Совмещённый график давлений строится для определения необходимого коли- чества обсадных колонн и их глубин спуска с целью правильного выбора конструк- ции скважины и её безаварийной проводки. Конструкция скважины в частинадёжности, технологичности и безопасности должна обеспечивать [59]:
- максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счёт выбора оптимального диаметра эксплуатационной ко- лонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи про- дуктивных отложений со стволомскважины;
- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачипластов;
- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатациискважины;
- получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;
- условия безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами и охраны окружающей среды, в первую очередь за счёт прочности и долговечности крепления скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых по- род и пространства вокруг устьяскважины.
График совмещённых давлений представляет собой зависимость градиентов (эквивалентов) пластовых давлений и давлений гидроразрыва горных пород от глу- бины скважины (рис. 1.1). При этом оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются ко- личеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пласто- вых (поровых) давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород. Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотныхпропластках.
|
|
До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен преду- сматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глу- бины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизон- тов и герметизации устья скважины. Для определения необходимой глубины спуска кондуктора или промежуточной колонны для исключения гидроразрыва пород при полном замещении бурового раствора флюидом необходимо построить график зави- симости давлений от глубины скважины (рис. 1.2). При этом необходимо рассчитать возникающие устьевые давления для каждой колонны из-под которой вскрывается
продуктивный пласт. При замене бурового раствора в скважине газожидкостной сме- сью или смесью воды, конденсата, нефти с буровым раствором устьевое давление рассчитывается по формуле:
Ру = Рпл -r см × g × Н,
(1.20)
где Рпл – пластовое давление в проявляющем пласте на глубине Н, который вскры- вается из-под данной обсадной колонны,Па;
ρ см – плотность смеси в скважине, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2; Н – глубина проявляющего пласта, м.
При замене раствора в скважине газом устьевое давление определяется по формуле:
Ру = Рпл
× е - S, (1.21)
S =0,03415 ×r o × H
|
|
m × Tср
или
S = 10-4 ×r× Н, (1.22)
|
m – коэффициент сжимаемости газа;
Тср – средняя температура в скважине:
(Тср = (Ту + Тз)/2 = 0,8 · Тз, т. к. Ту ≈ (0,55 ÷ 0,60) · Тз,
где Ту и Тз – температурынаустьеизабоескважинысоответственно),°С.
Для наших условий, представленных на рисунке 1.1, если принять, что плот- ность нефти равна 755 кг/м3, то устьевое давление будет равно:
Ру = 22500000 - 755 × 9,8 ×1800 » 9, 2 МПа.
Как видно из графика 1.2 при замещении бурового раствора нефтью плотно- стью 755 кг/м3 на устье возникнет устьевое давление 9,2 МПа. При этом гидроразрыв пласта произойдёт на глубине 1 300 м. В нашем случае перед вскрытием напорного пласта спускается промежуточная колонна на глубину 1 500 м, предупреждая гидро- разрыв пласта при проявлении.
Далее для правильного выбора конструкции скважины необходимо правильно выбрать диаметры долот и обсадных колонн. Необходимая разность диаметров сква- жины и муфт обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятствен- ный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементи- рование [59].
Выбор диаметров обсадных колонн начинается с определения диаметра экс- плуатационной колонны, который задается геологической службой предприятия ис- ходя из ожидаемого вида скважинной продукции и её дебита (табл. 1.8).
Таблица 1.8 – Рекомендуемые диаметры эксплуатационной колонны в зависимости от ожидаемого вида флюида и егодебита
|
|
| Нефтяные скважины | |||||
| Суммарный дебит, м³/сут. | < 40 | 40-100 | 100-150 | 150-300 | > 300 |
| Диаметр эксплуатационной колонны, мм | 127-140 | 140-146 | 168-178 | 178-194 | |
| Газовые скважины | |||||
| Суммарный дебит жидкости, тыс. м³/сут. | < 75 | < 250 | < 500 | < 1 000 | < 5 000 |
| Диаметр эксплуатационной колонны, мм | 114-146 | 146-168 | 168-219 | 219-273 |
Глубина,
Страти-
Литология Осложнения Давление,МПа Эквивалентыградиентовдавлений Конструкция
м
графия
Q+K
……………………….......
|
- - - - - - -
- - - - - - -
- - - - - - -
ММП
пластовое гидроразрыва 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7
скважины
200 J3
- - - - - - --
- - - - - ---
- - - - - - --
- - - - - - -
- - - - - - --
- - - - - ---
Кавернообразование
1,00
1,30
…………..
|
…………..
…………..
Частичные
4,0 5,2
…………..
…………..
…………..
…………..
поглощения
4,4
5,4
600 J1 Кавернообразование
…………..
|
…………..
…………..
Частичные поглощения
1,10
1,35
800 Т2
900 Т1
- - - - - - -
- - - - - - -
- - - - - - - -
- - - - - - -
Кавернообразование
9,9
12,2
…………..
|
…………..
…………..
…………..
…………..
