2.2 Проектирование конструкции скважины

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

, (2.14)

где Р_ПЛ – пластовое давление, МПа;

_В – плотность воды, кг/м³;

Н_i – текущая глубина скважины, м.

Коэффициент поглощения К_П рассчитывается по формуле

, (2.15)

где Р_ПОГЛ- - давление поглощения, МПа.

В тех случаях, когда значения пластового давления и поглощения неизвестны, для расчета индексов (градиентов) и давлений поглощения (гидроразрыва) можно пользоваться эмпирической формулой Б.А. Итона

(2.16)

где К_Г - индекс геостатического давления (отношение геостатического давления к давлению столба пресной воды на той же глубине);

µ - коэффициент Пуассона для горной породы;

- коэффициент аномальности;

- коэффициент поглощения (гидроразрыва).

Результаты расчетов индексов градиентов давлений представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Индексов градиентов давлений

Интервал, м			Давление пластовое, МПа		Давление гидроразрыва, МПа		Ка		Кп
от	до
0	540	5,3		8,91		1,00		1,68
540	2040	20		36,3		1,00		1,82
2040	2570	25,2		49,86		1,00		1,98
2570	2823	27,67		56,18		1,00		2,03

По результатам расчетов строится совмещенный график безразмерных давлений.

Построим график распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Для построения воспользуемся значениями Р_ПОГЛ из таблицы 2.2, а значения давлений внутри ствола рассчитаем по формуле

, (2.17)

где _Н – плотность пластовой нефти, _Н = 851 кг/м³;

Р_ПЛ – пластовое давление, Р_ПЛ = 27,67 МПа.

Для построения графика рассчитаем две точки

z = 0 м: ,

z = 2823 м: ,

Р_В⁰ = 4,1 МПа  Р_НАС = 12,7 МПа.

То есть при заполнении скважины пластовым флюидом она будет до определенного уровня заполнена нефтью, найдем этот уровень, подставив значение Р_НАС, получим

(2.18)

Скважина до глубины L_Н = 651 м заполнена нефтью, а выше свободным газом. Пересчитаем давление на устье по формуле

, Па, (2.19)

где Р_ПЛ - пластовое давление на глубине L, в данном случае Р_ПЛ =12,7 МПа;

s - эмпирический коэффициент.

Коэффициент s рассчитывается по формуле

, (2.19)

где - относительная плотность попутного газа по воздуху, ;

L – глубина скважины, в данном случае L=L_Н = 1030 м;

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

,

МПа.

0 0,5 1,0 1,5 2,0 к _а,к _гр

200 5 10 15 20 25 Р, МПа

400

600

800

1000

1200

1400 Р_гр

1600

1800

2000

2200 P_скв

2400

2600

2800

3000

- к_а –коэффициент аномальности;

- к_гр–коэффициент гидроразрыва.

Рисунок 2.2 - График совмещенных давлений скважины при закрытом устье

Совместимыми по условиям бурения считаются пласты которые можно бурить раствором одной плотности.

Как видно из рисунка 2.2, все интервалы - совместимые по условиям бурения.

Верхние неустойчивые четвертичные отложения перекроем путем спуска направления до глубины 150 м, которое способствует формированию направления потока.

Для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн предусматривают спуск кондуктора. Глубину спуска кондуктора необходимо выбрать с таким расчетом, чтобы в случае частичного или полного выброса промывочной жидкости при дальнейшем углублении скважины и заполнения последней пластовой жидкостью не произошло гидроразрыва пород, лежащих ниже башмака, давлением, возникшим в стволе после герметизации устья превентором.

Из рисунка 2.2 определим точку пересечения, которая соответствует глубине 580 м. Башмак кондуктора должен находиться ниже этой отметки, также он должен устанавливаться в прочных породах.

Глубина спуска кондуктора выбирается также:

-в соответствии технико-технологических условий бурения и задания на проектирование;

-минимальная глубина спуска кондуктора диаметром 324 мм - 550 м (на 50 м ниже подошвы нижнего слоя ММП).

Принимаем глубину спуска кондуктора 620м.

Скважину обсаживают эксплуатационной колонной с наружным диаметром 146 мм. Исходя из этого условия, рассчитаем диаметры долот для бурения скважины.

Диаметр долота D_д^ЭК для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле

, (2.20)

где D_ЭК^М – диаметр муфт эксплуатационной колонны, D_ЭК^М =166 мм;

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

Определим внутренний диаметр промежуточной колонны (кондуктора) по формуле

(2.21)

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

мм.

То есть, для крепления верхних неустойчивых отложений (кондуктора) допускается применение труб диаметром 245 мм и толщиной стенки 8,9-10 мм.

Диаметр долота для бурения под кондуктор рассчитывается по формуле аналогичной формуле (2.20)

.

Внутренний диаметр направления

.

Для крепления направления применяем трубы диаметром 324 мм.

Определим глубину спуска кондуктора по стволу (длину кондуктора)

, (2.22)

где l₁, l₂, h₁, h₂ – длины по стволу и глубины по вертикали соответствующих участков профиля;

 – максимальный зенитный угол (на участке стабилизации);

h_конд – глубина спуска кондуктора по вертикали, h_конд =620 м.

В кондукторе используем обсадные трубы с трапецеидальной резьбой 2457,9-Д – ГОСТ-623-80. Практика показывает, что данные обсадные трубы выдерживают необходимые нагрузки.

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 – Результаты расчета

Название колонны	Диаметр колонны, мм	Глубина спуска колонны по стволу, м	Интервал цементирования от башмака, м	Диаметр долота, мм
Направление	324	150	до устья	393,7
Кондуктор	245	680	до устья	295,3
Эксплуатационная	146	3318,4	до 470(500 по стволу)	215,9