Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная

С учетом высокой подверженности продуктивного пласта проникновению составляющих промывочной жидкости, вскрытие продуктивного горизонта следует осуществлять на растворах низкой плотности с малым содержанием твердой фазы и высокой кольматирующей способностью, препятствующей проникновению фильтрата промывочной жидкости в эксплуатационный объект.

Не допускается превышение плотности бурового раствора, находящегося в циркуляции не более чем на 0,02 кг/м3 от указанной в ГТН [1].

Для обеспечения качественной очистки призабойной зоны продуктивного пласта в период освоения необходимо снизить силы поверхностного натяжения на границе раздела фаз. С этой целью при бурении скважины за 50 – 100 м до кровли продуктивного пласта требуется ввести ПАВ неионогенной группы в количестве 1 %.

Скорость спуска эксплуатационной колонны от башмака предыдущей колонны до проектной отметки не должна превышать 0,4 м/с.

Для сохранения продуктивности пласта при цементировании репрессия на пласт должна быть минимально возможной. С этой целью непродуктивная часть скважины цементируется облегченным тампонажным раствором, а для качественного разобщения продуктивных пластов от водоносных, зона продуктивного горизонта цементируется тампонажным раствором нормальной плотности. В необходимых случаях производится установка заколонного пакера.

С целью получения наиболее эффективной гидродинамической связи «скважина-пласт», предпочтение рекомендуется отдавать перфораторам с высокой пробивной способностью.

При расстоянии от границ интервала перфорации до источника обводнения менее 10 м необходимо применять «щадящий» режим перфорации. В этом случае первым спуском простреливается не более 6 отверстий в интервале перфорации, наиболее удаленном от источника обводнения, затем интервал достреливается до необходимой плотности перфорации.

Выбор режима перфорации (на депрессии или на репрессии) и плотности отверстий на 1 метр определяется исходя из условий залегания продуктивного пласта, его фильтрационными свойствами и степенью загрязнения призабойной зоны в процессе первичного вскрытия продуктивного горизонта.

В зону перфорации закачивается порция специальной перфорационной жидкости, обладающие низкой фильтратоотдачей, минимальным показателем увлажняющей способности: VIP-120, растворы CaCl2, KCl, K2CO3 с добавками неионогенного ПАВ.

Интервал времени между окончанием перфорации и началом вызова притока должен быть минимальным. В случае перфорации на депрессии вызов притока осуществляется сразу же после ее окончания.

Исходя из опыта бурения на Северо-Прибрежной площади, для вскрытия продуктивного пласта используется глинистый буровой раствор. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта.

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор вводятся поверхностно-активные вещества – ПАВ (ПКД 515 или сульфанол) в соотношении 0,02% от общего объема бурового раствора. ПАВ гидрофобизируют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии.

 

2.4 Проектирование процессов заканчивания  скважины

 

2.4.1 Расчёт обсадных колонн

 

2.4.1.1 Условия работы колонны в скважине

На колонну действуют различные по величине и характеру нагрузки:

1.Наружное  и внутреннее избыточное давление;

2.Осевые  нагрузки, обусловленные силами  трения колонны остенки скважины;

3.Осевые  нагрузки от избыточного давления  и температуры при цементировании  и эксплуатации;

4.Растягивающие  нагрузки от собственного веса;

5.Сжимающие  нагрузки от собственного веса;

6.Динамические  нагрузки, возникающие в период  неустановившегося движения колонны  в осевом направлении;

7.Изгибающие  нагрузки при искривлении колонны.

Основные нагрузки для расчёта – осевые растягивающие нагрузки, наружное и внутреннее избыточное давление.

Обсадные колонны на протяжении многолетней службы подвергаются воздействию окружающей среды, прежде всего пластовых вод и газов, которые достаточно агрессивны и способны вызвать интенсивную коррозию металла. Кондуктор во время бурения, а эксплуатационная колонна при испытании, подземных и капитальных ремонтах скважин истираются долотами, замками и муфтами бурильных и насосно-компрессорных труб и другим оборудованием, спускаемым в скважину. Так что при конструировании обсадной колонны необходимо учитывать эти особенности.

