2.2. Число обсадных колонн и глубины установки их башмаков должны отвечать общим "традиционным" требованиям разобщения зон с несовместимыми условиями бурения. Причем, в самостоятельную зону выделяется объект вскрытия в депрессионных условиях.
При этом должны быть соблюдены следующие обязательные требования:
- отсутствие газовой шапки в интервале работ на депрессии, надежная изоляция ее, в случае наличия, от объекта вскрытия на депрессии;
- отсутствие водоносных горизонтов;
- знание глубины ВНК.
В рассматриваемом случае кизеловский горизонт отвечает указанным требованиям (см. разд. 1 настоящего отчета).
2.3. Глубины спуска удлиненного направления и кондуктора должны соответствовать применяемой конструкции скважин на Бавлинском месторождении с учетом особенностей геологического разреза на Коробковском участке.
2.4. Ниже кондуктора скважина углубляется до кровли кизеловского горизонта под спуск промежуточно-эксплуатационной колонны; диаметр последней принимается 168, 3 мм.
Башмак 168,3-мм колонны устанавливается в уплотненных породах подкровельной части кизеловского горизонта с заглублением ниже кровли на 2,0 – 2,5 м до нефтенасыщенной части, характеризуемой ВС.
2.5. Конечная глубина скважины ниже 168,3-мм колонны определяется из расчета глубины забоя, не доходя 6 – 7 м до кровли ВНК; вскрытая толщина нефтеносной части пласта составит при этом 6,5 – 7,5 м.
2.6. Конструкция забоя скважины – открытый забой; номинальный диаметр ствола 144,0 мм.
2.7. Конструкция низа 168,3-мм колонны может иметь две модификации.
2.7.1. В случае ожидания избыточного давления на устье скважины (перелива раствора) по достижении проектной глубины, дегазации и очистки от шлама бурового раствора, в состав колонны включается клапан-отсекатель.
В таком случае оборудование низа колонны включает:
- башмак БКМ-168;
- обсадная труба Æ 168,3 мм длиной 8 – 10 м;
- клапан обратный ЦКОДМ-168;
- обсадная труба Æ 168,3 мм длиной 8 – 10 м;
- клапан-отсекатель стационарный КОС-119-168;
- обсадные трубы Æ 168,3 мм – остальное.
2.7.2. В скважинах, в которых перелив бурового раствора не ожидается, оборудование низа колонны "традиционное":
- башмак БКМ-168;
- обсадная труба Æ 168,3 мм длиной 8 – 10 м;
- клапан обратный ЦКОД-168;
- обсадные трубы Æ 168,3 мм – остальное.
2.8. Расчет обсадных колонн осуществляется в соответствии с инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин АООТ "ВНИИТнефть" (согласована с Федеральным горным и промышленным надзором России, Министерством природных ресурсов РФ и др.). М., 1997 г.
3. РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУРЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ ДЕПРЕССИИ И ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ
3.1 Обоснование и выбор основных параметров исходного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов (вертикальный или пологий ствол)
Вскрытие продуктивных пластов кизеловского горизонта с низким пластовым давлением (коэффициент аномальности 0,75 и ниже) предполагается провести в условиях депрессии с применением газожидкостной смеси. В качестве основы для газожидкостной смеси – исходного бурового раствора - предлагается загущенная УТЖ VIP местная товарная нефть. Плотность и свойства нефти приведены в табл. 3.
Определение параметров исходного бурового раствора, обеспечивающих качественную очистку ствола вертикальной или пологой скважины
Выбор необходимых показателей бурового раствора, обеспечивающих высокую транспортирующую и удерживающую способность и минимальные потери давления на трение, проводится на основании оценочных гидравлических расчетов. Расчет выполняется для кольцевого канала скважины. Критерием качественной очистки ствола скважины от шлама считается определенное соотношение между минимальной скоростью восходящего потока (Vтеч) и скоростью осаждения движущейся частицы (Vос). Для вертикальной скважины это соотношение равно 2, т.е. минимальная скорость восходящего потока рассчитывается по формуле:
Vтеч = 2∙Vос.
Исходная информация для выполнения гидравлических расчетов в кольцевом канале: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм (внутренний диаметр 150,1мм), БТ диаметром 88,9 мм, зазор кольцевого канала 30,6 мм, длина БТ 1230 м, соотношение диаметров скважины и инструмента приведено в табл. 4, механическая скорость бурения изменяется в интервале 1-3 м/ч, расход жидкости 6–10 л/с, диаметр сферической частицы шлама 0,004 м, плотность породы шлама 2500 кг/м3. Плотность бурового раствора при 20 оС в зависимости от концентрации загустителя может изменяться от 888 до 910 кг/м3; для дальнейших расчетов взята плотность 900 кг/м3.
