2.1 Определение совместимых интервалов бурения

Разработка конструкции скважины начинается с определения количества обсадных колонн и глубины их спуска. Для этого используется совмещённый график относительных - пластового давления и давления гидроразрыва.

Относительное пластовое давление определяется как отношение пластового давления и давления столба воды на глубине замера

р'_оп = р_п/р_в , где (2.1)

р_в - давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений:

р_{в =} ρ_вgz (2.2)

где ρ_в - плотность воды;

g- ускорение силы тяжести;

z - глубина бурения по вертикали, на которой произведен замер соответствующего давления. Обычно принимается ρ_в = 1000кг/м³, g = 9,81 м/с².

Если отсутствуют данные о давлениях гидроразрыва, то в исключительных случаях его можно определить:

P_гр = 0,0083 · H + 0,66 · P_пл, где (2.3)

H – глубина опр-ния давления гидроразрыва, м.

P_пл – пластовое давление на глубине определения давления гидроразрыва, Мпа

Относительное давление гидроразрыва определяется как отношение давления гидроразрыва и давления столба воды на глубине замера,

р'_огр = р_гр/р_в; (2.4)

Пласты считаются совместимыми для бурения, если относительные плотности бурово­го раствора ρ₀, рассчитанные по величинам названных давлений для этих пла­стов удовлетворяют неравенству

ρ_omin ≤ ρ_o ≤ ρ_omax (2.5)

где ρ_omin - минимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по пластовому давлению; ρ_omax - максимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по максимально допустимому давлению в скважине из условий гидроразрыва или экологических требований по предупреждению за­грязнения буровым раствором пластов пресной воды и продуктивных пластов.

ρ_omin = кр'_оп; (2.6)

ρ_omax = к_грр'_огр , (2.7)

где к и к_гр - коэффициенты запаса, учитывающие возможные колебания давле­ния в скважине. Величины к выбрать из табл. 2.1 , а к_гр принять 0,9.

Экологические требования предусматривают ограничение избыточного статического давления бурового раствора на пласты с пресной водой и продук­тивные пласты величиной Δр, значения которой также приведены в табл. 2.1. Тогда

ρ_omaxэ = р'_оп + Δр/р_в (2.8)

Таблица 2.1

Глубина залегания подошвы пласта, м	≤1200	1200÷2500	≥2500
к	1,10÷1,15	1,05÷1,10	1,04÷1,07
Δр, МПа, не более	1,5	2,5	3,5

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилам безопасности.

По формуле

ρ ≥ [ Р_пл + ∆Р + αР_пл / (10³ qL_к)] / (qL_к), (2.9)

где α = 0,35 ÷ 0,5 м/с при роторном способе и электробурении;

L_к - глубина залегания кровли продуктивного пласта

В соответствии с неравенством (2.5) принимается решение о совместимых интервалах бурения. Для облегчения принятия решений необходимо по­строить совмещенные графики от­носительных плотностей бурового раствора. Пример такого графика приведен на рис. 1.1

Из рис. 1.1 следует, что первый и второй интервалы совместимы, т.к. диапазоны плотностей бурового раствора перекрываются, и можно применить общий буровой раствор с плотностью от 1,2 до 1.3. Но первый интервал содержит пресную воду и должен быть перекрыт экологиче­ской колонной – кондуктором 1 (рис. 1.2). Поэтому он выделяется как от­дельный интервал и исключается из сопоставления с последующими ин­тервалами.

Второй и третий интервалы также совместимы, а четвертый ин­тервал не совместим с третьим, т.к. диапазоны плотностей бурового раствора не перекрываются. Второй и третий интервалы также следует перекрыть обсадной колонной 2. Четвертый и пятый интервалы со­вместимы. Так как их общая толщи­на не велика, то их следует пере­крыть хвостовиком 3 (короткой колонной), спускаемой на бурильных трубах, которые после цементирования хво­стовика извлекаются из скважины.

Относительные плотности бурового раствора