Проектирование технологии и техники бурения скважины 2 страница

Значения коэффициента μ для некоторых пород приведены в табл.2.

Таблица 2

Значения коэффициента Пуассона

Р_горн. – горное (или геостатическое) давление, Мпа

(3)

где grad P_{горн. i} – градиент горного давления i-го пласта, МПа/м;

h_i – толщина i-го пласта, м.

Р_пл. – пластовое давление, Мпа

(4)

где grad P_пл.i – градиент пластового давления на i-ом интервале, МПа/м;

h_i – величина i-го интервала, м

P_з - забойное давление, Мпа

(5)

где ρ _н – плотность нефти (для расчетов берется значение в пластовых условиях), кг/м³;

g – ускорение свободного падения, g = 9, 81 м/с²

H_скв – глубина скважины, м;

h_д – динамический уровень в скважине в конце эксплуатации, м.

В случае отсутствия данных о величине динамического уровня в скважине в конце эксплуатации принимается стандартное значение данной величины, как 1/3 от устья скважины или по формуле:

(6)

Горное давление также можно определить по величинам плотностей вышезалегающих горных пород:

(7)

где h – глубина залегания продуктивного пласта, м

ρ _гп – плотность вышезалегающих горных пород, кг/м³,

рассчитывается как средневзвешенная, либо принимается нормативная величина ρ _гп =2400 кг/м³:

(8)

где ρ _i – плотность горных пород i-го пласта, кг/м³

h_i – толщина i-го пласта, м

Вычисленное значение радиальной нагрузки сравнивают с табличными значениями σ _сж (табл. 3). Если σ _сж меньше рассчитанного значения радиальной нагрузки, породы продуктивного пласта считаются неустойчивыми. Следовательно, в призабойную зону ствола скважины следует предусмотреть установку перфорированной эксплуатационной колонны или фильтра (хвостовика).

Схема конструкции забоя открытого типа с перфорированной эксплуатационной колонной приведена на рис. 3. Порядок работ при таком варианте заканчивания следующий:

- скважина бурится до подошвы продуктивного горизонта или ниже;

- в скважину опускается колонна обсадных труб, перфорированная в интервале продуктивного горизонта;

Применяется при неустойчивых или устойчивых породах продуктивного горизонта, нормальном и аномально высоких пластовых давлениях, а также высокой проницаемости коллектора.

При таком варианте исключается загрязнение коллектора действием цементного раствора, но усложняется схема цементирования;

На рис. 4 конструкция забоя открытого типа с фильтром. В этом случае предполагается следующий порядок работ:

- скважина бурится до кровли продуктивного горизонта или ниже;

- опускается колонна обсадных труб;

- цементируется заколонное пространство;

- вскрывается продуктивный горизонт долотом меньшего диаметра;

- спускается фильтр (хвостовик) без цементирования.

Достоинство схемы – минимальная степень загрязнённости. Недостатки – усложняется конструкция, снижается приток вследствие установки фильтра, ограниченная область применения. Условия выбора данной конструкции:

1.

2. повышенное пластовое давление при низкопроницаемом коллекторе;

3. пониженное пластовое давление при низко или высокопроницаемом коллекторе.

В случае, если продуктивный пласт представлен трещинными коллекторами, то для таких коллекторов опасность представляет не разрушающая нагрузка, а закрытие трещин при большой депрессии на пласт со стороны скважины. Здесь важно определить модуль упругости трещиноватых пород Е, при этом расчетное значение Е_расчдолжно быть меньше фактического Е:

(9)

где Δ Р_депр – максимальная депрессия при освоении и эксплуатации пласта вычисляемая как:

(10)

L_ср– средняя длина трещин, мм;

b_ср– среднее раскрытие трещин (ширина раскрытия) мм;

µ– коэффициент Пуассона;

