Проектирование крепления скважины и расчёт цементирования колон на скважине № 1 Судовицкого месторождения

Для выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления Pпл давления гидроразрыва пород Pгр и гидростатического давления столба бурового раствора на основании исходных данных в координатах глубина – эквивалент градиента давления.

По графику находят зоны крепления интервалов, которые и определяют число обсадных колонн в данной конструкции скважины и глубины их спуска.

 

2. Диаметр обсадных колонн и долот

 

Диаметры обсадных колонн и долот рассчитываются снизу вверх, исходя из диаметра эксплуатационной колонны, которая задаётся исходя из ожидаемого дебита и способа эксплуатации.

1. Определяем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну по формуле:

Дд = (1.0447 + 0.00022Дк) Дм                           (1)

где Дк - наружный диаметр обсадной колоны

Дм - диаметр муфты.

Дд= (1.0447 + 0.00022*168.3)*188 = 203.3 мм.

Принимаем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну Ддэ.к = 215.9 мм.

2. Диаметр промежуточной колонны определяем из условия нормального прохождения долота.

Д тк = Дд + 2d + (5- 8 мм)                                    (2)

Д тк= 215.9 + 2*10 + 8 = 243.9 мм.

Принимаем диаметр промежуточной колонны 245 мм.

3. Определяем диаметр долота для бурения под промежуточную колонну.

 

Ддтк = (1.0447 + 0.00022*245)*269.9 = 291.129 мм.

Принимаем диаметр долота для бурения под техническую колонну

Ддтк = 295.3 мм.

4. Определяем диаметр кондуктора исходя из условия нормального прохождения долота

Д к = 295.3 + 2*10 + 8 = 323.3 мм.

Принимаем диаметр кондуктора 324 мм.

5. Определяем диаметр долота для бурения под кондуктор.

Дд к = (1.0447 + 0.00022*324 )*351 = 383.89 мм.

Принимаем диаметр долота для бурения под кондуктор

Дд к = 444.5мм.се найденные значения заносим в таблицу №12

 

Таблица 12 – Диаметры обсадных колонн и долот

 

Название колонны	Диаметр труб, мм	Диаметр муфт, мм	Диаметр долота, мм
1	2	3	4
Кондуктор	323.9	351	444.5
Промежуточная колонна	244.5	270	295.3
Эксплуатационная колонна	168.3	188	215.9

 

3. Высота подъема тампонажного раствора за колоннами

 

В соответствии с «Едиными техническими правилами» высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами, так как скважина поисковая, принимается:

- кондуктор цементируется до устья;

- промежуточная колонна цементируется до устья;

- цементирование эксплуатационной колонны проводим в две ступени, в интервале 3735 – 2500м, и 2500-до устья

Все данные по пункту 1.3 сводим в таблицу № 13

 

 

Таблица 13 – Конструкция скважины

 

Наименование колонны	Интервал установки, м		Диаметр обсадных труб, мм	Диаметр муфт, мм	Диаметр долота, мм	Подъём цемента, м
	От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5	6	7
Шахтное направление	0	7	630			До устья
Кондуктор	0	150	323.9	351	444.5	До устья
Промежуточная колонна	0	1420	244.5	270	295.3	До устья
Эксплуатационная колонна	0	3390	168.3	188	215.9	До устья мсц 2600

 

4. Буровые растворы

 

1. Типы, параметры буровых растворов по интервалам бурения

 

Тип бурового раствора выбирается исходя из геологического разреза, из условия безаварийной проходки скважины, а также качественного вскрытия продуктивного горизонта.

Руководящим документом при выборе рецептур и нормирования показателей свойств буровых растворов являются рекомендации лаборатории буровых растворов по площадям со схожими геологическими условиями, с учетом фактических данных по ранее пробуренным скважинам.

Плотность бурового раствора определяется с учетом эквивалентов пластовых давлений и создания необходимого превышения гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым.

Геологический разрез проектируемой скважины представлен глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, известняками, доломитами и др.

Основными видами осложнений ожидаются осыпи и обвалы стенок скважины и поглощения бурового раствора.

Плотность бурового раствора должна определяться из расчёта создания столбом бурового раствора гидростатического давления превышающего пластовое на величину:

- 10 в интервале 0 - 1200м, но не более 1.5 МПа;

- 5% в интервале >1200м, но не более 3.0 МПа;

Бурение под кондуктор в интервале 0 – 150 м.

 

Р бр=К*апл                                                      (1)

 

где Р бр-плотность бурового раствора.

К-коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым.

 

Р бр < (Рпл+Р)/0,01Н                                       (2)

 

где Рпл-пластовое давление.

Р-превышение гидростатического давления над пластовым.

Н-глубина замера.

Интервал 0-165 м.

По формулам (1) и (2) вычисляем плотность бурового раствора.

К=1,1 апл=1,0

Р бр=1,1*1,0=1,1 г/см3

Р=1,5 Рпл=1.5 МПа Н=165 м

Р бр < (Рпл+Р)/0,01Н =(1,5+1.5)/0,01*165<1,6

Принимаем раствор Р бр=1,1 г/см3.

 

Забуревание скважины осуществляется глинистым раствором приготовленным на пресной воде из бентонитового глинопорошка. Для предотвращения поглощений и обвалов неустойчивых песков и песчаников верхних отложений параметры раствора должны быть следующими: удельный вес 1,1 г/см3, вязкость Т=80-100 с., водоотдача В= 4-5 см3/30 мин., СНС 1/10 = 20/30 мг/см2.

Интервал 165-1420.

