Технология бурения нефтяных и газовых скважин

 

 

Содержание:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Введение

 

На современном этапе развития отечественной нефтедобывающей  отрасли достаточно остро встает проблема сохранения достигнутого уровня добычи нефти. В предыдущие годы эта  проблема решалась за счет увеличения объемов бурения и ввод в строй большого количества скважин, то в последние годы из-за сокращения финансирования мы смотрим не на количество разбуриваемых скважин, а на качество вскрываемых пластов.

За прошедшие 60 лет ОАО «Татнефть» добыло более 2,75 млрд. тонн нефти. Компания разрабатывает ряд крупных месторождений, в том числе уникальное Ромашкинское месторождение , относимое к международной классификации и супергигантным. Все основные элементы сложившиеся на сегодня инфраструктуры нефтедобывающего комплекса ОАО «Татнефть» эксплуатируется длительное время, обеспечивая добычу нефти объектов поздней стадии разработки.

В начальный период разработки Ромашкинского  месторождения компанией решен  целый ряд научно-технологических  проблем. В их числе исследования термодинамического состояния месторождения, поиски эффективных методов борьбы с отложениями парафина, исследования закономерностей движения газожидкостных смесей, разработка систем подготовки продукции. Результатом этих работ явилось создание эффективного технологического комплекса в соответствии с генеральной схемой разработки первого этапа – до завершения периода максимальной добычи. С середины 80-х г. По наше время продолжается второй этап разработки Ромашкинского месторождения, характеризуется уходом от экстенсивного режима разработки, применение энергосберегающих технологий для стабилизации добычи высоковязкой нефти, кроме того 42% всего объема добычи составляет сернистая нефть.

В этих условиях одной из основных задач стоящих перед инженерной службой является всемирное сокращение затрат при обеспечении заданных объемов добычи нефти. Эта задача решается как организованными мероприятиями, так и разработкой и внедрением в производство новых эффективных и мало затратных технологий. Так с целью проведения единой технической политике в области проката и ремонта электропогружных установок в 1976 году образовано и до настоящего времени успешно работает Альметьевская центральная база производственного обслуживания электропогружных установок. Кроме того, в ОАО «Татнефть» создано инфраструктура входного контроля, дефектоскопии и центры сервисного обслуживания нефтепромыслового оборудования. В итоге существенно возрастает эффективность его использования. К примеру количество срывов штанг за последние годы снизилось в 1.5 раза. Приоритетом в технологической политике является ориентация на использование современного высококачественного оборудования для добычи нефти, отвечающего требованиям мировых стандартов. Так, большая часть фонда скважин эксплуатируемого установлении штанговых насосов, оборудования отечественными насосами, отвечающих стандартам АРI . Большая работа ведется по оптимизации скважинного оборудования и режимов эксплуатации скважин, в частности по внедрению вставных насосов, режимов откачки с малой частотой качаний и т.д. За последние годы количество проводимых оптимизаций увеличено в 3,2 раза, а количество скважин часто ремонтируемого фонда снижено в 3,9 раза. Все эти мероприятия позволили достигнуть высоких показателей межремонтного периода и удерживать их продолжительное время: сегодня межремонтный период эксплуатационного фонда скважин составляет 739 суток. Технологии повышения эффективности вскрытия скважин, применяемые в РТ ( в промышленном и опытно-промышленном масштабе):

1. Строительство скважин в 2 этапа до кровли продуктивного пласта с креплением и затем вскрытие на равновесии.
2. Гидроакустический генератор ( включается в конструкцию долота).
3. Забойный кольмататор (для предохранения продуктивного пласта).

4.  Забойный кольмататор совместно  с гидрофобизирующим составом.
5. Муфты ступенчатого цементирования
6. Попутная изоляция вышележащих продуктивных пластов с применением профильных перекрывателей (увеличение дебит при  переходе на возвратные пласты на 25-40%).
7. Формирование высокопроницаемой приватной зоны – перфорация в среде полимер карбонатного раствора с последующей кислотной обработкой.

