредственно в процессе бурения для предотвращения пересечения стволов необходимо обеспечить вертикальность верхней части ствола. Даже небольшое искривление в 1-2О на этом участке, особенно в направлении движения станка, может привести к пересечению стволов. Для предотвращения искривления необходимо проверить центровку буровой вышки, горизонтальность стола ротора, прямолинейность всех элементов КНБК, соосность резьб.

В процессе бурения на план куста необходимо наносить горизонтальные проекции всех скважин. Однако истинное положение ствола может отличаться от расчетного. Это объясняется погрешностями при измерениях параметров искривления и ошибками графических построений. Поэтому зона вокруг ствола скважины с некоторым радиусом r, равным среднеквадратической ошибке в определении положения забоя, считается опасной с точки зрения пересечения стволов. Величина этого радиуса с достаточной степенью точности может быть принята равной 1,5 % текущей глубины скважины за вычетом вертикального участка, но не менее 1,5 м. Если в процессе бурения соприкасаются опасные зоны двух скважин, то необходимо четко соблюдать указанные ранее периодичность и шаг замеров параметров искривления двумя инклинометрами и применять лопастные долота, что снижает вероятность повреждения обсадной колонны в ранее пробуренной скважине. Чаще всего, как показывает практика, пересечение стволов возникает из-за неточностей в ориентировании и несвоевременности инклинометрических измерений.

Предыдущая14151617181920212223242526272829Следующая

Дата добавления: 2016-04-22; просмотров: 573; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ПОСМОТРЕТЬ ЕЩЕ:

helpiks.org

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОЧЕРЕДНОСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В КУСТЕ

МЕТОДИЧЕСКОЕ УКАЗАНИЕ

К практическим занятиям по дисциплине «Наклонно-направленное и горизонтальное бурение» для студентов специальности 090800

«Бурение нефтяных и газовых скважин» очной и заочной форм обучения

Тюмень, 2003

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

МЕТОДИЧЕСКОЕ УКАЗАНИЕ

К практическим занятиям по дисциплине «Наклонно-направленное и горизонтальное бурение» для студентов специальности 090800

«Бурение нефтяных и газовых скважин» очной и заочной форм обучения

Председатель РИС _____________ (Перевощиков С.И.)   Проректор ___________________ «____»_________________200__ г. Рассмотрено на заседании кафедры ________________ Протокол №____от______200__г. Подпись _____________________ (зав.кафедрой)
Подписи и контактные телефоны авторов: Грачев С.И., д.т.н., Юртаев С.Л., Петухов Ю.А., (3466) 24-95-40 Козодеев С.А.   Рассмотрено на заседании методической комиссии института (факультета) _____________________________ Протокол №____от______200__г. Подпись _____________________ (председатель методокомиссии)

Тюмень, 2003

Утверждено редакционно-издательским советом Тюменского государственного нефтегазового университета

Составители: Грачев С.И., д.т.н., директор НФ ТюмГНГУ

Юртаев С.Л., главный инженер «Обьнефтеремонт»

Петухов Ю.А., зам. директора НПО «ВКТБ»

Козодеев С.А., нач.отдела бурения СП «Ваньеганнефть»

ã государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

2003 г.

Введение

Современные технологические средства и технология направленного бурения достигли такого уровня, который позволяет строить скважины по технологически весьма сложным траекториям. Между тем практика разбуривания месторождений, показывает, что по тем или иным причинам возникают отклонения от проектного профиля. Например, анализ фактических инклинограмм показывает частую тенденцию изменения зенитного и азимутального углов траекторий скважин на месторождениях Среднего Приобья, их забой оказываются смещенными на десятки и сотни метров от запланированного. В результате, нарушается проектная система разработки, снижается темп отбора извлекаемых запасов и коэффициент извлечения нефти.

Таким образом, чтобы избежать нежелательных последствий при эксплуатации добывающих скважин, нужно знать методические и технологические пути обеспечения их строительства в заданном направлении.

ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ О ПРОСТРАНСТВЕННОМ ПОЛОЖЕНИИ И ИСКРИВЛЕНИИ СКВАЖИН

Под действием различных факторов в процессе бурения ствол скважины изменяет свое пространственное положение, вследствие чего его ось приобретает вид искривленной линии. Она может изображаться последоватеьлным соединением прямых и кривых отрезков. Дадим определение основным терминам и параметрам, характеризующим положение в пространстве, точки (О) оси скважины (рисунок 1).

Рисунок 1. Параметры пространственного положения оси скважины

- Глубина скважины (S)- расстояние по оси скважины от устья до забоя или любой точки измерения.

- Глубина скважины по вертикали (Н) - расстояние от устья до горизонтальной плоскости, проходящей через забой скважиныО.

- Зенитный угол ()- угол между касательной к оси ствола скважины в рассматриваемой точке О и вертикалью, проходящей через данную точку.

- Азимутальный угол () - угол между принятым направлением начала отсчета 3 и касательной 5 к горизонтальной проекции оси скважины, отсчитываемой по часовой стрелке. В зависимости от принятого начала отсчета азимутальный угол может быть истинным, магнитным или условным. В первом случае отсчет ведется от географического, во втором от магнитного меридиана, в третьем - от направления на произвольный репер, координаты которого известны.

- Угол наклона ()- угол между осью скважины или касательной к ней в рассматриваемой точке О и горизонтальной проекцией оси на плоскость, проходящую через данную точку.

- Профиль скважины- проекция оси скважины на вертикальную плоскость 2, проходящую через ее устье и забой.

- План скважины- проекция оси скважины на горизонтальную плоскость 1, проходящую через ее устье.

- Отход или отклонение (А) забоя от вертикали- расстояние от забоя скважины до вертикали, проходящей через устье скважины.

- Апсидальная плоскость - вертикальная плоскость, проходящая через касательную ОК к оси ствола скважины в точке проведения замера О.

- Зенитная интенсивность искривления ()- изменение зенитного угла на участке между двумя точками замера.

- Азимутальная интенсивность искривления ()- изменение азимутального угла на участке между двумя точками замера.

- Пространственная интенсивность искривления (i)- степень одновременного изменения зенитного и азимутального углов за интервал. В дальнейшем будем использовать термин интенсивность искривления.

- Радиус искривления- величина обратная интенсивности искривления . На практике используют понятие интенсивности искривления ствола скважины на 10 метров и на 100 метров

, м; , м (1.1)

- Кривизна ствола скважины - величина, обратная радиусу

, рад/м (1.2)

- Угол установки отклонителя на забое - угол между плоскостью действия отклонителя и вертикальной плоскостью, проходящей через ось скважины в месте его установки.

- НДС - направление движения бурового станка.

- Радиус круга допуска - допустимое отклонение забоя скважины от проектного.

- Магнитное склонение (ms) - угол между истинным направлением на север и магнитным направлением, определяемым по компасу.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОЧЕРЕДНОСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В КУСТЕ

1. Составление плана разбуривания куста скважин заключается в определении порядка очередности бурения скважин и длин их вертикальных участков. Исходными данными являются: азимуты скважин (); смещение забоев от вертикали (А) для каждой скважины; направление движения станка (НДС).

2. Очередность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от НДС до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки (см. рисунок 2, поз. а-в). При этом в первую очередь бурятся скважины, для которых указанный угол расположен в секторе 120-240 (сначала бурятся скважины с большим смещением забоев, рисунок 2, поз. а); затем скважины, горизонтальные проекции которых с HДС образуют угол, равный 60-120 и 240-300, а также вертикальные скважины (рисунок 2 поз. б); в последнюю очередь ведется бурение скважин, для которых вышеуказанный угол ограничен секторами 0-60 и 300 -360 (рисунок 2 поз. в), при этом сначала бурятся скважины с меньшим смещением забоя

(а) (б) (в)

Рисунок 2. Выбор очередности бурения скважин с кустовой площадки.

3. Расстояние между устьями скважин определяется в соответствии с /2/ , а также со схемами расположения бурового и нефтепромыслового оборудования на кустовой площадке и должно быть не менее 5 метров. Если предыдущая скважина искривлена в направлении движения бурового станка, расстояние между устьями может быть увеличено.

