Разработка рекомендаций по освоению остаточных запасов нефти месторождения Монги

От осуждения организации буровых работ хотелось бы переключиться непосредственно к оборудованию стволов. В настоящее время наиболее перспективным решением является применение в конструкций боковых стволов в составе бурильных труб секций из алюминия, снабженных системой защиты в виде протекторного утолщения в компоновки низа бурильной колонны. В изучаемой литературе указаны данные об использовании данного технологического решения по внедрению секции легкосплавных бурильных труб, длина которых составила 800 м, в попытке оказать незначительное повлияние на базовую составляющую весовых характеристик.

Когда производится бурение скважин с тяжелыми растворами при использовании секции ЛБТПН 800 м, когда средние проектные забои составляют 3300−3500м.

Изначально целью понижения величины действующей нагрузки на 4−5% по слабому сечению для верхних частей колонны значительно превышала в значениях реального показателя. Порядок снижения составил 30−50%. данную разницу между расчётными и фактическими показателями можно объяснить свойствами алюминиевых сплавов. Вследствие пониженной плотности алюминиевого сплава примерно на 30% в сравнении со стальным материалом, то согласно закону Архимеда значения коэффициента плавучести для алюминиевого сплава при применении тяжелых буровых растворов 1,4−1,6г/см3 наблюдается потеря веса до 50%, данная зависимость имеет прямопропорциональный характер. Предел значений, достигаемых величиной системы сил сопротивления в случае использования алюминиевого сплава для работы с тяжёлыми растворами настолько незначителен, что определяет явление существенного преимущества в сокращении потерь на трение.

Применение алюминевых секций сопровождалось отсутствием затяжек, что по существу решает главные проблемы бурения скважин данного типа. Гипотетически эта особенность определена физико-механическими свойствами алюминиевого сплава. Особенность в проявлении, выражающаяся изменением радиуса искривления для алюминевых сплавов по сравнению с применением стальных труб, соответствующих такой же геометрии является двух-кратным (1.92). Данное явление позволяет не только снизить действие динамических напряжений при поперечном изгибе бурильной колонны при возникновении высоких пространственных искривлений ствола скважины, кроме того это позволит исключить подклинкой инструмента в случае поступательного и вращательного движения бурильной колонны, которое в условиях стальной бурильной колонны ошибочно диагностировались как затяжки 30−40т вызванные дифференциальным прихватом тяжелого раствора.

2.

5. Рекомендации по бурению вторых стволов скважин на месторождении Монги

Прибурении скважин в подобных условиях необходимо соблюдать повышенные требования, которые необходимы для повышенной нефтеотдачи пласта. Первое требование в условиях вязких нефтей относится к промывочной жидкости.

Правильно подобранная промывочная жидкость способствует:

1) очистке забоя скважины от обломков породы для последующего выноса её на поверхность;

2) удержанию мелкодисперсных частиц слагающей породы во взвешенном состоянии, что исключает цементацию;

3) укреплению стенок ствола скважины;

4) снижению вероятности выбросов газа, нефти и воды;

5) передаче энергии турбобуру;

6) физико — химическому воздействию на горные породы путем облегчения их разрушения;

7) обеспечению условий вскрытия и освоения продуктивных пластов наиболее оптимальных для фильтрации;

8) охлаждению рабочей поверхности долота во время бурения и смазывания бурильных труб.

Очень важным этапом является окончание забуривания скважины пластов: крепление стенок скважины при помощи обсадных трубам с последующим цементированием с целью снижения вероятности обвала или разобщения пластов друг от друга.

Способ цементирования определяется типом самой колонны, которая спускается в пробуренный ствол (сплошной или «хвостовика»).

После того, как завершена промывка ствола скважины, производят установку цементировочной головки на ее устье, куда вставляется верхняя секция разделительной пробки. В скважину закачивается тот объем цементного раствора, который получается с применением расчетного метода, далее этот объем продавливаетсят внутрь при помощи глинистого раствора или воды. После продавливания объёма, равного внутреннему объему бурильных труб, происходит перемещение верхней секции пробки в нижнюю для перекрытия отверстия кольца. В ходе данного процесса отмечается резкий рост давления в бурильных трубах.