Таблица 3

Модуль упругости Е и коэффициент Пуассона µ для некоторых пород

4 V4rlAYsBz3IPGeemPgf6sXf9T28OrpwZP6phof7Oq/nHrhdVdl8AAAD//wMAUEsDBBQABgAIAAAA IQAzLwWeQQAAADkAAAASAAAAZHJzL3BpY3R1cmV4bWwueG1ssrGvyM1RKEstKs7Mz7NVMtQzUFJI zUvOT8nMS7dVCg1x07VQUiguScxLSczJz0u1VapMLVayt+PlAgAAAP//AwBQSwMEFAAGAAgAAAAh AH59dSPHAAAA3AAAAA8AAABkcnMvZG93bnJldi54bWxEj0FrwkAUhO9C/8PyhF6kbgxUJHUNsUXa oh60vXh7Zp9JaPbtkt1q+u+7guBxmJlvmHnem1acqfONZQWTcQKCuLS64UrB99fqaQbCB2SNrWVS 8Ece8sXDYI6Zthfe0XkfKhEh7DNUUIfgMil9WZNBP7aOOHon2xkMUXaV1B1eIty0Mk2SqTTYcFyo 0dFrTeXP/tcoWL+50WG52erV8fS+/UxdcVi6SqnHYV+8gAjUh3v41v7QCtLnCVzPxCMgF/8AAAD/ /wMAUEsBAi0AFAAGAAgAAAAhAASrOV4AAQAA5gEAABMAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAFtDb250ZW50 X1R5cGVzXS54bWxQSwECLQAUAAYACAAAACEACMMYpNQAAACTAQAACwAAAAAAAAAAAAAAAAAxAQAA X3JlbHMvLnJlbHNQSwECLQAUAAYACAAAACEAMy8FnkEAAAA5AAAAEgAAAAAAAAAAAAAAAAAuAgAA ZHJzL3BpY3R1cmV4bWwueG1sUEsBAi0AFAAGAAgAAAAhAH59dSPHAAAA3AAAAA8AAAAAAAAAAAAA AAAAnwIAAGRycy9kb3ducmV2LnhtbFBLBQYAAAAABAAEAPcAAACTAwAAAAA= ">

4.2.3. Третий вид объекта эксплуатации

Коллектор однородный и неоднородный по литологическому составу пород, по фильтрационной характеристике относится к коллекторам пористого или трещинного типа, характеризуется чередованием устойчивых и неустойчивых пород, водо и газовмещающих пропластков с разными пластовыми давлениями.

1. Возможность использования освоенных технологий исследования, цементирования, вторичного вскрытия и освоения скважины;

2. Обеспечить перекрытие зон поступления пластовой воды;

3. Эксплуатировать переслаивающиеся коллекторы;

Недостатками схемы являются:

1. Наибольшая степень загрязнённости цементом (отрицательное действие на продуктивные горизонты).

2. Нарушение крепи в процессе перфорации хвостовика и быстрая обводненность скважины.

4.2.4. Четвертый вид объекта эксплуатации.

Коллектор гранулярный большой пористости и проницаемости, с нормальным или низким пластовым давлением, слабосцементированный (мелко-средне-крупнозернистый песчаник). При его эксплуатации имеет место разрушение пласта и вынос песка из скважины. Для таких условий применима конструкция забоя закрытого типа с защитой от выноса песка (рис.7). Конструкция забоя для предупреждения выноса песка предусматривает создание в призабойной зоне искусственных барьеров, которые снижают поступление песка в скважину. С этой целью используют механические фильтры или фильтры из проницаемых материалов.

4.2.5.Конструкции забоев горизонтальных скважин [2]

1.Открытый ствол в устойчивом и не грозящем пескованием коллекторе.

Такой вариант обеспечивает наиболее благоприятные условия для притока пластового флюида по всей площади дренирующей поверхности вскрытой части пласта.

Заканчивание открытым стволом рационально при небольшой длине горизонтального участка, что имеет место при малых радиусах искривления, в устойчивых породах, когда вынос песка незначителен, а наличие зон водо- и газопоступления маловероятно.

Для изоляции покровных пород эксплуатационную колонну спускают в кровлю продуктивного пласта и цементируют (рис. 8 а).

Если в продуктивном пласте имеется газовая шапка, то башмак эксплуатационной колонны размещают в пласте ниже контакта (рис. 8 б).

