Обоснование конструкции эксплуатационных колонн горизонтальной скважины

Глава 3. Техническая часть.

Обоснование и выбор профиля скважины.

При выборе профиля акцент сделан на обеспечение надежной проходимости

обсадных колонн и наличия участка стабилизационного бурения

максимальной длины. Поэтому интенсивность набора кривизны выбрана не

максимальной, а участок стабилизационного бурения запроектирован

максимальным по длине и расположенным под минимальным зенитным

углом 27¸30°, достаточным для заданного смещения забоя от вертикали

устья – 1500 м. На этом стабилизационном участке для сокращения времени

бурения предусматривается использование высокоресурсных винтовых

двигателей и долот типа МХ-09 (или трехсекционных турбобуров с долотами

типа МЗ-ГВ), а при эксплуатации - пакетов центробежных насосов.

Учитывая опыт проводки скважин на Южно-Тарасовском

месторождении, в том числе, бурение скважины №4120 с осложнениями

в интервале 1100 - 2400 м в наклонном стволе с зенитными углами

больше 35°, считаем целесообразным бурить по профилю стабилизации

под углом не более 30°. Искривление начинать на глубине 480 м в

алевролитах ганькинской свиты, т.е. в том месте, где, как следует из

практики бурения вертикальных стволов на Южно-Тарасовском

месторождении, начинается самопроизвольное искривление.

Башмак 245 мм колонны устанавливается в плотных породах верхней

части сеномана. При этом зенитный угол должен быть не более 30°.

Дальнейшее бурение под эксплуатационную колонну производится на

участке стабилизации.

 

 

Этот прямолинейный участок рекомендуется проходить с предельно

допустимой скоростью, что можно осуществить с использованием долот типа

МХ-09 и винтовых двигателей или с использованием долот типа МЗ-ГВ и

Турбобуров.

Выбранный с учетом приведенных соображений профиль позволит пройти

интервал слабоустойчивых горных пород покурской и верхней части

вартовской свит под зенитным углом около 30°, что, как следует из практики

бурения, должно обеспечить достаточную надежность устойчивости стенок

такого ствола.

Таким образом, в настоящем проекте предусмотрен для скважины 4120/бис пятиинтервальный тип профиля ствола скважины:

первый интервал – условно-вертикальный 0 - 1152 м (0-1160 м – по стволу);

второй интервал - набор кривизны 1152 – 1281 м по вертикали

 

(1160-1299 м по стволу с интенсивностью 1,5° на 10 м) - до угла 30,6°;

третий интервал – стабилизационный 1281-2388 м по вертикали

 

(1299-2586 м по стволу);

 

четвертый интервал – набор кривизны 2388-2574 м по

 

вертикали(2586-2984 м по стволу) - до угла 90° с интенсивностью 1,51 °/10 м;

 

пятый интервал – условно-горизонтальный 2574-2570 м по

 

вертикали (2984-3282 м по стволу).

 

Совмещенный график давлений

Существует ряд методик для определения глубины спуска колонн, оборудованных противовыбросовым оборудованием. Наиболее приемлемой для практических расчетов считается формула (2.2). В отличие от других формул, в том числе формулы АзНИПИнефти, исходная информация для расчетов по формуле (2.2) является наиболее простой и достоверной:

, (2.2)

 

- ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытия устья, МПа;

- пластовое давление проявляющего горизонта, МПа;

- глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м;

- градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора. (= 0,2 на 1 м)

Для проектирования и расчета диаметров обсадных колонн берется диаметр эксплуатационной колонны, которая задается заказчиком в зависимости от назначения дебита скважины.

 

 

Определяем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

,

где - диаметр колонны по муфте;

D_к – зазор между муфтой трубы и стенкой;

выбираем из[9] и подставляем в формулу:

=146+2×20=206 мм; по ГОСТ 20692-80 подбираем =215,9 мм, Определяем внутренний диаметр кондуктора:

,

где – внутренний диаметр кондуктора;

d – зазор между долотом и стенкой трубы;

=215,9+2×5=225,9 мм; по ГОСТ 632-80 =244,5 мм;

=270+2×12=294 мм; по ГОСТ 20692-80 =393,7мм.

Определяем внутренний диаметр направления:

,принимаем из данных проекта Южно – Тарасовское

D = 324 мм

=351+2×15=381 мм; по ГОСТ 20692-80 =490 мм.

