Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 [ 10 ] 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152

Рис. 2.1. Совмещенный график давлений для обоснования конструкции скважины

превышает индекс давления поглощения в вышележащем пропластке. Поэтому на этой глубине следует провести границу интервалов с несовместимыми условиями и для их разобщения спустить кондуктор. Рассуждая подобным образом, мы приходим к выводу, что с глубины

21 00 м необходимо резко повысить плотность бурового раствора от 1,22-1,23 до 1,63-1,64. Поэтому вышележащий интервал должен быть изолирован прометочной колонной. Таким образом, с учетом эксплуатационной колонны, которая спускается в продуктивный пласт, скважина должна быть оборудована еще направлением, кондуктором и промежуточной колонной.

После определения требуемого количества обсадных колонн необходимо уточнить глубину спуска каждой колонны. Если ниже спущенной колонны будут вскрываться пласты с АВПД, глубина спуска уточняется с таким расчетом, чтобы были перекрыты интервалы слабых пород, в которых возможен гидроразрыв после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины. Возникновение повышенного давления в скважине в случае притока пластового флюида можно проиллюстрировать на следующем примере.

Пример 2.1. И с х о д н ы е д а н н ы е. Пусть на глубине z1 = 2300 м вскрывается газоносный пласт с коэффициентом аномальности пластового давления ка = 1,5. Необходимо определить максимальное давление на стенки открытого ствола на глубине z2 = 2200 м, которое может возникнуть в процессе вымывания газовой пачки при герметизированном устье, а также рассчитать допустимое давление на устье, если на глубине 2200 м индекс давления поглощения горной породы кп = 2,1.

Р е ш е н и е.

1 . Пластовое давление в газоносном пласте Рпл = карв gz1 = 1,5-1000-9,8-2300 = 33,8 МПа.

2. Необходимая плотность раствора для вскрытия газоносного пласта рб.р = кзка рв = 1,1-1,5-1000 = 1650 кг/м3.

3. Гидростатическое давление бурового раствора на глубине 2200 м Рг. ст. = рб.р gz2 = 1650-9,8-2200 = 35,6 МПа.

4. Гидростатическое давление на глубине 2200 м после перемещения газовой пачки к устью

рг ст = Рг. ст. + Рпл = 35,6 + 33,8 = 69,4 МПа.

5. Давление гидроразрыва пород на глубине 2200 м Рг.р. = кпРв gz2 = 2,1-1000-9,8-2200 = 45,3 МПа.

Как видим, давление гидроразрыва 45,3 МПа значительно ниже того, которое может возникнуть при закрытом устье, и велика опасность гидроразрыва пород и интенсивного поглощения. Чтобы избежать осложнения, надо либо предусмотреть изоляцию интервала с кп = 2,1 до вскрытия газоносного пласта, либо рассчитать допустимое давление на пласт и уровень допустимого давления на устье при вымывании газовой пачки.

6. Допустимое давление на глубине 2200 м во избежание гидроразрыва пород Рдоп 2200 = 45,3 : 1,05 = 43,1 МПа.

7. Допустимое давление на устье скважины при вымывании газовой пачки Рдоп.у=Рдоп 2200 - Рг.ст = 43,1 - 35,6 = 7,5 МПа.

Если же в процессе вымывания газовой пачки давление в открытом стволе превысит допустимое и может возникнуть опасность гидроразрыва пород, то указанный интервал должен быть перекрыт обсадной колонной до вскрытия продуктивного пласта.

Подобными расчетами возможных изменений давления в скважине в результате их сопоставления с допустимыми с точки зрения гидроразрыва или потери устойчивости породы в стенках скважины определяется необходимость перекрытия обсадной колонной того или иного интервала. В любом случае глубина спуска обсадной колонны устанавливается с таким расчетом, чтобы ее башмак находился в устойчивых прочных малопроницаемых породах.

2.4. СОГЛАСОВАНИЕ ДИАМЕТРОВ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

И ДОЛОТ

На втором этапе разработки конструкции скважины после того, как было определено необходимое количество обсадных колонн, приступают к согласованию диаметров обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр ствола скважины, если спуск обсадной колонны проектом не предусмотрен. Как было указано выше, диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств, намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в добывающих скважинах приведены в табл. 2.2.

Т а б л и ц а 2.2

Рекомендуемые диаметры эксплуатационнгх колонн

При расчете

обсадные трубы (19 типоразмеров от 114,3 до 508,0 мм) и ГОСТ 20692-80 на шарошечные долота (39 типоразмеров), а также сведениями о номенклатуре долот, выпускаемых отечественной промышленностью и зарубежными фирмами.