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

- не менее 30 м, если разность в азимутах забуривания менее 10

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

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

5. Глубина забуривания наклонного ствола выбирается в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения станка (НДС) до проектного направления на точку по часовой стрелке:

- если указанный угол расположен в секторе 120-240, то первая скважина забуривается с минимальной глубины. Глубина забуривания каждой последующей скважины выбирается больше, чем предыдущей.

- если угол между HДС и проектным азимутам ограничен секторами 60-120или 240-300, допускается забуривание выше, чем в предыдущей скважине.

- если вышеуказанный угол расположен в секторах 0-60 или 300-360, то первая скважина забуривается с большей глубины, глубина забуривания каждой последующей скважины выбирается меньше, чем предыдущей.

6. Составление плана разбуривания куста скважин начинается с нанесения линии НДС. На ней произвольно выбирается точка, обозначающая устье первой скважины. Из этой точки проводятся линии (М 1:10000) в направлениях проектных азимутов скважин (см. рисунок 3) В соответствии с п. 2 устанавливается очередность бурения скважин и с помощью п. 5 выбираются длины вертикальных участков (Hв)

Рассмотрим пример практического применения вышеизложенной методики. В таблице 1 приведены проектные данные, а на рисунке 3 графическое изображение направлений траекторий 8 скважин. Азимут НДС равен 45 градусам.

Таблица 1

№ п. п. № скважины Азимут, град Отход, м
910.

 
 

Рисунок 3. Выбор очередности бурения скважин.

Согласно п. 2 в первую очередь бурятся скважины расположенные в секторе 120-240. Это скважины под № 140 и № 141, причем первой бурится скважина с большим отходом № 140. Второй бурится скважина № 141.

Во вторую очередь бурятся скважины расположенные в секторах 60-120 и 240-300. Это скважины под № 142, 143, 145, 146. С целью исключения пересечения стволов скважин и разводки их по азимуту скважина № 142 бурится третьей, скважина № 143 – четвертой, скважина № 145 – пятой, скважина № 146 – шестой.

В третью очередь бурятся скважины расположенные в секторе 60-0-300. Это скважина № 147, 144, при этом сначала бурится скважина с меньшим отходом № 147 (седьмая по счету). Последней (восьмой) бурится скважина № 144.

По данным результатам составляется план очередности разбуривания куста скважин (таблица № 2) и схема (рисунок 4).

7. По п. 5 определяем глубины начала бурения наклонного ствола. Т. к. скважины № 140 и 141 расположены в секторе 120 - 240, то глубина вертикального участка ствола скважины № 140 составит 30 м, а глубину начала набора параметров кривизны скважины № 141 принимаем на 10 м больше (40 м), т.к. азимуты отличаются более чем на 20.

В связи с тем, что угол между НДС и проектными азимутами скважин № 142, 143, 145, 146 ограничен секторами 60 - 120 и 240 - 300, допускается забуривание выше, чем в предыдущей скважине.

Глубина начала бурения наклонного ствола скважины № 142 составит 30 м, а глубину вертикального участка скважины № 143 принимаем на 10 м больше (40 м), т.к. азимуты отличаются более чем на 20.

Глубина бурения вертикального участка скважины № 145 составит в 30 м. Глубину начала набора зенитного угла скважины № 146 принимаем на 10 м больше (40 м), т.к. азимуты отличаются более чем на 20.

Т. к. угол между HДС и проектными азимутами скважин № 147, 144 ограничен секторами 0 - 60 и 300 - 360, то глубину вертикального участка скважины № 147 определим значением 50 м. Глубину вертикального участка скважины № 144 установим на 10 м меньше (40 м), т.к. азимуты отличаются более чем на 20.

Если в заданных направлениях (см. рисунок 3) нанести в масштабе положения забоев скважин, а на линии НДС положения устьев скважин с учетом движения станка при передвижке, и затем соединить полученные точки для каждой скважины, можно получить новые значения А и , несколько отличающиеся от первоначальных. При этом азимуты скважин могут переместиться в другие сектора. Кроме того, азимут скважин с малыми смещениями забоев изменяется больше, и не исключено появление пересечений проекций стволов, что нежелательно и потребует введения корректив. В учебном задании считаем, что этого не произойдет, и план разбуривания куста строим по первоначальным азимутам (см. рисунок 3), принимая разные масштабы при обозначении устьев скважин и их забоев в масштабе М 1:500 и М 1:10000 соответственно.

