Курсовая работа: Технология заканчивания скважины глубиной 2650 м на Петелинском месторождении

5. Гидравлическая программа вскрытия продуктивных отложений

Свойства буровых растворов в комплексе с технологическими мероприятиями и технологическими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями при условии качественного вскрытия продуктивных горизонтов. [4]

5.1 Обоснование типа и параметров бурового раствора для вскрытия

По традиционной технологии бурения первичное вскрытие продуктивного пласта ведётся на режиме репрессии. Создание репрессии при вскрытии продуктивных пластов позволяет поддерживать безопасные с точки зрения предупреждения ГНВП условия бурения скважины. [4]

Вскрытие таких пластов проводится с применением буровых растворов такой плотности, при которой обеспечивается минимально необходимая репрессия на пласт (для пластов, залегающих на глубине глубиной выше 1200 м, репрессия на пласт составляет 5%, но не более 2,5-3,0 МПа). [2] Обычно в таких случаях используют утяжеленные буровые растворы.

При выборе бурового раствора для бурения интервала под эксплуатационную колонну, а также для вскрытия продуктивного пласта, необходимо выдвинуть следующие требования к буровому раствору:

ь он должен быть устойчивым в трещиноватых глинистых породах и обладать низкой водоотдачей;

ь обеспечение высокой степени ингибирования глинистых пород;

ь быть термостойким;

ь оказывать наименьшее негативное влияние на фильтрационные свойства продуктивного пласта.

Система GLYDRIL («Глайдрил») идеально подходит для бурения данного интервала, так как позволяет обеспечить высокую степень ингибирования глинистых пород, устойчивость стенок скважины, контроль фильтрации при высоких давлениях и температурах, а также обладает высокой смазывающей способностью.

Из вышеописанных условий для бурения под эксплуатационную колонну выбираем систему GLYDRIL, параметры которого указаны в таблице 5.1.1.

Таблица 5.1.1 - Реологические параметры бурового раствора для вскрытия

5.2 Гидравлический расчёт циркуляционной системы

При составлении гидравлической программы промывки скважины проводится проверка выбранных значений расхода и плотности бурового раствора, а также расчет потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, включая бурильные трубы, гидравлический забойный двигатель и долото. При этом расчетное давление нагнетания бурового насоса не должно быть больше (75...80) % его паспортного предельного значения. [5]

Исходные данные:

1. Буровой насос - УНБ 600А;

2. Паспортные характеристики насоса - предельное давление на выходе P_н = 28 МПа, подача насоса Q_н = 0,0197 м³/с;

3. Запас давления при работе буровых насосов b = 0,8;

4. Скорость восходящего потока V_вп = 0,6 м/с;

5. Потери давления в обвязке P_о = 0,13 МПа;

6. Долото PDC с диаметром 165,1 мм;

7. Потери давления в насадках долота - 4 МПа [5];

8. Характеристика КНБК и бурильных труб приведена в таблице 5.2.1.

Таблица 5.2.1 - Элементы колонны и их размеры

Вычислим скорости движения потока для каждого интервала:

- Для кольцевого пространства:

(5.2.1)

- Для трубного пространства:

(5.2.2)

Вычислим числа Рейнольдса для каждого интервала:

- Для кольцевого пространства:

(5.2.3)

- Для трубного пространства:

(5.2.4)

Вычислим числа Хедстрема для каждого интервала:

(5.2.5)

- Для кольцевого пространства:

(5.2.6)

- Для трубного пространства:

(5.2.7)

Вычислим критические числа Рейнольдса для каждого интервала:

(5.2.8)

Сравним значения критических чисел Рейнольдса с числами Рейнольдса в каждом интервале и определим режим течения жидкости. При Re<Reкр течение- ламинарное, при Re>Reкр - турбулентное.

Таблица 5.2.2 - Расчет режимов течения

Далее вычислим потери давления по длине в кольцевом пространстве при ламинарном режиме течения:

(5.2.9)

Для этого вычислим числа Сен-Венана для кольцевого пространства по формуле:

(5.2.10)

На рисунке 5.2.1. изображен график , определяем параметр :

Рисунок 5.2.1 - График в = в(Se)

Далее вычисляем потери давления по длине в кольцевом пространстве:

(5.2.11)

Вычисляем потери давления по длине в трубном пространстве:

,(5.2.12)

где (5.2.13)

- коэффициент гидравлического сопротивления.

Таблица 5.2.3 - Расчет потерь давления

Далее вычисляем сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением перепада давлений в долоте по формуле:

(5.2.14)

Определим критическую плотность бурового раствора, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый разрез, по формуле:

(5.2.15)

где Р_г - давление гидроразрыва (поглощения) пласта, Па;

- потери давления при движении промывочной жидкости в кольцевом пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па;

_Lп - глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья.