2. С перфорированной потайной колонной (хвостовиком) в горизонтальном стволе при отсутствии тенденции пескования коллектора.

Потайную колонну (хвостовик) подвешивают к эксплуатационной колонне, спущенной в кровлю пласта, и затрубное пространство герметизируют пакером (рис. 8 в). Верхняя часть «хвостовика» должна располагаться выше вырезанной части или «окна» на величину не менее 70 м.; при необходимости тщательной промывки горизонтального участка и его обработки может быть установлена перфорированная потайная колонна с временно перекрытыми отверстиями магниевыми заглушками, которые после выполнения операций разрушаются под действием кислоты; отверстия также могут быть временно перекрыты штырями, которые впоследствии сбиваются специальным инструментом;

3. В неустойчивом коллекторе с возможным пескованием в горизонтальную часть ствола устанавливают перфорированную потайную колонну с фильтром.

4. В редких случаях в пластах сложного строения или при необходимости проведения работ по гидроразрыву пласта в горизонтальный ствол спускают обсадную колонну с последующим ее цементированием и перфорацией.

Заканчивание цементированием обсадной колонны рационально в неустойчивых породах со сложным строением пласта, однако, вынос песка при этом должен быть невелик, скважина пробурена по профилю с большим или средним радиусом искривления с большой длиной горизонтального ствола.

4.2.6. Факторы, влияющие на выбор способа заканчивания горизонтальных скважин:

1. Тип коллектора;

2. Устойчивость ствола;

3. Необходимость изоляции зон нежелательного притока (вода, газ);

4. Вынос песка. В горизонтальном стволе вынос песка существенно больше, чем в вертикальном;

5. Вид последующих работ с целью интенсификации притока флюида и капитального ремонта.

а) Заканчивание открытым стволом:

Преимущества – существенная экономия затрат средств и времени.

Недостатки:

• возможно обрушение ствола;

• вынос песка;

• трудности при определении зон поступления флюида в скважину при проведении работ с целью интенсификации притока, или для изоляции водо- газоносных зон.

б) Заканчивание спуском перфорированного хвостовика:

Преимущества:

• сравнительная простота и дешевизна;

• закрепление ствола от обрушения;

• существенное снижение выноса песка в скважину.

Недостатки:

• затруднена изоляция нежелательных зон притока горизонтального ствола;

• проблемы с обработкой ствола с целью интенсификации притока нефти.

в) Заканчивание спуском обсадной колонны с цементированием:

Преимущества:

• полное исключение обрушения ствола;

• возможность обработки выборочных зон для интенсификации притока;

• обеспечивается управление газо- и водонефтяным контактами;

• возможна изоляция зон нежелательного притока, как на начальной стадии, так и при последующей эксплуатации.

Недостатки:

• дороговизна;

• возможен вынос песка.

4.2.7. Пример выполнения задания по выбору конструкции эксплуатационного забоя скважины.

Исходные данные:

Месторождение – Снежное;

Пласт – Ю_1;

Тип пласта – поровый;

Мощность пласта – 15 м;

Выше нефтеносного пласта (на 4 м выше) залегает газоносный пласт.

Решение:

Ниже анализируется продуктивный пласт Снежного месторождения:

1. По литологической характеристике разреза скважины пласт является литологически однородным, т. к. он состоит преимущественно из песчаника.

2. По проницаемости пласт является однородным, т.к. значение пористой проницаемости составляет от 0.1 до 0.05 мкм², а значит не выходит за пределы одного из предложенных классов. Коллектор низкопроницаемый (k_п < 0.1 мкм²).

3. По типу флюида пласт однороден, т. к. он содержит пропластки, насыщенные нефтью.

4. По величине градиента пластового давления (grad P_пл) продуктивный пласт является однородным, т.к. в интервале продуктивного пласта градиент не изменяется. Данный пласт имеет нормальное пластовое давление (grad P_пл = 0, 01 МПа/м).

