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

назначение и глубина скважины;

проектный горизонт и характеристика породы-коллектора;

геологический разрез в месте заложения скважины с выделением зон возможных осложнений и указанием пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород по интервалам;

диаметр эксплуатационной колонне! или конечнхй диаметр скважин!, если спуск эксплуатационной колонне! не предусмотрен.

Более полно перечень исходных данных должен быть представлен по форме в табл. 2.1 .

Диаметр эксплуатационной колонны задается заказчиком с учетом ожидаемого дебита добывающей скважины и габаритных размеров скважинного оборудования, которое планируется применить на поздней стадии разработки. Если проектом не предусматривается оборудование скважины эксплуатационной колонной, то конечный диаметр открытого ствола скважины определяется по условию беспрепятственного прохождения инструментов и приборов, которые намечается использовать в конечном интервале.

2.2. ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ В ИНТЕРВАЛЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:

обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;

задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего длительную безводную добычу;

изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;

защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.

Решение всех этих задач в совокупности усложняется большим разнообразием конкретных условий. В зависимости от строения залежи, литологического состава породы-коллектора, его устойчивости в стенках скважины, пластового давления, насыщенности продуктивного пласта нефтью или газом применяются различные схемы вскрытия. Все их можно свести к трем основным типовым схемам:

схема 1 - спуск эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного пласта с последующей установкой потайной колонны после

вскрытия пласта или оставление открытого ствола, если порода-коллектор достаточно устойчива в стенках скважины;

схема 2 - спуск эксплуатационной колонны после вскрытия продуктивного пласта и проведение манжетного цементирования колонны выше кровли пласта;

схема 3 - спуск эксплуатационной колонны после достижения проектной глубины и ее цементирование от нижнего конца с перекрытием всей продуктивной толщи.

Каждая из указанных типовых схем имеет свои преимущества и области применения. Схема 1 позволяет обеспечить наиболее благоприятные условия при вскрытии продуктивного пласта, но может быть применена лишь в однопластовой залежи сравнительно небольшой толщины (до 15-20 м) без подошвенных вод. Схема 2 позволяет сохранить неизменным диаметр скважины при вскрытии продуктивного пласта, но также применяется в случае однопластовой залежи без подошвенных вод. Схема 3 пригодна в сложном геологическом разрезе с многопластовой залежью и водоносными пропластками. Эта схема наиболее опасна для продуктивных пластов из рассмотренных, так как не обеспечивает их защиты от проникновения цементного раствора и его вредного влияния на проницаемость коллектора.

В последнее время все большее распространение получает схема вскрытия продуктивного пласта горизонтальной скважиной. В этом случае направляющий участок горизонтальной скважины до кровли продуктивного пласта закрепляется эксплуатационной колонной, а конечный интервал горизонтальной скважины, располагающийся в продуктивном пласте, в большинстве случаев (устойчивый коллектор) остается открытым либо закрепляется перфорированной потайной колонной (хвостовиком). В редких случаях при проведении гидроразрыва пласта может быть спущена и зацементирована потайная колонна с последующей ее перфорацией в заданных интервалах.

По вскрытии продуктивного пласта в проекте дается обоснование выбранной схемы и проводится ее графическое представление с указанием основных размеров.

2.3. ОБОСНОВАНИЕ ТРЕБУЕМОГО КОЛИЧЕСТВА ОБСАДНЫХ КОЛОНН И ГЛУБИН ИХ СПУСКА

Разработка конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства скважин в данном районе. При этом особое внимание обращается на возможное упрощение и облегчение конструкции скважины с учетом имеющегося опыта. Если буровые работы в данном районе ранее не проводились и имеются сомнения в достоверности представленного геологического разреза, то в конструкции первой скважины

может быть предусмотрена резервная колонна на случай возникновения непредвиденной ситуации.

При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы (катастрофических поглощений, высокопластичных глин, соленосные и т.п.), которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент аномальности пластового давления Ла) и давлений гидроразрхва (индекс давления поглощения кп) невозможно проходить откргтым стволом с буровхм раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков.

Для разделения разреза на интервалы с несовместимыми условиями строится совмещенный график давлений, на котором по интервалам глубин откладываются известные значения коэффициента аномальности пластового давления ка, индекса давления поглощения кп и соответствующие значения относительной плотности бурового раствора, рассчитанные по формуле

Ротн = кзка , (2.1)

где кз - коэффициент запаса, определяющий величину репрессии на пласт.

В соответствии с [27] значения коэффициента запаса кз задаются в следующих пределах.

Интервал, м................................. <1200 1200-2500 >2500

кз 1,1-1,15 1,05-1,1 1,04-1,07

Репрессия на пласт, МПа...... 1,5 2,5 3,5

При этом, как видим, ограничивается максимально допустимая величина репрессии на пласт.

Совмещенный график давлений и вхделенные интервалы с несовместимыми условиями приведены на рис. 2.1 .

Как следует из анализа ситуации, представленной на рис. 2.1 , на глубине 300 м скважина входит в интервал с ка = 1,15, что