Интервал установки по стволу, м	Наименование обсадной колонны	Диаметр колонны, мм	Диаметр долота, мм
0–160	Направление
160 - 1100	Кондуктор	244,5	393,7
1110 - 3282	Эксплуатационная		215,9

 

Конструкция скважины

160 м

1110 м

146 мм

215,9 мм

244,5 мм

393,7 мм

324 мм

490 мм

 

Освоение скважины

Проектные нефтяные пласты БП₈ и БП₉ вартовской свиты нижнего мела залегают в интервале 2563-2574 метров по вертикали. Они представлены песчанистым коллектором порового типа, пористостью – 15-30%. Пластовое давление и температура соответственно равны 21,5-24,7 МПа и 59°С. Плотность флюида – 0,82 кг/м³, газовый фактор ~ 115 м³/т, относительная плотность газа по воздуху – 1.0.

Продуктивный пласт вскрывается горизонтальным стволом диаметром 216 мм в скв. №4120 и 146 мм в скв. №5438. В пласт спускаются фильтры типа ЗСМФЭ-146 (скв. № 4120) и ЗСМФЭ-114 (скв. № 5438). Суммарная длина фильтров около 300 м (уточняется по данным ГИС).

Эксплуатационные колонны 146 мм в скв. № 4120 и 168 в скв. № 5438 цементируются через пакер, установленный в районе кровли продуктивного пласта. Конкретное место установки пакера уточняется по данным ГИС.

Для работ по освоению скважины используется передвижная установка А-50.

К началу работ по освоению скважина должна находиться в следующем состоянии:

Вариант №1

- эксплуатационная колонна 146 мм до цементного стакана – (10м выше глубины установки пакера ПДМ-146) заполнена технической водой (опрессовочная жидкость), далее до забоя – нефтью;

- заколонное пространство за фильтрами ЗСМФЭ-146 заполнено нефтью (в процессе цементирования);

- цементный стакан, пакер-муфта ПДМ-146 внутри колонны не разбурены;

- отверстия фильтров ЗСМФЭ-146 не вскрыты.

4.2 Технология освоения скважины:

Первичное вскрытие продуктивного пласта выполняется с применением KCl-полимерного бурового раствора. Рецептура бурового раствора и работа с ним регламентируется компанией «M-I Drilling Fluids». Плотность бурового раствора согласно требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» поддерживается в пределах 1,10-1,11 г/см³.

Перед вторичным вскрытием пласта на устье скважины устанавливается ПВО типа ПМТ2К-125х21 – («СибБурмаш», г. Тюмень) по утвержденной схеме.

Допускается использование других типов малогабаритных превенторов или устройств, в том числе превенторов ППМ 125х21 и ПМТ 125х21. Основные параметры ПВО-ПМТ2К-125-21 приведены в таблице 9.21, а принципиальная схема обвязки устья – в приложении к проекту.

После установки на устье превентор опрессовывается водой на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

* Текст изложен с указанием конкретных размеров для скв. № 4120 бис, а числовые оценки приведены для обеих скважин

Вариант № 1.

Для разбуривания цементного стакана и седла пакера ПДМ-146, а также вскрытия отверстий фильтров ЗСМФЭ-146 (срезки алюминиевых заглушек) в скважину спускается компоновка инструмента, состоящая из долота III 124 СЗ-ЦАУ на эксцентриковом переводнике, ГЗД Д-106 с обратным клапаном, секция стальных бурильных труб 73х7 до устья. Производится замена технической воды на солевой раствор NaCl с ρ=1,06 г/см³, разбуривается цементный стакан и седло пакера ПДМ, срезаются заглушки фильтров, промывается скважина солевым раствором NaCl (ρ=1,06 г/см³), вымывается забойная пачка и выравнивается плотность раствора (1,5 циклов).

Состав КНБК и режимы работы указаны в разделе №8 проекта.

После промывки на солевом растворе в соответствии с п. 3.1.4.2. РД 153-39-023-97 производится технологическая выстойка и по истечении 2 часов при отсутствии переливов и выхода газа (скважина считается заглушенной), инструмент поднимается при постоянном наблюдении за скважиной и доливом ее солевым раствором.

Затем производится спуск НКТ (НКМ 73 х5,5 мм) с установленной внизу воронкой для вызова притока при обвязанном устье малогабаритным ПВО (ПМТ2К-125х21). Подвеска колонны НКТ выполняется в трубной головке, входящей в комплект фонтанной. Глубина спуска НКТ –уточняется по результатам геофизики.