Вывод: Если хотя бы по одному из перечисленных показателей пласт неоднородный, то он называется неоднородным. Таких показателей нет. Следовательно, продуктивный пласт Снежного месторождения однородный.

5. Близко расположенными по отношению к продуктивному объекту считаются пласты, находящиеся на расстоянии менее 5 метров. Самым близким к продуктивному пласту находится газовый горизонт, подошва которого располагается в 4 м от кровли продуктивного пласта.

Проанализировав полученные результаты:

• коллектор однородный;

• в опасной близости расположен напорный горизонт;

приходим к выводу, что для наших условий наиболее приемлема конструкция забоя смешанного типа. Выполнив расчет на устойчивость, уточним целесообразность установки хвостовика.

6. Выполним расчет коллектора на устойчивость по формуле (1):

Пласт считается устойчивым, если выполняется условие:

σ _сж ≥ 2[K(Р_горн- Р_пл)+(P_пл- Р_з)],

где К – коэффициент бокового распора, определяется по формуле (2): К=0, 3/(1-0, 3)=0, 43

Рассчитывается горное давление с помощью градиентов горного давления и интервалов их действия по формуле (3):

P_горн=0, 022× 693+112× 0, 025+0, 024× 1837=621, 3 атм=62, 1 МПа.

Рассчитывается пластовое давление с помощью градиента пластового давления и интервала его действия по формуле (4):

P_пл=0, 01× 2642=26, 4 МПа

Расчеты давлений ведутся до глубины, соответствующей кровле продуктивного пласта.

Рассчитывается забойное давление по формуле (5). Поскольку данных о величине динамического уровня в скважине в конце эксплуатации нет, то принимается стандартное значение данной величины, как 1/3 от устья скважины или по формуле (6):

Тогда: P_З=(2642–0, 66× 2642)× 744× 9, 81=6, 5 МПа

Проверяется неравенство (1):

σ _сж ≥ 2[0, 43(62, 1 – 26, 4)+ (26, 4 – 6, 5)]= 2[0, 43(35, 7) + 19, 9]=70, 5 МПа

Табличное значение предела прочности для песчаника (табл. 3):

σ _сж =30 МПа < 70, 5 МПа

Условие неравенства не выполнено, следовательно, коллектор неустойчивый.

При неустойчивом коллекторе установим в призабойной зоне продуктивного пласта хвостовик, изображенный на рис. 5 (в ВКР приводится рисунок выбранной схемы конструкции забоя).

Таблица 4

Предел прочности σ _сж некоторых пород на одноосное сжатие

Справочные данные для расчета:

• 1 кгс/см² = 9, 80665× 10⁴ Н/м² ~ 10⁵Н/м² ~ 10⁵Па ~ 0.1МН/м² ~ 0.1МПа

• 1 кгс = 9, 80665Н ~ 10Н

• 1 тс = 9806, 65Н ~ 10⁴Н ~ 10кН ~ 0.01МН

• 1 кгс/мм² = 9, 80665Н/мм² ~ 10Н/мм² ~ 10МПа

• 1 атм. = 101325Па ~ 0.1МПа

Литература:

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. 2000.

2. Левицкий А.З. Геолого – технологические исследования на стадии заканчивания скважин. 2005. 76 с

4.3. Обоснование количества обсадных колонн и глубин их спуска

Оптимальное число промежуточных колонн и глубины их спуска определяются графически (построением так называемого «совмещенного графика давлений») по числу зон с несовместимыми условиями бурения, которые строятся сопоставлением градиентов пластовых (поровых) давлений (grad Р_пл) и давлений гидроразрыва (поглощения) пластов (grad Р_гр) (рис. 9).

Градиент пластового давления – отношение пластового давления в рассматриваемой точке пласта к глубине этой точки:

, МПа/м (11)

Градиент давления гидроразрыва – отношение давления гидроразрыва в рассматриваемой точке пласта к глубине этой точки:

, МПа/м (12)

Градиент гидростатического давления столба бурового раствора – отношение давления гидростатического столба бурового раствора в рассматриваемой точке скважины к глубине этой точки:

, МПа/м (13)

Под эквивалентом градиента давления (пластового давления, давления гидроразрыва, гидростатического давления столба бурового раствора) понимают плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению гидроразрыва:

(14)

где ρ – плотность воды, кг/м³;

g − ускорение свободного падения, м/с²;

h – глубина определения, м.

