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

h, м	96	382	697	1000	1385	2194	2363
Рпл МПа	1,1	4,2	8,5	14,0	18,0	21,5	26,0
h, м	105	368	721	1081	1457	1950	2435
РГР МПа	2,2	7,0	11,9	20,0	25,5	27,3	41,4

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.Н

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)

а совмещенный график наносят точки градиентов пластовых давлений и градиентов давлений гидроразрыва (табл. 6).

Таблица 6

h, м	96	382	697	1000	1385	2194	2203
grad Рпл МПа	0,0115	0,0110	0,0122	0,0140	0,0130	0,0098	0,0110
h, м	105	368	721	1081	1457	1950	2435
grad РГР МПа	0,0210	0,0190	0,0165	0,0185	0,0175	0,0140	0,0170

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

ρ_б.р.7≤ (3,0+Р_пл7)/gh₇= (3,0+26)*10⁶/9,8*2363=1252 кг/м³=1,25 г/см³

grad Рб.р.₇=Рб.р. ₇/h₇=ρ_{б.р. 7}*g*h₇ /h₇=1179*9,8*2203/2203=0,0115 МПа/м

grad Рб.р.₇≤ Рб.р. ₇/h₇=ρ_{б.р. 7}*g*h₇ /h₇=1252*9,8*2203/2203=0,0131 МПа/м

Полученные результаты занесем в табл. 7 и на совмещенный график (на графике область граничных значений промывочной жидкости выделена штриховкой).

Как видно из таблицы 7 и графика (рис.9) буровой раствор с величиной плотности ρ_б.р.=1,36−1,46 г/см³ удовлетворяет условиям бурения пород в интервалах 0−1000 м. Бурение скважины без осложнений в интервале 1000−1200 м (зона «1») возможно, если плотность промывочной жидкости находится в пределах 1,57−1,58 г/см³, при бурении в зоне «2» − 1,18−1,25 г/см³. Но бурение в зоне «2» с такой плотностью промывочной жидкости может привести к выбросу нефти в зоне «1» т.к. величина гидростатического давления столба жидкости ниже пластового давления. Значит, для выполнения условия совместимости в зоне «2», мы должны зону«1» для предупреждения выброса изолировать обсадной колонной. Таким образом, для бурения скважины до проектной глубины с соблюдением условия совместимости необходимо включить в предварительный вариант конструкции скважины кроме направления и кондуктора, также и промежуточную колонну.

Таблица 7

Интервал, м	0−250	250−500	500−1000	1000−1200	2250
ρб.р. мин. доп., г/см3	1,28	1,23	1,36	1,57	1,18
ρб.р. макс. доп., г/см3	2,76	1,52	1,46	1,58	1,25
Grad Рб.р.мин.доп.ρ, МПа/м	0,0126	0,0120	0,0134	0,0154	0,0115
Grad Рб.р.макс.доп.ρ, МПа/м	0,0270	0,0149	0,0143	0,0155	0,0131

6. Глубина спуска промежуточной колонны (установки башмака) принимается на 10−20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий).

В предварительном варианте количество зон крепления соответствует количеству обсадных колонн. Далее конструкция скважины корректируется − если ту или иную зону можно изолировать другим способом, кроме спуска обсадной колонны, и стоимость скважины при этом не возрастет, то соответствующую колонну из конструкции исключают. Затем уточняют глубину спуска кондуктора и промежуточной колонны расчетом.

4.3.2. Глубина спуска кондуктора и промежуточной колонны

Минимальная глубина спуска кондуктора и промежуточной колонны уточняется из условия недопущения разрыва пород под башмаком колонны при закрытом устье во время ликвидации нефтеводопроявления после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов, по формуле:

(16)

где H_K − минимальная глубина спуска, м;

– максимальное пластовое давление продуктивного пласта на глубине , МПа;

– плотность пластового флюида, кг/м³;

grad Ргр – градиент давления гидроразрыва пород в интервале установки последующей колонны (т.е. ниже установки башмака кондуктора или промежуточной колонны), МПа/м.

В случае газопроявления при закрытом устье внутреннее давление рассчитывают по формуле:

(17)

где е^S = (2+S)/(2 – S);

S=10^-4 *ρ*(L−Z);

Р_BZ – внутреннее давление на глубине Z, МПа;

Z – расстояние от устья скважины до рассчитываемого сечения, м;

L – расстояние от устья скважины до проявляющего пласта, м;

ρ – плотность газа по воздуху, ρ=0,6.

Глубина спуска кондуктора и промежуточной колонны определятся:

(18)

где Р_БАШ – давление под башмаком колонны (внутреннее давление), МПа;

gradРгр – градиент гидроразрыва пласта под башмаком, МПа/м.

Башмак обсадной колонны, перекрывающей породы, склонные к текучести, следует устанавливать не менее 10 метров ниже их подошвы или в плотных пропластках (что достаточно для перекрытия зоны интенсивных осыпей, обвалов и прихватов), а также не менее чем на 50 м ниже толщи неустойчивых при протаивании пород.

4.3.3. Глубина спуска эксплуатационной колонны (хвостовика)

Эксплуатационная колонна в зависимости от способа заканчивания скважины спускается либо до кровли продуктивного горизонта, либо до подошвы, либо ниже подошвы. В последнем случае, глубина спуска эксплуатационной колонны учитывает глубину технологического зумпфа, пробуренного глубже подошвы продуктивного пласта на 50 метров.

Задание:

Разрез скважины представлен двумя нефтяными пластами. Кровля верхнего пласта расположена на глубине 1000 м, пластовое давление составляет 14,0 МПа. Нижнего пласта – на глубине 2250 м, при пластовом давлении 26,0 МПа. Градиент давления гидроразрыва пород в интервале установки башмака кондуктора − 0,0165 МПа/м, башмака промежуточной колонны − 0,0175 МПа/м. Определить глубину спуска кондуктора и промежуточной колонны.

Решение:

По формуле (16) определяем минимальную глубину спуска кондуктора:

Нк≥ Рпл−0,01*L*ρ_ф /gradРгр−0,01*ρ_ф=14,0*10⁶−0,01*1000*744/

0,0165*10⁶−0,01*744=848 м

Найденное значение глубины спуска кондуктора соответствует интервалу залегания глинистых пород люлинворской свиты, склонных к обвалообразованию и пластическому течению. Поэтому, глубину спуска кондуктора следует увеличить до 880 м с целью установки его башмака в устойчивые прочные породы (песчаники). Для предупреждения возможных нефтегазоводопроявлений на кондукторе устанавливается противовыбросовое оборудование.

По формуле (16) определяем минимальную глубину спуска промежуточной колонны:

Нк≥Рпл−0,01*L*ρ_ф/gradРгр−0,01*ρ_ф=26,0*10⁶−0,01*2250*744/0,0175*10⁶−0,01*744=1485м

Окончательная глубина спуска колонны корректируется путем анализа представленных данных геологических условий разреза скважины.

Литература:

1. В.П. Овчинников, В.Г. Кузнецов, О.В. Нагарев, Т.А. Ованесянц. Заканчивание скважин.

2. Г.М. Волощук. Бурение нефтяных и газовых скважин.

3. Э.В.Бабаян. Буровые технологии.Сов.Кубань, 2009. – 896 с.