Заканчивание скважин

 

 

      

      2. Профиль скважины 

        
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
 
 
 

Таблица 7

Данные  для построения профиля

      H=2311 м; A=590 м; a=20,97^о; a_к=5^о; R₁=500 м; R₂=2865 м.

3. Обоснование конструкции скважины

      Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по совмещенному графику давлений пластового и гидроразрыва, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины.

       , (1)

где Р_ПЛ – пластовое давление;

      Р_ПЛ = gradР_ПЛ×H_i; (2)

      r_В – плотность воды;

      Н_i – текущая глубина скважины.

      Коэффициент поглощения К_п рассчитывается по формуле Итона:

       , (3)

где  m – коэффициент Пуассона;

      К_г – индекс геостатического давления.

        К_г рассчитывается по формулам (1) и (2).

      Результаты  расчетов приведены в таблице 8.

Таблица 8

 

       По результатам расчетов строится совмещенный график безразмерных давлений. 

      Рис. 2. График безразмерных давлений. 

      Как видно из рисунка 2, несовместимых по условиям бурения интервалов в разрезе скважины нет.

      Построим  график распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Для построения воспользуемся значениями Р_ПОГЛ из таблицы 8, а значения давлений внутри ствола рассчитаем по формуле:

        (4)

где  r_Н – плотность пластовой нефти, r_Н=760 кг/м³;

      Р_ПЛ – пластовое давление, Р_ПЛ=23,33 МПа.

      Подставим значения z в выражение (4), и получим две точки для построения графика:

1. z=2311 м: ;
2. z=0 м: .

      То  есть при заполнении скважины пластовым  флюидом она будет до определенного уровня заполнена нефтью, найдем этот уровень, подставив значение Р_НАС в выражение (4) получим:

       (от забоя) (5)

      Скважина  до глубины L_Н=536,5 м заполнена нефтью, а выше свободным газом. Пересчитаем давление на устье по формуле:

       , (6)

где  Р_ПЛ - пластовое давление, в данном случае Р_ПЛ = Р_НАС=10,1 МПа;

s - эмпирический коэффициент.

      Коэффициент s рассчитывается по формуле:

        , (7)

где   - относительная плотность попутного газа по воздуху, ;

      L – глубина скважины, в данном случае L=L_Н=536,5 м;

      z – расчетная глубина, при пересчете на устье z=0 м.

      

                                
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рис. 3.   График распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. 

      Согласно  рисунку 2, достаточно двух обсадных колонн, такая конструкция обеспечит достаточную надежность и минимальную стоимость скважины.

      Верхние неустойчивые отложения перекроем  путем спуска кондуктора до глубины 736 м. При данной глубине спуска, обеспечивается экологическая безопасность на случай нефтегазопроявления с 5 % запасом по давлению (k_КОНД).

       .

      Далее ствол обсаживается эксплуатационной колонной до глубины 2396,7 м.

      Как правило, заказчик (ТПП «Когалымнефтегаз») требует обсаживать скважину эксплуатационной колонной с наружным диаметром 146 мм. Исходя из этого условия, рассчитаем диаметры долот для бурения скважины, а также диаметр кондуктора.

      Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:

       , (8)

где   – диаметр муфт эксплуатационной колонны, =166 мм;

      d-зазор между муфтой и стенкой скважины d=5-40 мм.

      

      Определим внутренний диаметр промежуточной колонны (кондуктора) по формуле:

       , (9)

где  d – зазор между долотом и стенкой кондуктора, d=3-5 мм.

       .

      То  есть, для крепления верхних неустойчивых отложений (кондуктора) допускается применение труб диаметром 244,5 мм и толщиной стенки 8,9-10 мм.

      Диаметр долота для бурения под кондуктор рассчитывается по формуле аналогичной формуле (8)

       .

      Определим глубину спуска кондуктора по стволу (длину кондуктора):

       , (10)

где  l₁, l₂, h₁, h₂ –длины по стволу и глубины по вертикали соответствующих участков профиля; a – максимальный зенитный угол (на участке стабилизации) (см. таблицу 7);

      h_конд – глубина спуска кондуктора по вертикали, h_конд=720 м.

        

      В кондукторе используем обсадные трубы  с треугольной резьбой 244,5´8,9-Д – ГОСТ-623-80. Практика показывает, что данные обсадные трубы выдерживают необходимые нагрузки.

      Принимаем, что башмак эксплуатационной колонны будет спущен на глубину 2386,7 м (10 м до забоя скважины). Тогда длина эксплуатационной колонны будет

      Результаты  расчетов сведем в таблицу 9.

      Таблица 9

      3.1. Обоснование способа цементирования

      Кондуктор и колонна цементируется до устья, для разобщения водоносных горизонтов.

      Обсадная  колонна цементируется в одну ступень (требование заказчика) до устья.

      Самым слабым пластом является Вартовская свита (К_п=1,59), Р_ПОГЛ=34,34 МПа. Давление столба цементного раствора на поглощающий пласт с учетом гидродинамических потерь при цементировании должно удовлетворять условию

      Р_ПОГЛ³1,1×Р_Ц.Р.. (11)

      Таким образом давление столба цементного раствора не должно превышать величины Для дальнейших расчетов примем, что интервал от забоя и на 300 м выше продуктивного пласта (2096,7-2396,7 м по вертикали) цементируется ПЦТ-1-50 по ГОСТ 1581-96 с плотностью раствора r_Ц.Р.=1,80 г/см³ (В/Ц=0,45) Давление столба ПЦТ-1-50 будет составлять