Таблица 4
Соотношение диаметров скважины и инструмента
| Интервал, м | Диаметр скважины, мм | Диаметр инструмента, мм | |
| Вариант 1 | Вариант 2 | ||
| 1240 - 1235 | 139,7 | 144,0 | 105 |
| 1235 - 0 | 150,1 | 150,1 | 88,9 |
Гидравлические расчеты выполнены по усовершенствованной методике Уолкера (OilandGasJournal – Oct.4, Oct.18,1976) для жидкостей, реологическое поведение которых описывается степенным законом: t = К (g)n, где t - напряжение сдвига (Па), g - скорость сдвига (с-1), К – коэффициент консистентности (Па сn), n– показатель поведения потока.
Расчет проводится в следующей последовательности. Сначала определяются минимально допустимые значения К и соответствующие им значения n, при которых обеспечивается качественная очистка ствола скважины, т.е. выполняется соотношение Vтеч ≥ 2∙Vос. Расчет выполнен при расходе 6-10 л/с для колонны, кольцевой канал в которой имеет максимальный зазор и, следовательно, минимальную скорость течения. Результаты расчета приведены в табл. 5. Из приведенных данных следует, что у жидкости, имеющей определенный показатель n, для обеспечения очистки ствола вертикальной скважины при заданном расходе коэффициент консистентности К должен бытьне ниже указанного в табл. 5. Например, загущенная жидкость, которую предполагается использовать при промывке с расходом 6 л/с, имеет следующие реологические характеристики: n=0,9, К = 0,02 Па∙сn. Минимальное значение К, обеспечивающее выполнение условия Vтеч ≥ 2∙Vос, должно быть не ниже 0,042Па∙сn (см. табл. 5).
Затем определяются параметры жидкости, обеспечивающие поддержание во взвешенном состоянии частиц шлама при отсутствии циркуляции неочищенного бурового раствора. Расчетные значения скорости осаждения (Vн) сферической частицы шлама диаметром 0,004 м в неподвижной жидкости приведены в табл. 6.
Таблица 5
Минимальные значения К, обеспечивающие качественную очистку вертикального ствола.
| Расход жидкости, л/с | n | 0,2 | 0,3 | 0,5 | 0,6 | 0,7 | 0,9 |
| 6 | K, Па·сn | 1,60 | 0,96 | 0,34 | 0,20 | 0,12 | 0,042 |
| 8 | 1,43 | 0,80 | 0,25 | 0,14 | 0,08 | 0,025 | |
| 10 | 1,31 | 0,70 | 0,20 | 0,11 | 0,06 | 0,017 |
Таблица 6
| Параметрыжидкости | n | 0,2 | 0,3 | 0,5 | 0,6 | 0,7 | 0,9 |
| K, Па·сn | 1,6 | 0,96 | 0,34 | 0,20 | 0,12 | 0,042 | |
| Скорость осаждения в неподв. жидк., м/мин | 0,0095 | 0,106 | 0,756 | 1,26 | 1,762 | 2,58 | |
Расчет скорости осаждения (Vн) в неподвижной жидкости выполнен по формуле:
Vн = {(rч-r)gdчn+1/[18K(3)n-1]}1/n, ( 1 )
где r, rч – плотность жидкости и породы частицы, соответственно, кг/м3 ; dч – диаметр частицы, м; g – ускорение свободного падения, м/с2.
Из результатов, приведенных в табл. 6, следует, что системы с К < 0,12 Па∙сn при n > 0,7 имеют пониженную удерживающую способность: скорость осаждения на 46-105% выше, чем у систем с n = 0,7 и n = 0,6, а тем более, у систем cn> 0,6. Поэтому использование жидкостей с К < 0,12 Па∙сn при n > 0,7 не рекомендуется.
Таким образом, исходный буровой раствор, обеспечивающий очистку ствола скважины и обладающий достаточной удерживающей способностью, должен иметь следующие характеристики: показатель поведения потока n < 0,7 и коэффициент консистентности К > 0,12 Па∙сn.
Далее необходимо оценить величину потерь давления на трение при течении в кольцевом канале жидкостей с выбранными параметрами. Поскольку определяющим является течение в кольцевом канале колонны, а не в зоне продуктивного пласта, то оценочные расчеты выполнены для интервала колонны от 0 до 1230 м. Результаты расчетов приведены в табл. 7. Из полученных результатов следует, что потери давления на трение во всем диапазоне изменения параметров nи К невысоки, минимальные – при К = 0,12Па·сn и n= 0,7. Более высокие потери (на 15-20%) наблюдаются при значениях К > 0,96 Па·сn и соответствующих им n (n£0,3), поэтому их можно исключить из рассмотрения. При этом необходимо учесть, что это значение К относится к интервалу высоких и средних скоростей сдвига, которые наблюдаются при течении в кольцевом канале.
Таким образом, качественная очистка ствола скважины с незначительными потерями давления на трение достигается при следующих реологических характеристиках исходного бурового раствора:
0,3 < n < 0,7
К > 0,12 Па∙сnво всем интервале изменения скоростей сдвига
К < 1,0 Па∙сnпри высоких и средних скоростях сдвига.
Таблица 7
Гидравлический расчет для кольцевого канала.