Расчетная депрессия для вызова притока нефти из пласта в соответствии с регламентами на испытание скважины [23,41] составляет 12 МПа.

При испытании объекта с депрессией – 12 МПа забойное давление будет:

Р _заб. ^исп. = Р_пл - ∆Р_деп=26,8-12=14,8 МПа,

что больше давления насыщения нефти газом (Р_нас=8÷10 МПа, для пластов группы БП_8-9).

При проектной депрессии – 12 МПа снижение уровня жидкости составит:

- уровня нефти:

 

Н= L_кр- Р _заб. ^исп/ 0,01 ·γ_н=2680-14,8/0,01·0,821 ≈900 м;

 

-уровня воды:

 

Н =2680-14,8/0,01·1≈1200 м.

Рекомендуется использовать прием создания депрессии на пласт на первом этапе путем замены солевого раствора NaCl на воду и нефть и снижением уровня жидкости свабированием, а на втором – спуском глубиннонасосного оборудования (ЭЦН, ШГН).

Допускается использование других способов вызова притока из пласта, не противоречащих требованиям «правил безопасности…» и согласованных с Заказчиком.

При вызове притока свабированием необходимо выполнять следубщие основные требования (в том числе предварительные работы):

1. С торцевых частей НКТ, предназначенных для спуска в интервал свабирования, должна быть снята фаска.

2. До начала работ должны быть опрессованы:

- фонтанная арматура на давление опрессовки эксплуатационной колонны – 12,5 МПа;

- межтрубное пространство эксплуатационной колонны и кондуктора на 9 МПа;

- лубрикатор Л-65х21 фирмы «Техновек» г. Воткинск, Удмуртия и его сальник на давление опрессовки эксплуатационной колонны 12,5 МПа;

3. Накопительная емкость, куда поступает поднятая из скважины свабом жидкость, должна быть оборудована указателем уровня жидкости.

4. Трубные и затрубные задвижки фонтанной арматуры в процессе свабирования должны быть открытыми.

5. Не допускается опорожнение колонны ниже уровня, указанного в плане на свабирование.

6. Все участники и производители работ должны быть проинструктированы по технологическим правилам и мерам безопасности проведения операции вызова притока свабированием.

7. Свабирование скважины производится до получения фонтанного притока жидкости из пласта, а при отсутствии фонтанного притока – до снижения уровня в колонне до проектной глубины и извлечения из пласта жидкости, объем которой равен объему пор прискважинной зоны пласта в радиусе 0,4 м.

По окончании работ по вызову притока и очистке призабойной зоны в скважинах, из которых получен соответствующий плану освоения скважины приток пластовой жидкости, производятся гидродинамические исследования, затем производится глушение и перевод скважины на насосный способ эксплуатации (см. подраздел проекта 10.3).

Если после снижения уровня жидкости в колонне не достигнут проектный дебит, геологическими службами Подрядчика и Заказчика решается вопрос о необходимости проведения интенсификации притока из пласта.

В настоящем проекте специальные мероприятия по воздействию на пласт с целью повышения нефтеотдачи не предусмотрены.

Результаты расчетов объемов извлекаемой из скважины жидкости и времени свабирования, а также параметров насосно-компрессорных труб, потребного количества материалов и техники для испытания скважины и спуска глубиннонасосного оборудования, продолжительность работ по спуску глубиннонасосного оборудования приведены в разделе 10.2.1 в таблицах 10.1, 10.2, 10.3, 10.4.

9.3 Расчет продолжительности свабирования скважины:

	Исходные данные:
1.	Проектная глубина снижения уровня нефти	- 900 м
2.	Диаметр эксплуатационной колонны	- 146 мм
3.	Диаметр НКТ	- 73 мм
4.	Ожидаемый дебит скважины	- 300-350 м3/сут
5.	Длина фильтровой части колонны	- 143 м
6.	Утечка жидкости при подъеме сваба	- 30-60%
7.	Пористость пласта (в долях единицы)	- п =0,20
8.	Глубина спуска сваба ниже уровня	- 200 м
9.	Нормы времени СПО сваба по интервалам
	0-400 м	- t1=0,31 часа
	401-800 м	- t2=0,57 часа
	801-900 м	- t3=0,82 часа
10.	Площадь сечения канала:
	НКТ ø73х5,5 мм	- fнкт=0,00302 м2
	ОТТМА ø146 ММ (с учетом НКТ 73х5,5)	- fобс=0,01 м2
11.	Радиус прискважинной зоны пласта, для расчета объема жидкости, извлекаемой на 2-ом этапе свабирования для горизонтальной скважины и нецементируемом хвостовике-фильтре	- R=0,4