Применение полимерного раствора для вскрытия продуктивного горизонта ( при 

8. минимально возможных структурно-механических свойств раствора).
9. Применение биолого-полимерных растворов.

Масштабно ведется реконструкция  системы нефтесбора, в результате которой существенно повышается ее эксплуатация и экологическая надежность, как за счет применения труб в антикоррозионном уплотнении, так и за счет сокращения протяженности трубопровода.

Важнейшим достижением при освоении Ромашкинского месторождения является флокуляция внутриконтурного заводнения для поддержания пластового давления (ППД). Вся дальнейшая разработка основных запасов республики тесно связана с развитием техники и технологии заводнения, что и определяет роль и значение этого направления в развитии ОАО «Татнефть». Нужно отметить, что по состоянии на 1 июля 2003 года нагнетание используется 8850 скважин.

На начальном этапе внедрения  технологии была подготовлена и развита  технологическая база: появились высоконапорные насосы, различные средства учета закачиваемого агента, сформировалась структурная схема системы ППД. Важнейшими достижениями последних этапов развития стали радикальное снижение (более чем в 20 раз) аварийности системы, индивидуализации закачки, широкое внедрение малорасходных насосов для которых достигла 73%. На нынешнем же этапе основные усилия при развитии ППД сосредоточены на следующих направлениях: обеспечение соотношения качества воды требованиями заводнения для всех типов коллекторов; возможности эффективного использования АСУ технических процессов ППД, развитие информационных технологии для оптимизации технических заводнений; управление параметрами нагнетания с целью поддержания заданных режимов разработки нефтяных месторождений; защита подземного оборудования нагнетательных скважин от воздействия высокого давления и коррозионного разрушения методом масштабного внедрения стеклопластиковых, насосно-компрессорных труб, труб с внутренним полимерным покрытием и применение различных конструкции пакерующих устройств.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.Исходные данные

 

Исходные данные к  расчетам сведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1.

№ пп	Наименование параметров	Обозначения в формулах	Единицы измерения	Значение
1	2	3	4	5
1	Глубина бурения скважины	L	М	1751
11	Глубина залегания кровли продуктивного пласта	Lк	м	1706
22	Пластовый флюид	Нефть
33	Пластовое давление	Рпл	МПа	17,7
4 4	Глубина залегания подошвы  слабого пласта	Lп	м	1000
55	Давление гидроразрыва	Рr	МПа	18
6   6	Свойства промывочной жидкости: а) плотность б) динамическое напряжение сдвига в) пластическая вязкость	ρ τ0 η	кг/м3 Па Па·с	1200 5 0,017
77	Марки и количество установленных  буровых насосов	БРН-1	шт	2
88	Размеры наземной обвязки: а) условный размер стояка б) диаметр проходного канала бурового рукава в) диаметр проходного канала   вертлюга г) диаметр проходного канала   ведущей трубы	-   -   -   -	мм   мм   мм	140   102   80   85
9 9	Минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве, обеспечивающая  вынос  шлама	υк	М/с	0,48
110	Интервал обработки  долот в скв. 1 и 2	∆L	м	1183-1751
111	Типоразмер отработанных долот в скв. 1	215, 9 С3-ГАУ
112	Проходка в скв. 1: на долото  1 2 3 4 5 6 7 8 9	hд1 hд2 hд3 hд4 hд5 hд6 hд7 hд8 hд9	м м м м м м м м м	72 67 83 78 57 46 48 50 49
113	Время бурения в скв. 1 долотом  1 2 3 4 5 6 7 8 9	t1 t2 t3 t4 t5 t6 t7 t8 t9	ч ч ч ч ч ч ч ч ч	11 10 14 13 22 14 15 18 16
114	Типоразмер отработанных долот в скв. 2	215,9  МС3-ГАУ
115	Проходка в скв. 2: на долото  1 2 3 4 5 6 7 8 9	hд1 hд2 hд3 hд4 hд5 hд6 hд7 hд8 hд9	м м м м м м м м м	73 68 82 77 52 53 44 45 56
116	Время бурения в скв. 2 долотом  1 2 3 4 5 6 7 8 9	t1 t2 t3 t4 t5 t6 t7 t8 t9	ч ч ч ч ч ч ч ч ч	11 10 13 12 17 18 12 13 20
117	Частота вращения ротора или тип турбобура			40
118	Осевая нагрузка	Р1	кН	160
119	Подача жидкости	Q0	м3/с	0,016
220	Минимальный наружный диаметр  труб в компоновке бурильной колонны	dн	м	0,114

3. Проверочный расчет расхода и плотности промывочной

 жидкости в ранее пробуренных скважинах при отработке долот.