 

2.4.1.2 Расчёт действующих нагрузок

Обсадные колонны рассчитываются по правилам и нормам, изложенным в “Инструкции по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин” от 12.03.1997 г., с учётом требований “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности” от 09.04.1998 г.

Основные нагрузки рассчитываются для периода, когда они достигают максимального значения.

Осевые растягивающие нагрузки от сил собственного веса достигают максимального значения в конце спуска колонны. Наружные избыточные давления достигают максимального значения в конце эксплуатации скважины. Внутренние избыточные давления достигают максимального значения в период опрессовки обсадной колонны.

 

2.4.1.3 Расчёт наружных избыточных давлений

На обсадные колонны скважины действует давление со стороны кольцевого пространства, называемое РН (наружное давление) и действует давление внутри колонны РВ (внутреннее давление), разность этих давлений составляет РНИ. Наружные избыточные давления рассчитываются для характерных точек по глубине скважины (устье, уровень цементного раствора за колонной, уровень жидкости в колонне, забой скважины). По расчетным точкам строится эпюра наружных избыточных давлений. В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений. РНИ = РН - РВ; РНИ Þ max. Имеются три таких случая:

1 случай: При  цементировании в конце продавки  нормального тампонажного раствора  и снятом на устье давлении;

2 случай: При  цементировании в конце продавки  облегченного тампонажного раствора  и снятом на устье давлении;

3 случай: При  снижении уровня жидкости в  колонне (при вызове притока флюида).

Рассмотрим первый случай, который встречается в период цементирования в конце продавки нормального тампонажного раствора.

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.5 Конец продавки нормального тампонажного раствора со снятым давлением на устье

Точка 1 ® устье скважины

 

РНИ = РН – РВ;

РН = 0 МПа; РВ = 0 МПа;

РНИ = 0 МПа.

 

Точка 2 ® уровень НТР за колонной

 

РНИ = РН - РВ;

РН = 10-6 ·g·Н1·ρБР; РН = 10-6·9,81·1850·1080 = 27,727 МПа;

РВ = 10-6 ·g·Н1·ρПЖ; РВ =10-6·9,81·1850·1080 = 27,727 МПа;

РНИ = 27,727 – 27,727 = 0 МПа.

 

Точка 3 ® забой скважины

 

РНИ = РН - РВ;

РН =10-6·g·(Н1·ρБР + (Н-Н1)·ρНТР);

РВ = 10-6·g·Н·ρПЖ;

РН =10-6·9,81·(2617·1080+(3300-2617)·1910) = 40,524 МПа;

РВ = 10-6·9,81·3300·1080 = 34,963 МПа;

РНИ = 40,524 – 34,963 = 5,561 МПа.

 

Рассмотрим второй случай, который встречается в период цементирования в конце продавки облегченного тампонажного раствора.

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.6 - Конец продавки облегченного тампонажного раствора со снятым давлением на устье.

 

Точка 1 ® устье скважины

 

РНИ = РН – РВ;

РН = 0 МПа; РВ = 0 МПа;

РНИ = 0 МПа.

 

Точка 2 ® уровень ОТР за колонной

 

РНИ = РН - РВ;

РН = 10-6 ·g·Н1·ρБР; РН = 10-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

РВ = 10-6 ·g·Н1·ρПЖ; РВ =10-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

РНИ = 4,238 – 4,238 = 0 МПа.

 

Точка 3 ® граница двух ТР

 

РНИ = РН – РВ;

РН = 10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρОТР);

РВ = 10-6·g·Н2·ρПЖ;

РН =10-6·9,81·(400·1080 + (2617-400)·1500) = 36,861 МПа;

РВ = 10-6·9,8·2617·1080 = 27,727 МПа;

РНИ =36,861 – 27,727 = 9,134 МПа.

 

Точка 4 ® забой скважины

 

РНИ = РН - РВ;

РН =10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρОТР + (Н-Н2)·ρЦКН·(1-К));

РВ = 10-6·g·Н·ρПЖ;

РН=10-6·9,81·(400·1080+(2617-400)·1500+(3300-2617)·1910·(1-0,25))= 46,459МПа;

РВ = 10-6·9,81·3300·1080 = 34,963 МПа;

РНИ = 46,459 – 34,963 = 11,496 МПа.