В газосодержащем пласте grad Р_пл и grad Р_гр рассчитываются для кровли и для подошвы.

4.3.1. Построение совмещенного графика давлений

Совмещенный график давлений иллюстрирует изменение по глубине скважины давлений гидроразрыва пород, пластовых давлений и давлений столба бурового раствора. График строится на основании горно-геологических условий. При недостатке фактических данных они могут быть получены эмпирическим путем (прогнозные данные).

1. По литологической характеристике разреза выделяют интервалы с аномальной характеристикой градиентов пластовых давлений и градиентов давлений гидроразрыва.

2. Для интервалов по п. 1 находят значения градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва слагающих пород.

Например, для приведенного ниже рисунка 9 пластовые давления (Р_пл) и давления гидроразрыва (Р_ГР) на глубине определения (h) составляют следующие значения (табл. 5):

Таблица 5

Найдем значения градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва слагающих пород на глубине определения по формулам (11) и (12):

grad Рпл₁ =Рпл₁/h=1, 1/96=0, 0115 МПа/м

grad Р_ГР1 =Р_ГР1/h=2, 2/105=0, 021 МПа/м

grad Рпл₂ =Рпл₂/h=4, 2/382=0, 011 МПа/м

grad Р_ГР2 =Р_ГР2/h=7, 0/368=0, 019 МПа/м и т.д.

Полученные результаты занесем в табл.5.

Рис. 9. Пример оформления совмещённого графика давлений (графика изменения градиентов пластового давления, давления гидроразрыва горных пород, градиента гидростатического давления столба бурового раствора с глубиной скважины)

Таблица 6

4. Параллельно оси ординат проводят линии касательно крайних точек градиентов пластового давления и линии касательно крайних точек градиентов давления гидроразрыва и строят кривые градиентов давлений.

5. Вычисляют плотность бурового раствора. Плотность бурового раствора, применяемого при бурении в данной зоне крепления, должна находиться в пределах зоны совместимых условий и отвечать следующим требованиям: для скважин глубиной до 1200 м гидростатическое давление в скважине, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на 10%, но не более 1, 5 МПа, а для скважин глубиной > 1200 м – на 5%, но не более 2, 5–3, 0 МПа. Определяется плотность раствора для каждого интервала с разными пластовыми давлениями по формуле:

, кг/м³ (15)

где К − коэффициент, учитывающий превышение гидростатического давления над пластовым (0, 1− в скважинах глубиной до 1200 м; 0, 05 − в скважинах глубиной более 1200 м).

Так, для примера на рис. 9 плотность раствора в интервале 0− 250 м:

ρ _б.р.1=(1+К)*Р_пл1/gh₁=(1+0, 1)*1, 1*10⁶/9, 8*96=1286 кг/м³=1, 28 г/см³

и должна быть не более:

ρ _б.р.1≤ (1, 5+Р_пл1)/gh₁= (1, 5+1, 1)*10⁶/9, 8*96=2764 кг/м³=2, 76 г/см³

Рассчитанные значения плотности соответствуют градиентам гидростатического давления столба бурового раствора:

grad Рб.р.₁=Рб.р.₁/h₁=ρ _б.р.1*g*h.₁/h₁=1286*9, 8*96/96=0, 0126 МПа/м

grad Рб.р.₁≤ Рб.р.₁/h₁=ρ _б.р.1*g*h₁./h₁=2764*9, 8*96/96=0, 0270 МПа/м и т.д.

Вычисления продолжаются и для оставшихся шести интервалов. В интервале 2250 м и глубже плотность бурового раствора составит:

ρ _б.р.7=(1+К)*Р_пл7/gh₇=(1+0, 05)*26 *10⁶/9, 8*2363= 1179 кг/м³=1, 18 г/см³