 

Для роторного способа.

В исходных данных принято, что согласно опыту бурения скважин хорошая  очистка кольцевого пространства от шлама осуществляется при скорости восходящего потока промывочной  жидкости υ_п = 0,48 м/с.

С учетом этой скорости находим расход промывочной жидкости, необходимый для выноса шлама, по формуле (4.1).

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя  скважины от шлама по формуле (4.2).

Q₂ = (0,35….0,5) π/4 · 0,2159² = 0,013….0,016 м³/с.

В скважинах 1 и 2  промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,016 м³/с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы

Q₀ = 0,016 м³/с ≥ max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂ = 0.016 м³/с}.

Проверим соответствие плотности  промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

По формуле 4.4.

 

найденная плотность меньше плотности  жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке.

 

Для ГЗД.

С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υ_к = 0,48м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1):

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый  для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2):

 

Сравнивая значения Q₁ и Q₂ с фактическим расходом жидкости Q₀ = 0,024 м³/с   в   скв. 1 и 2, видим, что он удовлетворяет условию (4.3):

 

Q₀ = 0,024 м³/с ≥ max Q₁ = 0,023 м³/с .

Проверим соответствие плотности  жидкости, примененной в скв. 1 и 2, требованиям правил безопасности по формуле (4.4)

что меньше фактической плотности. Поэтому последнюю будем использовать в дальнейших расчетах.

4. Выбор числа насосов и диаметра цилиндровых втулок.

 

Для роторного способа.

Примем коэффициент наполнения насосов m = 0,8.

Для создания равной или  ближайшей большей подачи Q = 0,02 м³/с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит

Q = 0,8 · 1,0 · 0,0208 = 0,033 м³/с > 0,024 м³/с.

В дальнейших расчетах принимаем расход Q = 0,033 м³/с.

Для ГЗД.

Примем коэффициент наполнения насосов m = 0,9.

Для создания найденной по формулам (4.1)-(4.3) подачи  Q₀ = 0.035 м³/с с учетом табл. 4.1. будем использовать оба насоса БРН-1 при втулках диаметром 180 мм. При этом подача насосов составит Q = 0,9 · 2,0 · 0,0208 = 0,037 м³/с.

Таким образом, в дальнейших расчетах подача  Q = 0,037 м³/с.

5.Выделение интервалов отработки долот на участки пород одинаковой буримости

 

В разрезе выделяются интервалы  бурения скважин шарошечными  долотами одинакового диаметра. Интервалы одинаковой буримости уточняются согласно механическим скоростям бурения. Последние даны в ГТН на строительство скважины.

 

Таблица 2.1 Работа долот

Интервал работ по стволу	Диаметр долота, мм	Скорость, м/ч	Р, кг/м3	Q, м3/с
0-40	393,7	0,5-2	1004	0,033
40-250	295,3	10-15	1043	0,037
250-1671	215,9	8-12	1043	0,037
1671-1751		1-2	1043	0,033

 

 

Анализируя табличные данные, объединяя  интервалы  с одинаковой механической скоростью и одинаковым диаметром  долота, можно выделить 6  интервалов одинаковой буримости.

 

Таблица 2.2

№ п/п	Интервал одинаковой буримости	Способ бурения	Диаметр долота, мм
1	0-40	роторный	394
2	40-250	турбинный	295,3
3	250-485	турбинный	215,9
4	485-940	турбинный	215,9
5	940-1671	турбинный	215,9
6	1671-1751	роторный	215,9