 

Рассмотрим третий случай, характерный для снижения уровня жидкости в колонне (при вызове притока флюида).

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.7 – Снижение уровня жидкости в колонне

 

Точка 1 ® устье скважины

 

РНИ = РН – РВ;

РН = 0; РВ = 0;

РНИ = 0.

 

Точка 2 ® уровень ЦКО за колонной

 

РНИ = РН - РВ;

РН = 10-6 ·g·Н1·ρБР;

РВ = 0;

РН =10-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

РНИ = 4,238 – 0 = 4,238 МПа.

 

Точка 3 ® башмак кондуктора

 

РНИ = РН – РВ;

РН=10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρПЛВ);

РВ = 0;

РН =10-6·9,81·(400·1080 +(700-400)·1010) = 7,21 МПа;

РНИ = 7,21 – 0 = 7,21 МПа.

 

Точка 4 ® снижение уровня до 1722 м

 

РНИ = РН – РВ;

РН=10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρПЛВ + (Нсниж-Н2)·ρЦКО·(1-К));

РВ = 0;

РН=10-6·9,81·(400·1080 + 300·1010 + 1022·1500·(1-0,25)) = 18,489 МПа;

РНИ = 18,489 – 0 = 18,489 МПа.

 

Точка 5 ® граница двух ЦК

 

РНИ = РН – РВ;

РН=10-6·g·(Н1·ρБР +(Н2-Н1)·ρПЛВ +(Н3-Н2)·ρЦКО·(1-К));

РВ = 10-6·g·(Н3-НСН)·ρПЖ;

РН=10-6·9,81·(400·1080+300·1010+1917·1500·(1-0,25)) = 28,367 МПа;

РВ = 10-6·9,81·(2617-1722)·1100 = 9,658 МПа;

РНИ = 28,367 – 9,658 = 18,709 МПа.

 

Точка 6 ® забой скважины

 

РНИ = РН – РВ;

РН=10-6·g·(Н1·ρБР +(Н2-Н1)·ρПЛВ +(Н3-Н2)·ρЦКО·(1-К)+(Н-Н3)·ρЦКН·(1-К));

РВ = 10-6·g·(Н-НСН)·ρПЖ;

РН = 10-6·9,81·(400·1080 + 300·1010 + 1917·1500·(1-0,25) + 683·1910·(1-0,25) = 37,965 МПа;

РВ = 10-6·9,81·(3147-1722)·1100 = 17,028 МПа;

РНИ = 37,965 – 17,028 = 20,937 МПа.

 

Из вышеприведённых расчётов можно сделать вывод, что наибольшие избыточные наружные давления наблюдаются при снижении уровня жидкости в колонне.

 

Таблица 2.12 – Наружные избыточные давления

Случай	№ ТОЧКИ	Глубина,м	Давление, МПа
При цементировании в конце продавки нормального тампонажного раствора и снятом на устье давлении.	1 2 3	0 2617 3147	0 0 5,561
При цементировании в конце продавки облегченного тампонажного раствора и снятом на устье давлении.	1 2 3 4	0 400 2617 3147	0 0 9,134 11,496
При снижении уровня жидкости в колонне (при вызове притока флюида).	1 2 3 4 5 6	0 400 700 1722 2617 3147	0 4,238 7,21 18,489 18,709 20,937

 

2.4.1.4 Расчёт внутренних избыточных  давлений

Расчёт внутренних избыточных давлений производится, как и для внешних избыточных давлений для периода времени, когда они достигают максимальных давлений. РВИ = РВ – РН; РВИ Þ max. Имеются три таких случая:

1 случай: Конец  продавки нормального тампонажного  раствора при цементировании, когда  давление на цементировочной  головке достигает максимального  значения;

2 случай: Конец  продавки облегченного тампонажного  раствора при цементировании, когда  давление на цементировочной  головке достигает максимального  значения;

3 случай: Опрессовка  колонны с целью проверки её  герметичности.

Рассмотрим первый случай, который встречается в период цементирования в конце продавки НТР.