По окончании таких видов работ, как цементировочные работы для закрытия посторонних вод, возврату на вышеили нижележащие горизонты, ремонтные работы, цементирование колонны или «хвостовика» при бурении второго ствола, эксплуатационную колонну необходимо испытать на герметичность.

2.

6. Обоснование конструкции второго ствола скважины

В процессе эксплуатации скважины обнаружено нарушение эксплуатационной колонны на глубине 1025 м. Характер нарушения — порыв со смещением. Работы по ликвидации осложнения положительных результатов не принесли.

Конструкция аварийной скважины:

Глубина спуска технической колонны — 890 м;

Диаметр технической колонны — 245 мм;

ВПЦ за технической колонной — 40 м;

Глубина спуска эксплуатационной колонны — 1684 м;

Диаметр эксплуатационной колонны — 168 мм;

ВПЦ за эксплуатационной колонной — 800 м;

Интервал эксплуатации — 1320−1345 м;

Отход на кровлю продуктивного пласта от вертикали — 100 метров.

Определяем коэффициент кривизны криволинейной части второго ствола по зенитному углу с помощью формулы (значение углов принимается по средним значениям для месторождений данного района).

(1)

Рассчитываем радиусы искривления дополнительного ствола по формуле.

(2)

3. Зададимся глубиной отбурки дополнительного ствола, то есть зададим координату zD, будем принимать глубину отбурки на 100…200 м ниже глубины прямолинейного участка (1090м). Тогда вторую координату точки D можно определить следующим образом:

yD=tg[5+ 0,030· (200−100)]· 200 = 28,10

Длину участка DB, рассчитаем по формуле (3), приняв за конечный и начальный зениты значения углов в точках В и D, соответственно (значение углов принято по среднестатистическим данным для месторождений данного типа).

(3)

4. Найдем параметры дополнительного ствола скважины. Общий вид уравнения трассы дополнительного ствола будет иметь вид (3), но под знаком аргумента тангенса будет стоять выражение: θ = θD+iд· (z — zD), так как набор кривизны ведется от точки D и, начиная с глубины zD ось скважины ведет набор кривизны на величину iд на каждый метр длины. Уравнение примет вид:

(4)

Сложность определения параметров дополнительного ствола состоит в том, что четко не заданы координаты забоя, но воспользуемся тем, что известен угол падения пласта полезного ископаемого и тем, что основной ствол пересекает его в точке А. Составим уравнение, которое будет описывать геометрию пласта полезного ископаемого, считая, что уравнение линейное. Пользуясь соображениями аналитической алгебры, уравнение кровли пласта полезного ископаемого можно записать в виде:

(5)

где y0 — условная координата выхода кровли пласта полезного ископаемого на поверхность, м. Указанный параметр рассчитаем, подставив координаты точки, А в уравнение (4):

(6)

Таким образом, для определения координаты точки С, получили следующую систему уравнений:

Рисунок 3. График определения координат точки С

Полученную систему уравнений решим графически в табличном редакторе MS Excel. Построим графики обоих уравнений и найдем координаты точки их пересечения (рис.

3).

Пользуясь графиком на рис.

3, определяем координаты забоя дополнительного ствола скважины: zС= 361,15 (м) и yС= 960,47 (м).

Выберем буровую установку для бурения скважины проектной глубиной до 1700 м со следующей конструкцией (табл.

1)

Таблица 1

Наименование обсадной колонны Диаметр, dk, мм Толщина стенок, мм Глубинаспуска, м Вес 1 м, q, Н/м Техническая 245 10 890,0 313 Эксплуатационная 168 8,9 и 10 1684,0 240 * Усредненный вес 1 м обсадной колонны Для бурения скважины до эксплуатационной глубины применяют бурильные трубы диаметром 245 мм, УБТ длиной 890 м.

Вес технической колонны Qn =lnqn=890,0∙245≈0,22МН.

Вес эксплуатационной колонны Qэ=lэqэ = 1684,0 • 168 = 0,3МН .

Из приведенного расчета следует, что наибольшую нагрузку буровая установка будет испытывать при спуске 168 мм эксплуатационной колонны.