9.4Расчет продолжительности свабирования:

 

1. Объем извлекаемой жидкости за один спуск-подъем на 200 м, с учетом коэффициента утечек:

 

q = 200· f ·K=200 · 0.00302 · К= 0.6 · К м³

 

2. Объем жидкости (нефти), которую необходимо извлекать на первом этапе (снижение уровня до 900 м в колоне 146 мм):

 

V =900 · 0,0124 ≈ 11,16 м³

0- 400м	4,96
401-800 м	4,96
801-900м	1,24

в том числе интервала:

 

3. Объем жидкости, которую необходимо извлекать на втором этапе (приток из пласта радиусом 0,4 м):

 

V₂=0,785 · Д² · h · п =0,785·0,64·143·0,2=14,3 м³

 

4. Количество спуско-подъемов сваба на первом этапе.

При коэффициентах, учитывающих утечки 0,7;0,5;0,4 соответственно по интервалам:

0- 400м	12 раз (4,96/0,6·0,7=12)
401-800 м	17 раз (4,96/0,6·0,5=17)
801-900м	5 раз (1,24/0,6·0,4=5)

 

 

Итого 34 раза – для скв. № 4120

 

5. Определение времени свабирования на первом этапе:

 

T₁ + T₂ + T₃=12 · 0,31+17 ·0,57 +5·0,82 =3,72+9,7+4,1=17,5 час

 

6. Количество спусков сваба на втором этапе:

 

п = V₂/q=14,3 / 0,24 ≈ 60 раз

 

7. Время свабирования на втором этапе:

 

T₂ =60 х 0,82= 48,8 часа

 

Общее время свабирования с учетом ПЗР геофизической партии на скважине (2+0,8), а также на базе (0,9) и с учетом времени проезда каротажной партии до скважины и обратно (5,62) составит:

 

Т _общ = 17,5+48,8+2+0,8+0,9+5,62=75,62 (3,15 сут)

 

 

9.5.Перевод скважины на механизированный способ эксплуатации:

Проектом разработки месторождения предусматривается эксплуатация скважин глубинными насосами ЭЦН и ШГН.

Тип, производительность и глубина спуска насоса, тип станка-качалки, диаметр НКТ и штанг, режим работы насоса, диаметр и длина хвостовика при эксплуатации ШГН для каждой конкретной скважины определяется службой нефтедобывающего предприятия на основании результатов геофизических и гидродинамических исследований.

В проекте принимаются следующие параметры.

При эксплуатации ЭЦН.

- тип насоса	УЭЦНМ5
- глубина спуска	1650 м
- диаметр НКТ	73 мм

 

Максимально возможная глубина спуска насоса (ЭЦН) Н_н принимается из следующих условий:

- спуск насоса производится в прямолинейный участок профиля (обычно стабилизационный) с зенитным углом не более 40°;

- прочность эксплуатационной колонны при опорожнении должна быть достаточной на недопущение смятия избыточным наружным давлением;

- нагрузка на заколонное (хвостовика) цементное кольцо должна быть менее 1,5 МПа/м;

- забойное давление столба нефти должно быть более давления насыщения нефти газом, т.е. больше 8÷9 МПа.

При этом

Н _н = 2680-(8÷10)/0,01·0,821≈1700÷1600 м.

 

При эксплуатации штанговыми насосами:

- тип насоса	НВ1Б-38
- глубина спуска	1650 м
- диаметр НКТ	73 мм
-диаметр хвостовика	60 мм

Расчет комплектов НКТ и штанг для спуска глубиннонасосного оборудования производится с учетом требований разделов 5 и 6 (эксплуатация скважин штанговыми насосами и погружными электронасосами) инструкции [59] и с учетом интенсивности искривления проектного профиля.

Расчет НКТ для эксплуатации каждой конкретной скважины погружными насосами должен быть уточнен на фактические условия эксплуатации (профиль скважины, тип насоса, кабеля, НКТ и т.п.)