Известно, что при цементировании максимальные давления в цементировочной головке РЦГ возникают в конце процесса при посадке разделительной пробки на стоп-кольцо. Величина этого давления составит:

 

РЦГ = ΔРГС + РГД + РСТ (2.59)

 

где ΔРГС – разность гидростатических давлений, возникающих из-за разности плотностей жидкости в затрубном пространстве и внутри колонны;

РГД – гидродинамическое давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений жидкости при движении её внутри колонны и в затрубном пространстве;

РСТ – дополнительное давление, возникающее при получении сигнала “стоп”.

Гидродинамическое давление ориентировочно может быть найдено по эмпирической формуле:

РГД = 0,002 L + 1,6, МПа. (2.60)

Дополнительное давление, возникающее при получении сигнала “стоп” РСТ принимается 2,5 3 МПа.

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.8 –Конец продавки нормального тампонажного раствора.

 

РГД = 0,002·3300+1,6 = 8,2 МПа;

РСТ = 3 МПа;

РГС = 10-6 ·g·(Н1·ρБР + (Н-Н1)·ρНТР - Н·ρПЖ);

РГС=10-6·9,81·(2617·1080+(3300-2617)·1910-3300·1080) = 5,561 МПа;

РЦГ = 5,561 + 8,2+ 3 = 16,761 МПа.

 

Точка 1 ® устье скважины

 

РВИ = РВ – РН;

РН = 0; РВ = РЦГ;

РВИ = РЦГ; РВИ = 16,761 МПа.

 

Точка 2 ® уровень НТР за колонной

РВИ = РВ – РН;

РВ = РЦГ +10-6 ·g·Н1·ρПЖ;

РВ =16,761 +10-6·9,81·2617·1080 = 44,398 МПа;

РН = 10-6 ·g·Н1·ρБР; РН = 10-6·9,81·2617·1080 = 27,727 МПа;

РВИ = 44,398 - 27,727 = 16,761 МПа.

 

Точка 3 ® забой скважины

 

РВИ = РВ – РН;

РВ = РЦГ +10-6·g·Н·ρПЖ;

РН =10-6·g·(Н1·ρБР + (Н-Н1)·ρНТР);

РВ = 16,761 +10-6·9,81·3300·1080 = 51,724 МПа;

РН =10-6·9,81·(2617·1080+(3300-2617)·1910) = 40,524 МПа;

РВИ = 51,724 – 40,524 = 11,2 МПа.

 

Рассмотрим второй случай, который встречается в период цементирования в конце продавки ОТР.

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.9 – Конец продавки облегченного тампонажного раствора.

 

РГД = 0,002·2617+1,6 = 6,83 МПа;

РСТ = 7 МПа;

РГС = 10-6 ·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρОТР - Н2·ρПЖ);

РГС=10-6·9,81·(400·1080+(2617 - 400)·1500-2617·1080) = 9,134 МПа;

РЦГ = 9,134 + 6,83 + 7 = 22,964 МПа.

 

Точка 1 ® устье скважины

 

РВИ = РВ – РН; РН = 0; РВ = РЦГ; РВИ = РЦГ; РВИ = 22,964 МПа.

 

Точка 2 ® уровень ОТР за колонной

 

РВИ = РВ – РН;

РВ = РЦГ +10-6 ·g·Н1·ρПЖ; РВ =22,964 +10-6·9,81·400·1080 = 27,202 МПа;

РН = 10-6 ·g·Н1·ρБР; РН = 10-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

РВИ = 27,202 - 4,238 = 22,964 МПа.

 

Точка 3 ® граница НЦК и ОТР

 

РВИ = РВ – РН;

РВ = РЦГ +10-6·g·Н2·ρПЖ;

РН = 10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρОТР);

РВ = 22,964 +10-6·9,81·2617·1080 = 50,691 МПа;

РН =10-6·9,81·(400·1080 + (2617-400)·1500) = 36,861 МПа.

РВИ = 50,691 – 36,861 = 13,83 МПа.

 

Точка 4 ® забой скважины

 

РВИ = РВ – РН;

РВ = РЦГ +10-6·g·Н·ρПЖ;