Приклад розв’язування задачі

1 Визначте та обґрунтуйте параметри промивальної рідини при бурінні у стійких породах на глибині Н=3000 м при пластовому тиску Р_пл=35 МПа.

Розв'язок

Густина: кг/м³.

Умовна в’язкість:

Т=24^.(1210-1270)^.10^-3=(29-31) с.

Статичне напруження зсуву:

θ₁=10^.(1210-1270)^.10^-3=(12,1-12,7) дПа.

θ₁₀=(1,05-1,1)^.(12,1-12,7)=(12,7-14,0) дПа.

Фільтрація:

С_к=2,15-0,68(1270-1200)^.10^-3=2,1%

Ф=20/2,1=9,5см³/30хв. Приймаємо Ф=10 см³/30хв.

Пластична в’язкість:

η=12^. (1210-1270)^.10^-3=(14,5-15,2) мПа^.с.

Динамічне напруження зсуву

τ_о=2^.(14,5-15,2)=29,0-30,4 дПа.

Товщину фільтраційної кірки приймаємо К=2 мм, концентрація іонів водню рН= 9,0, вміст побічних твердих домішок П=2 %.

Задачі для самостійного розв'язування

1. Визначте та обґрунтуйте параметри промивальної рідини при бурінні у стійких породах на глибині Н=2600 м при пластовому тиску Р_пл=55 МПа.

2. Визначте та обґрунтуйте параметри промивальної рідини для розкриття продуктивних горизонтів на глибині Н=3200 м, пластовий тиск Р_пл=32 МПа.

3. В інтервалі від 2400 м до 2500 м, де пластовий тиск Р_пл=28 МПа, можливі обвалювання стінок свердловини і прихоплення бурильної колони. Визначте та обґрунтуйте параметри промивальної рідини.

4. При бурінні в інтервалі 1500-1600 м, де пластовий тиск Р_пл=13 МПа, можливі поглинання промивальної рідини. Визначте та обґрунтуйте параметри промивальної рідини.

Практичне заняття № 3 основи проектування конструкції свердловини

Вибір та обґрунтування конструкції проектної свердловини проводимо за методикою відповідно до вимог. На підставі геолого-технічної інформації формуються вихідні дані. Для полегшення сприйняття процесу проектування скористаємося прикладом, для якого задано такі вихідні дані:

1 Свердловина газова, експлуатаційна, вертикальна.

2 Глибина свердловини .

3 По глибині свердловини задані такі значення тисків:

Глибина, м	200	800	1400	1500	2000	3100	3950	4400
Пластовий тиск, МПа	2,3	8,9	15,2	16,7	21,9	34,4	45,2	52

4 Інформація про можливі ускладнення по розрізу свердловини:

- в інтервалі 0–150 м залягають нестійкі, схильні до обвалів породи;

- в інтервалі 200–1350 м можливі осипи та обвали стінок, звуження ствола свердловини, утворення сальників та часткові поглинання;

- в інтервалі 1500–3920 м залягають породи схильні до утворення жолобів, каверн, виступів, викривлень і звужень ствола свердловини, часткових поглинань та осипів стінок.

5 Продуктивний пласт залягає в інтервалі: 4000–4400 м.

Визначення кількості обсадних колон та глибини їх спуску

Підставою для встановлення кількості обсадних колон та глибин їх спуску служить суміщений графік зміни тисків, який відображає зміну з глибиною коефіцієнта аномальності пластового тиску (К_а) та індексу тиску поглинання (К_п), або індексу тиску гідророзриву порід (К_гр). Коефіцієнт аномальності пластового тиску визначається:

, або , (3.1)

де - пластовий тиск, Па;

- глибина залягання пласта, м;

- градієнт пластового тиску, Па/м.

Індекс тиску поглинання визначається:

, або , (3.2)

де - тиск поглинання, Па;

- градієнт тиску поглинання, Па/м.

Індекс тиску гідророзриву порід знаходимо:

, або , (3.3)

де - тиск гідророзриву порід, Па;

- градієнт тиску гідророзриву порід, Па/м.

У випадку, коли значення тиску гідророзриву порід відсутнє, індекс тиску гідророзриву порід можна визначити за наближеною формулою:

(3.4)

Приклад розрахунку і для інтервалу 0–200 м:

.

Аналогічно обчислюємо коефіцієнт аномальності та індекс тиску поглинання для інших інтервалів, а результати розрахунків зводимо в табл. 3.1.

Таблиця 3.1 – Значення коефіцієнта аномальності та індексу тиску поглинання залежно від глибини свердловини

Глибина, м	200	800	1400	1500	2000	3100	3950	4400
Коефіцієнт ано-мальності, Kа	1,17	1,13	1,11	1,13	1,12	1,13	1,17	1,2
Індекс тиску поглинання, Kп	1,6	1,58	1,56	1,58	1,57	1,58	1,6	1,62

За результатами розрахунків (табл. 3.1) будуємо суміщений графік зміни тисків (рис. 3.1).

На побудованому графіку виділяємо зони з несумісними умовами буріння. Оскільки, зони з несумісними умовами буріння відсутні, то в першому варіанті передбачаємо спуск однієї колони. Визначимо відносну густину промивальної рідини для кожного інтервалу, згідно з вимогами за формулою:

.

Аналогічно визначаємо відносну густину для інших інтервалів, а результати заносимо у таблицю 3.2.

Таблиця 3.2 – Результати розрахунку відносної густини

Глибина, м	200	800	1200	1400	1500	2000	2500	3100	3950	4400
Значення 0, 103кг/м3	1,29÷1,34	1,24÷1,3	1,22÷1,28	1,16÷1,22	1,18÷1,24	1,18÷1,23	1,18÷1,24	1,17÷1,2	1,22÷1,25	1,25÷ 1,28

Отже, врахувавши відносну густину і проаналізувавши геолого-технічні умови буріння, можливі аварії по розрізу свердловини та практику виконання бурових робіт в даних умовах проектуємо три обсадних колони.

Рисунок 3.1 – Суміщений графік зміни тисків

Першу проміжну колону проектуємо спустити на глибину 1400 м, другу проміжну – на глибину 3950 м, експлуатаційну колону – до проектної глибини. Крім цього проектуємо спуск кондуктора на глибину 150 м та направлення на глибину 5 м.

Обґрунтовуємо призначення кожної з обсадних колон:

- направлення призначене для запобігання розмиву устя свердловини промивальною рідиною і задавання напрямку руху рідини на очисні пристрої;

- кондуктор призначений для перекриття нестійких, схильних до обвалів порід;

- перша проміжна колона призначена для перекриття відкладів крейди, юри та тріасу, схильних до обвалів, осипань, звужень ствола свердловини, утворення сальників та часткових поглинань, а також для герметизації устя свердловини противикидним обладнанням;

- друга проміжна колона призначена для перекриття відкладів нижньої пермі, верхнього та частини середнього карбону, схильних до утворення жолобів, каверн, виступів, течії порід, викривлень і звужень ствола свердловини, часткових поглинань та осипань, а також для герметизації устя свердловини противикидним обладнанням та створення безпечних умов при розкритті нижчележачих газоносних горизонтів;

- експлуатаційна колона призначена для забезпечення герметичної ізоляції порожнини свердловини від всієї товщі пробурених порід, надійного розмежування всіх проникних порід, довготривалої експлуатації свердловини, розміщення підземного обладнання, встановлення обладнання для герметизації устя, а також є каналом для транспортування з продуктивного пласта газу на денну поверхню.