Таблица 1. План очередности разбуривания

№ п.п. Положение устья скважины № сква-жины Азимут, град Отход, Глубина начала набора парамет-ров кривиз-ны, м Назна-чение Проектный пласт, м Глубина пласта, м Круг допуска, м
движка, м с начала куста
Доб ЮБ1
Доб ЮБ1
Доб ЮБ1
Доб ЮБ1
Доб ЮБ1
Доб ЮБ1
Доб ЮБ1
Доб ЮБ1

Направление движения станка 45°, азимут мостков 135°, магнитное склонение 16°.

 
 

Рисунок 4. Схема очередности бурения куста скважин.

megaobuchalka.ru

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

Основу технико-технологических решений при бурении нефтяных и газовых скважин составляет технический проект, содержание которого определяет все основные технические решения, номенклатуру и количество технических средств для реализации выбранной технологии на всех этапах строительства скважин. Эффективность технологических решений определяется степенью научной обоснованности принимаемых решений и достоверностью исходной информации. При этом большую роль играет накопленный в регионах опыт, так как проектиров

ание многих технологических процессов требует постоянного уточнения математических моделей и логических принципов выбора технологических решений в зависимости от конкретизации геолого-геофизических условий бурения. Представленная ниже схема проектирования технологии бурения является обобщением научных и практических достижений в отрасли за последние десятилетия.

ВЫБОР ПРОФИЛЯ СКВАЖИНЫ.

На начальном этапе разработки технологии бурения нефтяных и газовых скважин необходимо определить профиль ствола скважины для наклонно-направленного бурения, который во многом определяет выбор расчетных схем для последующих этапов. В частности, от этого решения зависят расчеты бурильных и обсадных колонн, выбор компоновок низа бурильных колонн и т. д.

Выбор и расчет профиля скважины. Выбор профиля зависит от геологических условий на месторождении, глубины скважины по вертикали, величины отклонения, интенсивности набора и падения зенитного угла на данном месторождении при бурении с отклонителем или без него и др

Выбор компоновок низа бурильной колонны для реализации профиля наклонной или вертикальной скважины. Основной критерий при выборе компоновки низа бурильной колонны для бурения вертикальной скважины или того или иного участка профиля ствола наклонной скважины – интенсивность измененения зенитного угла при бурении этой компоновкой.

ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ.

Выбор конструкции скважины зависит от комплекса неуправляемых и управляемых факторов. К неуправляемым факторам следует отнести геологические условия месторождения: глубину залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; пластовые и поровые давления, а также давления гидроразрыва проходимых пород; физико-механические свойства и состояние пород, вскрываемых скважиной с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления и т.д.

К управляемым факторам можно отнести цель и способ бурения; число продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия продуктивных горизонтов; материально-техническое обеспечение.

Общепринято считать конструкцию скважины рациональной, если она обеспечивает минимальную стоимость строительства скважины, а также выполнение технических (существующие технические средства и материалы, условия их доставки), технологических (освоенные технологические приемы, организация труда основных и вспомогательных подразделений) и геологических (проявление пластовых флюидов, поглощение буровых и тампонажных растворов, обвалообразование и пластическое течение горных пород) ограничений и требований к надежности и долговечности скважины (обеспечение успешного испытания, освоения и эксплуатации).

Выбор глубин спуска и диаметра обсадных труб

При проектировании конструкции скважины в первую очередь выбирают число обсадных колонн и глубины их спуска исходя из недопущения несовместимости условий бурения отдельных интервалов ствола.

Выбор высоты подъема тампонажного раствора и конструкции забоя скважины.

Высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется на основании действующих отраслевых инструктивных и методических материалов.

Основные факторы, определяющие конструкцию забоя – способ эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залегания.

Расчет обсадных колонн

Расчёт обсадных колонн проводят при проектировании с целью выбора толщин стенок и групп прочности материала обсадных труб, а так же для проверки соответствия заложенных при проектировании нормативных коэффициентов запаса прочности ожидаемым с учётом сложившихся геологических, технологических, конъюнктурных условий производства.



infopedia.su


Смотрите также