Файл: Ский томский политехнический университет институт Институт природных ресурсов Направление нефтегазовое дело Кафедра Бурения скважин бакалаврская работа.docx

Обоснование конструкции скважины

1. Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта.

1. 
   Определение типа коллектора.
   

Согласно геологическим данным, тип коллектора – поровый.

2. 
   Определение однородности коллектора.
   
   1. 
      Согласно геологическим данным, продуктивный пласт является литологически неоднородным (имеет место переслаивание песчаников, аргиллитов, алевролитов, угля).
      
   2. 
      Границы изменения проницаемости пород в пропластках: k₁ = 0,005-0,270 мкм²; k₂ = 0 мкм²; k₃ = 0-0,010 мкм².
      

Средняя проницаемость – k3 = 0,15 мкм². Таким образом, коллектор является высокопроницаемым, неоднородным по проницаемости.

3. 
   Продуктивный пласт является неоднородным по типу флюида, т. к. существуют близко расположенные к продуктивному пласту водонапорные горизонты.
   
4. 
   Согласно геологическим данным, ΔPпл = 0,102 МПа/10 м (нормальное пластовое давление), следовательно, продуктивный пласт по величине градиента пластового давления однородный.
   
1. 
   Расчет коллектора на устойчивость.
   

Оценка устойчивости пород в призабойной зоне производится сравнением прочности породы коллектора на одноосное сжатие с радиальной сжимающей нагрузкой на породу в призабойной зоне скважины. Породы устойчивы, если выполняется условие:

σ_сж≥σ_сж^расч, (2.1)

где σ_сж– предел прочности пород продуктивного пласта при одноосном сжатии (для гранулярного коллектора составляет 30 МПа), МПа; σ_сж^расч– расчетное значение предела прочности пород продуктивного пласта при одноосном сжатии, МПа.

30

---

 718,89 МПа.

Условие (1) не выполняется, следовательно, коллектор не устойчив.

σ_сж^расч=2∙[K∙(Р_гор–Р_пл)+(P_пл– Р_з)], (2.2)

27

σ_сж^расч=2∙[0,333∙(585,35 – 254,49) + (254,49 –5,22)] = 718,89 МПа,

где К– коэффициент бокового распора, рассчитываемый по формуле:

К= μ/ (1-μ), (2.3)

К=0,25/(1-0,25)=0,333,

где μ– коэффициент Пуассона (таблица 11);

Горное давление Р_горв подошве продуктивного пласта рассчитывается по формуле:

P_гор=grad_iP_гор∙h_i(2.4)

P_гор=0,23 ∙ 2495 = 585,35 МПа,

где grad_iP_гор– градиент горного давления на i-ом интервале, МПа/м;

h_i– величина i-го интервала, м.

Таблица 11 – Коэффициенты Пуассона различных горных пород

Породы	Глины пластичны е	Глины плотные	Глинистые сланцы	Известняки	Песчаники	Песчаные Сланцы
Коэффицие нт Пуассона μ	0,41	0,30	0,25	0,31	0,30	0,25

Пластовое давление Р_плв подошве продуктивного пласта рассчитывается по формуле:

---

P_пл=gradPⁱ_пл∙h_i, (2.5)

P_пл=0,102 ∙ 2495 = 254,49 МПа

где grad Pⁱ_пл– градиент пластового давления на i-ом интервале, МПа/м; h_i– величина i-го интервала, м.

Минимальное забойное давление Р_здля нефтяных скважин рассчитывается по формуле:

P_з=ρ_н∙g∙(H_под–h_д), (2.6)

P_з=640 ∙ 9,81 ∙(2495 – 1663) = 5,22 МПа,

где ρ_н– плотность нефти, кг/м³; g – ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с²; H_под– глубина подошвы продуктивного пласта, м; h_д– динамический уровень в скважине в конце эксплуатации, м.

Если значение динамического уровня в скважине в конце эксплуатации в исходных геологических данных («Нефтеносность по разрезу скважины») не приводится, то его значение необходимо рассчитать по формуле:

h_д=(2∙H_скв)/3, (2.7)

h_д=(2 ∙ 2495) / 3 = 1663 м.