Для бурения данной скважины более рационально использовать установку БУ2500/160 ДГУМ1 с дизель-гидравлическим приводом, поскольку нагрузка (в МН) от наиболее тяжелой обсадной колонны, меньше допустимой: 0,3<1,6 с бурильным станком ЗИФ-650М. Технические характеристики приведены ниже.

Показатели БУ2500/160 ДГУМ1 Допускаемая нагрузканакрюке, кН 1600

Условная глубина бурения, м 2500

Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата кВт 550 Расчетная мощность привода ротора, кВт 180 Мощность бурового насоса, кВт 600 Вид привода ДГ По исходным данным производим выбор бурильных труб Таблица 2.

Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб Труба Муфта Масса, кг Диаметр, мм толщина стенки, мм наружный диаметр, мм 1 м гладкой трубы двух высадок муфты Услов-ный Наруж-ный Бурильные трубы с высаженными внутрь концами 168 168,3 9; 10 197 35,3; 39,0 9,5 16,7

Диаметр бурильных труб выбирается в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны и способа бурения (см. табл.

4)

Таблица 4.

Трубы Способ бурения Диаметр труб, мм Обсадные Роторный 219 Роторный 114

С учетом организации бурения скважины в твердых породах, которые требуют применения твердосплавных коронок большого, необходимо предусмотреть УБТ.

Ориентировочно длина УБТ (в м) определяется (с обязательным учетом фактора плавучести) из выражения

(7)

где 1,25 — коэффициент запаса, учитывающий необходимость превышения на 25% веса УБТ от заданной нагрузки на коронку; mу — масса 1 м УБТ; ρ - плотность циркулирующего агента, кг/м3; ρм — плотность материала труб, кг/м1; θ - зенитный угол, градус.

Диаметр нижней (первой) секции УБТ при глубоком бурении на нефть, газ выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности. В нормальных условиях бурения рекомендуется принимать следующие соотношения между диаметрами УБТ и долот (dy/D):

диаметр долота, мм ≤295,3 соотношение dy/D 0,80−0,85

Таблица 8

Диаметры обсадных труб и минимально допускаемые диаметры УБТ, мм Обсадная труба УБТ 177.

8; 193.

7 219,1 178 Заключение

Общий анализ сведений о месторождении Монги позволяет сделать вывод от достаточно сложных уловиях разработки данного месторождения, однако, факт его ценности неоспорим. Этим можно объяснить тот факт, что на данном месторождении применяются наиболее передовые технологии разведывания и бурения. На примере данного месторождения создано множество методик по работе в условиях разрыва ствола. Поскольку, объем нефтеотдачи данного месторождения до сих пор остается один из самых значительных среди месторождений данного района.

Сложное сочитание тектонической обстановки и структуры терригенных коллекторов слагают сосбой месторождение весьма специфической формы, оказывая серьезное воздействие на фильтрационную способность пласта. По оценкам и докуладам специалистов, именно на данном месторождении больше всего проходок, связанных с бурением второго ствола.

Выполняя данную работу на практике было выявлено множество аспектов связанных с отсутствием однозначной методики расчета заданной ситуации, что приводитк необходимости использования метода подбора, как для самой скважины, так и для бурового оборудования, что естесвенно не является признаком благополучного развития эмпирических основ технологии бурения.

Список литературы

Басарыгин Ю. М. Бурение нефтяных и газовых скважин. — М.: ООО «Недра — Бизнесцентр», 2002.

Вадецкий Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин. — М.: Издательский центр «Академия», 2003.

Вяхирев Р. И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.

Иванова М. М. Нефтепромысловая геология. — М.: ООО «Недра — Бизнесцентр», 2000.

Каримов Н. Х. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. — М.: ООО «Недра — Бизнесцентр», 2002.

Кудинов В. И. Основы нефтегазового дела. — Москва-Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2004.

Крылов А. П. Научные основы разработки нефтяных месторождений. — Москва-Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2004.

Токарев М. А. Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки. — Уфа, Издательство УГНТУ, 2001.

Токарев М. А. Контроль и регулирование разработки нефтегазовых месторождений. — Уфа, Издательство УГНТУ, 2006.

Хисамов Р. С. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000.

Хисамов Р. С. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Листов

Лит.

Полищук С.Н.

Принял

Разраб.

КП.

13.1018.

03.05 СБ

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.