…………..
Прихваты
10,1
12,3
1200 Р1 Кавернообразование С3
1,12
1,37
…………..
|
…………..
…………..
…………..
…………..
…………..
…………..
Частичные поглощения
16,8
18,8
20,6
24,8
1 500
1600 С1 Интенсивное
кавернообразование
D3 Нефтепроявления
22,5
29,7
1,25
1,65
1 800
Рисунок 1.1 – График совмещённых эквивалентов градиентов давлений
Пластовое давление, давление гидроразрыва, устьевое давление при нефтепроявлении, МПа
0 2 4 6 8
9,2
10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
Пластовое давление Давление гидроразрыва Устьевое давление
1 300
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
Пластовое давление, давление гидроразрыва, устьевое давление при нефтепроявлении, МПа
Рисунок 1.2 – График зависимости давлений от глубины скважины для определения минимально необходимой глубины спуска промежуточной колонны
После выбора диаметра эксплуатационной колонны рассчитывают необходи- мый диаметр долота по формуле:
Dд = Dм +d н, (1.23)
где Dм – наружный диаметр муфт обсадной колонны,мм;
δ н – минимально допустимая разность диаметров между стенками скважины и муфтами обсадной колонны, мм.
Затем рассчитывается диаметр предыдущей обсадной колонны по формуле:
Dок = Dд +2×d в +2× t, (1.24) где δ в – радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (δ в = 3 ÷ 5мм).
Минимально допустимая разность диаметров между стенками скважины и муфтами обсадной колонны (δ н) представлена в таблице 1.9. Отклонения от указан- ных величин должны быть обоснованы в проекте.
Расчёты продолжаются до выбора диаметров направления и долота. Для наглядности рассчитаем диаметры обсадных колонн и долот для нашего случая. Пусть ожидаемый дебит скважины составляет 250 м3/сут., тогда согласно таблице 1.8 выбираем диаметр эксплуатационной колонны 168 мм. Для принятого диаметра экс- плуатационной колонны рассчитаем по формуле (1.23) диаметрдолота:
Dэд = 188 + 25 = 213 (мм) .
Выбираем по справочнику [3] ближайший диаметр долота, равный 215,9 мм.
Таблица 1.9 – Минимально допустимая разность диаметров между стенками скважины и муфтами обсадной колонны
| Номинальный диаметр обсадных колонн, мм | 114-127 | 140-146 | 168-245 | 273-299 | 324-426 |
| Разность диаметров (δ н), мм | 39-45 |
Рассчитываем диаметр промежуточной колонны по формуле (1.24):
Dпк = 215,9 + 2 × 4 + 2 ×10 = 243,9 (мм).
Выбираем по справочнику [36] ближайший диаметр обсадной колонны, рав- ный 244,5 мм.
Для принятого диаметра промежуточной колонны рассчитаем по формуле
(1.23) диаметр долота:
Dпд = 270 + 25 = 295 (мм) .
Выбираем по справочнику [36] ближайший диаметр долота, равный 295,3 мм. Рассчитываем диаметр кондуктора по формуле (1.24):
Dк = 295,3 + 2 × 4 + 2 ×10 = 323,3 (мм).
Выбираем по справочнику [36] ближайший диаметр обсадной колонны, рав- ный 323,9 мм.
Для принятого диаметра кондуктора рассчитаем по формуле (1.23) диаметр долота:
Dкд = 351 + 39 = 390 (мм).
Выбираем по справочнику [36] ближайший диаметр долота, равный
393,7 мм.
Рассчитываем диаметр направления по формуле (1.24):
Dн = 393,7 + 2 × 4 + 2 ×10 = 421,7 (мм).
Выбираем по справочнику [36] ближайший диаметр обсадной колонны, рав- ный 426 мм.
Для принятого диаметра направления рассчитаем по формуле (1.23) диаметр долота:
Dнд = 451 + 39 = 490 (мм).
Выбираем по справочнику [36] ближайший диаметр долота, равный 490мм.
Результаты расчётов диаметров долот и обсадных колонн, а также глубины их спуска,тоестьконструкцияскважиныдлянашегослучаяпредставленавтаблице1.10.
Таблица 1.10 – Конструкция скважины
| Название колонны | Глубина спуска, м | Диаметр колонны, мм | Диаметр долота, мм | Назначение колонны |
| Направление | Для предотвращения размыва устья и обвязки ствола скважины с цирку- ляционной системой БУ. | |||
| Кондуктор | 323,9 | 393,7 | Для перекрытия ММП, залегающих в интервале 0-50м. | |
| Промежуточная | 1 500 | 244,5 | 295,3 | Для перекрытия всех зон поглощения в отложениях юры, триаса и перми, прихватоопасной зоны в перми и неустойчивых пород. Для перекры- тия зоны возможного гидроразрыва на глубине 1 300 м при проявлениии установки ПВО. |
| Эксплуатационная | 1 800 | 215,9 | Для обеспечения условий эксплуата- ции продуктивного горизонта. |