Исходя из приведенных расчетов, с_кр = 1651 кг/м³, что больше принятого значения плотности бурового раствора с = 1350 кг/м³, следовательно, условие недопущения гидроразрыва пласта выполняется.

Рассчитаем резерв давлений для определения допустимого перепада давлений в долоте по формуле при b = 0,8:

(5.2.16)

где Р_Н - предельное давление нагнетания на выходе бурового насоса, МПа;

= (0,75…0,80) - коэффициент, учитывающий необходимый запас давления при работе буровых насосов; принимаем 0,80.

МПа

Такой запас давления вполне подходит для реализации в насадках долота перепада давления P_Д = 4 МПа.

Определим общую площадь промывочных отверстий насадок долота и их диаметр:

;(5.2.17)

(5.2.18)

(5.2.19)

гдев - коэффициент расхода;

Ф - суммарная площадь отверстий гидромониторных насадок долота, мІ;

n - количество насадок долота, n = 3.

Таким образом, для создания перепада давления в долоте равного 4 МПа, необходимо установить 3 гидромониторных насадок диаметром 10,3 мм каждая.

В заключение определим фактическое максимальное давление нагнетания на выходе бурового насоса УНБ-600А:

(5.3.20)

что меньше, чем предельное допустимое значение (28,0 МПа) для цилиндрических втулок выбранного диаметра 120 мм.

Теперь определим величину репрессии на пласт в момент окончания бурения:

P_з = У(ДР_кп) + P_г(5.3.21)

где P_г = с*g*H = 1350*9,81*2650 = 34,1 МПа(5.3.22)

P_з = 1,94 + 34,1 = 36,04 МПа.

P_пл = 33,6 МПа.

Дифференциальное давление, величина репрессии:

?P = P_з - P_пл = 2,44 МПа(5.3.23)

Превышение пластового давления около 7,26 %.

Такая репрессия не ухудшит фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта. [5]

Данные в момент окончания бурения сведены в Таблицу 5.3.4.

Таблица 5.3.4 - Репрессия на пласт в момент окончания бурения

6. Расчёт эксплуатационной колонны на избыточные внутренние и наружные давления

Целью расчета обсадных колонн на прочность является проектирование равнопрочной колонны по всему интервалу крепления. Методика расчета обсадных колонн сводится к определению избыточного наружного и внутреннего давления, а также растягивающих нагрузок.

Исходные данные.

Скважина вертикальная поисково-оценочная; диаметр обсадной колонны d = 140 мм; диаметр ствола скважины D = 165,1 мм;

Сведения о цементировании колонны: высота подъема цемента - до устья; плотность цементного раствора с_ц.р = 1550 кг/м³; глубина спуска обсадной колонны L = 2650 м; плотность бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта с_б.р = 1350 кг/м³, интервал продуктивного пласта 2500-2650 м, K_а = 1,3. Относительная плотность природного газа по воздуху с = 0,688 кг/м³.

На основании исходных и расчетных данных определяем схемы расположения технических жидкостей (цементного камня) внутри и за колонной на различных этапах строительства и эксплуатации скважины.

Избыточное внутреннее давление

Внутреннее давление определяют для процессов, в течение которых оно достигает максимальных и минимальных значений (после окончания цементирования. при ГНВП и опрессовке колонны). [6]

Избыточное внутреннее давление после ожидания цементирования определим по формуле 6.1.

(6.1)

- на устье (при z = 0 м.)

- на забое (при z = 2650 м.)

Избыточное внутреннее давление при фонтанировании определим по формуле 6.2. [6]

,(6.2)

Определим избыточное внутреннее давление:

- на устье (при z = 0 м.)

Избыточное внутреннее давление во время опрессовки согласно [4] должно превышать не мене чем на 10% возможного давления, возникающего при ликвидации ГНВП и открытых фонтанов:

- на устье (при z = 0 м.)

(6.4)

- на забое (при z = 2650 м.)

(6.5)

Полученные результаты представим в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Избыточное внутреннее давление

Избыточное наружное давление

Для газовой скважины рассчитываем наружное давление для этапа цементирования и фонтанирования (ГНВП) по формулам 6.6 и 6.7 соответственно.

(6.6)

, при z = 0 м.

, при z = 2650 м.

(6.7)

, при z = 0 м.

, при z = 2650 м.

Полученные результаты представим в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Избыточное наружное давление

Построим эпюры избыточных наружных и внутренних давлений.

По построенным эпюрам (Рисунок 6.1 и Рисунок 6.2) выберем наибольшие значения избыточных давлений для вышеуказанных глубин [6]:

P_нmax = 20,14 МПа, P_вmax = 37,18 МПа.

Рисунок 6.1 - Эпюра избыточного наружного давления

Рисунок 6.2 - Эпюра избыточного внутреннего давления

Обсадные трубы для скважины выбираем с таким условием, чтобы запас критическое давление трубы допускало 1 по избыточному наружному давлению и 1,15 по избыточному внутреннему давлению. [6].