По формулам (1) и (2) вычисляем плотность бурового раствора.

К=1,1 апл=1,0

Р бр=1,1*1,0=1,1 г/см3

Р=1,5 Рпл=14 МПа Н=1420м

Р бр < (Рпл+Р)/0,01Н =(1,5+14)/0,01*1420<1,15

Принимаем раствор Р бр=1,14 г/см3.

 

Бурение под промежуточную колонну диаметром 245 мм в интервале 165-1420 м ведется на пресном на основе ОМС, обработанный лигнополом буровом растворе. Составляющими компанентами этого раствора являются: лигнокол, сода кальцинированная, опилки и 3ГВ-205

Параметры раствора следующие: плотность 1,14 г/см3, вязкость = 30-35 сек., водоотдача = 8-10 см3/30 мин., СНС 1/10=21/30 мг/см2, рН 8-9, твердая фаза 22 %. При поглащении бурового раствора вводить опилки.

При бурении данных пород возможны следующие осложнения: осыпи, обвалы, сужение ствола скважины, поглощение бурового раствора, сальникообразование.

Интервал 1420-3390

По формулам (1) и (2) вычисляем плотность бурового раствора.

К=1,1 апл=1,0-1,07

Р бр=1,1*1,0=1,1 г/см3

Р=1,5 Рпл=40 МПа Н=3390 м

Р бр < (Рпл+Р)/0,01Н =(1,5+38)/0,01*3390<1.29

Принимаем раствор Р бр=1,29 г/см3.

 

Бурение под эксплуатационную колону производится соленасыщенным раствором, обработанным ОМС и крахмалом. Параметры раствора: плотность – 1,31 г/см3, вязкость = 30-40 сек., рН =7-9, СНС 1/10 = 20/40 мг/см2, твердая фаза 22%.

При бурении соленасыщенных пород возможны следующие осложнения: кавернообразование, сужение и естественное искривление ствола скважины, обвалы.

При бурении открытого стволо диаметром 120.6 мм применяют тех воду. плотность – 1,02 г/см3, вязкость = 30 сек., рН =8-10.

 

Таблица 14 – Типы и параметры бурового раствора по интервалам бурения

 

Название, тип раствора	Интервал, м		Параметры бурового раствора
	От (верх)	До (низ)	Плотность, г/см3	Условная вязкость, сек	Водоотдача, см3/30мин	СНС, мгс/см2 через мин.		Корка, мм	Содержание твёрдой фазы, %			рН	Пластическая вязкость, сП	Динамическое напряжение сдвига, мг/см2
									Коллоидной части	Песка	Всего
						1	10
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Пресный на основе ОМС	0	165	1.10	80-100	4-5	8/12	20/30	1-1.5		4	4	7-8	20-30	30-40
Пресный на основе ОМС обработанный Лигнополом	165	1420	1.14	25-35	8-10	1/3	6/9	1-1.5	-	-	-	-	-	-
раствор соленасыщенный глинистый обработанный крахмалом	1420	3390	1.31	30-40	8-10	8/12	20/40	0.5-1.0	-	-	8-10	8-9	15-25	25-45
Тех вода	3390	3465	1.02	30					-	-	1.5

 

 

2. Перечень химических реагентов и интервалы обработки

 

Таблица 15 – Перечень химических реагентов и интервал обработки

 

Интервал бурения, м		Название (тип) бурового раствора и его компонентов	Потребность бурового раствора, в м3 и его компонентов, т
От	до
0	165	Пресный на основе ОМС (готовится из пасты ОМС 30%-ной концентрации разбавлением водой; К=1,3)	120
		ОМС	27,7
		Сода каустическая	1,38
		АКС-20ПГ-2	0,09
165	1402	Пресный на основе ОМС обработанный	273,2
		Лигнопол	8,14
		Сода кальцинированная	0,33
		ОМС	35,93
		Сода каустическая	1,78
		АКС-303	4,04
1420	3390	соленасыщеный на основе ОМС(готовится из пасты ОМС 30%-ной концентрации разбавлением водой ; К=1,3)	245.3
		ОМС	20,32
		Сода каустическая	3,91
		АКС-20ПГ-2	1,22
		соль	90

 

 

 

 

5. Крепление скважины

 

1. Выбор вида тампонажных растворов, продавочной жидкости, состава буферной жидкости при цементировании эксплуатационной колонны

 

Таблица 16 – Характеристика жидкостей для цементирования

 

Название колонны	Номер  части  колонны   в  порядке  спуска	Номер  ступени  (снизу-  вверх)	Характеристика жидкости (раствора)
			тип или название	объем  порции,   м3	плотность,  г/см3	водоце-  ментное  отношение,  В / Ц	время  ОЗЦ,  час.
Кондуктор D 324мм	1	1	буферная жидкость	5,2	1,00	0,5	48
			тампонажный нормальный раствор	27,0	1,83
			продавочная жидкость (буровой раствор)	18,0	1,10
Промежуточная D 245мм	1	1	буферная жидкость	3,5	1,00	0,5	24
			тампонажный нормальный раствор	36,4	1,83
			продавочная жидкость (буровой раствор)	45,0	1,14
Эксплуатационная D168 мм	1	1	1-ая буферная жидкость	3,5	1,20	0,5	48
			тампонажный нормальный раствор	27.67	1,95
			2-ая буферная жидкость	1,7	1,20
			продавочная жидкость (буровой раствор)	63.18	1,31
	1	2	буферная жидкость	3,5	1,20	0,5	48
			тампонажный нормальный раствор	61.71	1,95
			продавочная жидкость с РУ	48.4	1,60