Перед спуском ЭЦН устье скважины оборудуется малогабаритным превентором ПМТ2.1-125х21 с использованием в нем трубно-кабельных плашек и трубно-кабельного центратора. Затем скважина шаблонируется на рабочем комплекте НКТ 73 мм до глубины 1750 м (на 100 м больше глубины спуска насоса). Диаметр шаблона – не менее диаметра насоса и двигателя, длина – равна длине насоса, но не менее 10м.

Одновременно с шаблоном в нижней части колонны НКТ спускается седло опрессовочного клапана и после спуска до глубины 1750м производится опрессовка НКТ на 10,0 МПа и кабельного ввода на 4,0 МПа.

Опрессовка НКТ и вымыв шара опрессовочного клапана производится одним агрегатом ЦА-320М.

Перед спуском ШГН устье скважины оборудуется малогабаритным превентором ПМТ 2.1-125х21 и при спуске штанг дополнительно превентором малогабаритным штанговым типа ПМШ изготовления НПП «СибБурМаш» г. Тюмень.

Перед спуском принятого в проекте ШГН – шаблонирование не требуется.

Для определения уровня жидкости эхолотом в работающей скважине с ШГН на НКТ устанавливается репер. Глубина установки репера определяется геологической службой НГДУ и указывается в плане на освоение скважины.

Запуск насоса и вывод скважины на режим эксплуатации производится специалистами НГДУ с участием бригады освоения.

 

Глава 3. Техническая часть.

Обоснование конструкции эксплуатационных колонн горизонтальной скважины

На выбор конструкции горизонтальной нефтяной скважины влияют

Множество параметров, таких как неоднородность залежи,

последовательность залегания высоко и низкопроницаемых пропластков, их

абсолютная проницаемость и параметры ани­зотропии, наличие

гидродинамической связи между ними, расположение ствола от­носительно контура питания и по толщине продуктивного разре­за,

активность подошвенных или краевых вод и т.д. Поэтому для

качественного проектирования горизонтальной скважины необходимо проведение предварительных гидродинамических расчетов с целью

прогнозирования динамики дебитов и обводненности продукции,

конечного коэффициента нефтеотдачи в течение всего срока эксплуатации. При этом выбираемая конструкция скважины должна

обеспечить:

- максимальную производительность;

- минимальную обводненность продукции;

- устойчивую работу скважин без осложнений в процессе разработки в результате возможных разрушений призабойной зоны, деформации пласта при снижении давления и обводнения подошвенной водой;

- максимальный коэффициент нефтеотдачи пласта.

Другой важной задачей гидродинамического обоснования конструкции

скважины является выбор оптимальной длины горизонтальной части

скважины. Принцип гидродинамической оптимизации длины горизон­

тального ствола состоит в том, что неог­раниченное увеличение длины гори­

зонтального участка не приводит к соответствующему повышению де­бита

скважины из-за ограниченной пропускной способности вертикаль­ного

ствола, увеличения потерь давления в горизонтальной части скважины и

влияния неравномерного скин-фактора.

Для оценки величин потерь давления при движении нефти в горизонтальных

участках скважины были приняты следующие исходные данные: длина

фильтра в горизонтальном участке L = 300 м; плотность пластовой нефти

r = 739 кг/м³;объемный коэффициент нефти B = 1,374 (пласт БП¹₉); диаметр

фильтра D = 0,146, 0,144 и 0,168 м; дебиты скважин Q = 100, 500 и 1000 м³/сут.

Потери давления в горизонтальной части скважины:

Результаты потерь давлений, приведены в таблице:

Q, м3/сут	lср	Reср	ΔР, 10-3 МПа
Фильтр 114 мм
	0,107		1,603
	0,078		29,05
	0,068		101,18
Фильтр 146 мм
	0,113		0,462
	0,082		8,365
	0,071		29,13
Фильтр 168 мм
	0,116		0,232
	0,084		4,21
	0,073		14,7

 

 

Помимо потерь давления, на оптимальную длину горизонтальной скважины

значительно влияет характер распределения показателя загрязнения (скин-

фактора) вдоль ствола. Как известно, начальные участки горизонтальной

части в процессе бурения подвергаются большему по времени воздействию

бурового раствора, чем последующие. Это приводит к тому, что

распределение скин-фактора вдоль ствола будет иметь вид, показанный на

рисунке.

Принимая линейный характер распределения скин-фактора

S_max = a·L

получим кривые прироста дебита с длиной горизонтального ствола

(рис.2) при различных значениях S_max.