где Н_скв– глубина скважины.

Для данного типа коллектора принимается конструкция забоя закрытого типа, в которой продуктивный объект перекрывается сплошной колонной с обязательным цементированием. Конструкция забоя представлена на рисунке 1.



Рисунок 1 – Конструкция забоя закрытого типа

2. 1   ...   7   8   9   10   11   12   13   14   ...   36

---

Построение совмещенного графика давлений

Совмещенный график давлений иллюстрирует изменение по глубине скважины градиентов пластовых давлений, градиентов давлений гидроразрыва пород и градиентов давлений столба бурового раствора. Градиент давлений – изменение давления, отнесенное к единице глубины.

Совмещенный график давлений позволяет выделить в разрезе интервалы, несовместимые по условиям бурения. С учетом наличия геологических осложнений по совмещенному графику давлений решается

вопрос о необходимости спуска промежуточных (технических) колонн, их числа и глубины спуска.

На рисунке 2 представлен пример совмещенного графика давлений, который строится в следующем порядке:

1. 
   На совмещенный график давлений в соответствии с данными, представленными в таблице 6 «Давление и температура по разрезу скважины», наносятся точки градиентов пластового давления gradР_пли давления гидроразрыва gradР_гр, строятся кривые градиентов давлений.
   
2. 
   Рассчитываются значения градиента давления столба бурового раствора для каждого интервала с разными значениями градиента пластового давления, который рассчитывается по следующей формуле:
   

, (2.8)

k – коэффициент, учитывающий превышение гидростатического давления над пластовым.

Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» давление столба промывочной жидкости должно превышать Р_плна глубине 0–1200 метров на 10% (k=0,1), на глубине более 1200 м на 5% (k=0,05).

Максимальное значение плотности бурового раствора для интервалов с разными значениями давлений гидроразрыва рассчитывается, как 0,9 от gradР_гр.

3. 
   На график накладывается область граничных значений промывочной жидкости и выделяется штриховкой.
   
4. 
   Проводится анализ совмещенного графика давления. Как видно на рисунке 3, для бурения представленной скважины до проектной глубины с соблюдением условия совместимости нет необходимости включить в предварительный вариант конструкции скважины кроме направления и кондуктора, промежуточные колонны.
   

---

Рисунок 2 – Совмещенный график давлений

3. Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска

1. 
   Кондуктор.
   

Крепление ствола скважины кондуктором диаметром 245мм производится с целью перекрытия интервалов залегания неустойчивых пород, склонных к осыпям и обвалообразованиям, обеспечения надежного перекрытия верхних водоносных горизонтов хозяйственно-питьевого назначения. С целью предупреждения возможных газопроявлений при дальнейшем углублении скважины на кондуктор устанавливается ПВО.

2. 
   Расчет глубины спуска кондуктора
   

Для упрочнения пристенной зоны скважины (повышения градиента давления гидроразрыва проходимых пород) проектом предусматривается использование в КНБК вихревого устройства для очистки и кольматации стенки скважины (УОК-295,3 при бурении под кондуктор и УОК-215,9 при бурении под эксплуатационную колонну). Н.А. Шамовым выявлено, что вихревая обработка стенок скважины позволяет повысить прочность экрана в скелете породы в два раза и более. [Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.Ф. Булатов «Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации». – 1,2 Том, М.Недра 2000г.].

Расчет минимально необходимой глубины спуска кондуктора из условия предотвращения гидроразрыва пород при закрытии устья в случае возможного открытого фонтанирования горизонта Ю₁ при полном замещении скважинной жидкости флюидом (газом) производим по формуле:

Hк	=	1,05 ∙ Ру ∙ L	(2.9)
		0,95 ∙ grad Pгрп ∙ L – 1,05 ∙ (Рпл – Ру)

Таблица 12 – Исходные данные для расчета:

Наименование	Обозначение	Размерность	Значение
1	2	3	4
Градиент гидроразрыва пород, залегающих в предполагаемом интервале (расчетный)	grad Pгрп1	кгс/см2/м	0,15
Градиент гидроразрыва пород, залегающих в предполагаемом интервале после упрочнения	grad Pгрп	кгс/см2/м	0,25

---