Ударный способ более 50 лет не применяется на нефтегазовых промыслах России, следовательно, на проектируемой скважине применяем вращательное бурение. Выбирается роторный способ для бурения под направление, так как в этом интервале породы мягкие и слабосцементированные, и турбинный способ для бурения под кондуктор и эксплуатационную колонну, в связи с тем, что скважина наклонно-направленная, и преимущество выбранного турбинного способа очевидно.
Ключевые слова: нефтяная скважина, добыча нефти, конструкции скважины, геологические условия бурения, пластовые давления, эксплуатационные колонны.
The impact method has not been used in the oil and gas fields of Russia for more than 50 years, therefore, rotational drilling is used on the projected well. The rotary method is chosen for drilling under the direction, since in this interval the rocks are soft and weakly cemented, and the turbine method for drilling under the conductor and the production column, due to the fact that the well is directional, and the advantage of the chosen turbine method is obvious.
Keywords: Oil well, oil production, well designs, geological drilling conditions, reservoir pressure, production columns.
Целесообразность применения того или иного способа бурения определяется геолого-техническими условиями. Основные требования к выбору способа бурения — необходимость обеспечения успешной проводки скважины с высокими технико-экономическими показателями. В настоящее время распространены следующие способы вращательного бурения:
— роторный (верхний привод);
— бурение гидравлическими забойными двигателями.
Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находят только способы механического бурения — ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки. Ударный способ более 50 лет не применяется на нефтегазовых промыслах России, следовательно, на проектируемой скважине применяем вращательное бурение [1].
Выбранный способ должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию бурения, которые наиболее полно отвечали бы условиям качественного вскрытия продуктивного пласта, достижению наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото, предусматривать возможность использования породоразрушающих инструментов различных типов и классов в соответствии с механическими свойствами горных пород [2].
Наклонно-направленные скважины с восходящим окончанием на Салмановском НГКМ строятся с целью эксплуатации продуктивного пласта Т1–2 и отбора промышленного газа. Проектом разработки предусмотрено использовать насосно-компрессорные трубы диаметром 89 мм, поэтому диаметр эксплуатационной колонны принимается 168 мм.
Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм комплектуется отечественными обсадными трубами в хладостойком исполнении 168х8,9-Д с резьбовым соединением TMKUPPF по ТУ14–3Р-82–2005 в интервале 952–300 м (по стволу) из расчета внутренних избыточных давлений, возникающих в колонне, в интервале 300–0 обсадными трубами 168х8,9-М с резьбовым соединением TMKUPPF. Группа прочности «М» (либо Р-110 по стандарту API) определяется необходимым запасом прочности крепи скважины при обратном промерзании. Спуск колонны производится одной секцией, цементирование прямым способом в одну ступень до устья с использованием пакера ПГМЦ-168. Фильтровая часть колонны с фильтрами типа ФС-168 комплектуется трубами диаметром 168 мм с резьбовым соединением ОТТМ группы прочности «Д» [3].
В целях безаварийной проводки ствола скважины под эксплуатационную колонну, перекрытия ММП и установки ПВО в конструкции скважины предусмотрен кондуктор, башмак которого устанавливается на глубину 600 м по вертикали (622 м по стволу). Из условия проходимости долота диаметром 220,7 мм для бурения ствола скважины под эксплуатационную колонну, диаметр кондуктора принимается равным 245 мм.
Колонна комплектуется обсадными трубами 245х8,9-Д с резьбовым соединением TMKUPFMC по ТУ 14–3Р-82–2005, спускается одной секцией и цементируется прямым способом в одну ступень.
Вычисленные возможные пределы изменения плотности бурового раствора по разрезу скважины согласно вышеприведенным соотношениям и результаты расчетов приводим в таблицу 1.
Таблица 1
Значения давлений и индексов давлений пластовых и гидроразрыва по интервалам бурения и возможные пределы изменения плотности по разрезу скважины
|
интервал глубин, м |
Р пл , МПа |
Р гр , МПа |
к а |
к гр |
min , кг/м 3 |
max , кг/м 3 |
|
0…450 |
4,41 |
8,82 |
1,0 |
2,0 |
1100 |
1818 |
|
450…1130 |
11,02 |
22,16 |
1,0 |
2 |
1100 |
1818 |
|
1130…1740 |
17,07 |
29,02 |
1,0 |
1,7 |
1050 |
1620 |
Для определения совместимых интервалов бурения строим совмещенный график индексов давлений пластовых и гидроразрыва пласта (рисунок 1).
Из графика на рисунке видно, что все интервалы бурения являются совместимыми. Плотность бурового раствора ж =1160 кг/м 3 .
Для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза (второго слоя ММП), изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн предусматривают спуск кондуктора.
Глубину, выше которой возможен гидроразрыв пород, найдем, построив график распределения давлений по стволу скважины при закрытом устье. Этой глубиной является глубина точки пересечения прямых Р гр. и прямой распределения давлений в скважине при закрытом устье (рисунок 1).
Рис. 1. График совмещенных давлений скважины при закрытом устье
Исходя из вышеизложенного и опыта бурения на анализируемом месторождении, примем глубину спуска кондуктора 710 м.
Эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спускаем до глубины 3000 м по вертикали с целью укрепления стенок скважины, изоляции водоносных горизонтов, недопущения геологических осложнений и создания герметичного канала для транспортировки нефти и газа на поверхность [4].
Для проектирования и расчета диаметров обсадных колонн берется диаметр эксплуатационной колонны, которая задается заказчиком в зависимости от назначения дебита скважины.
Литература:
- Дроздов А. Н., «Техника и технология добыча нефти» / — Учебное пособие для вузов. — М.: РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2008. — 616с.
- Красилов А. А. Инженерно-геологические изыскания в гидротехническом строительстве: методы и технические средства. М.:НИУ МГСУ, 2011
- Ладенко А. А. Расчет нефтепромыслового оборудования. М.:Инфра-Инженерия, 2019
- Михаил Колосов. Водолазное обеспечение гидротехнических работ. М.:Вышэйшая школа, 2020
