2.2 Выбор и обоснование конструкции скважины

Конструкция скважины представляет собой систему крепления ствола скважины колоннами обсадных труб, обеспечивающая достижение скважиной проектной глубины, возможность ее исследования, изоляцию проницаемых горизонтов, осуществление запроектированных режимов эксплуатации и максимальное использование пластовой энергии при добыче нефти и газа. От правильного построения конструкции скважины зависит процесс бурения и непосредственно разработки месторождения. Для ее построения строится совмещенный график пластовых давлений, который состоит из значений коэффициента аномальности, индекса давления поглощения и относительной плотности промывочной жидкости.

Под коэффициентом аномальности понимают отношение пластового давления к гидростатическому давлению столба жидкости (пресной воды) высотой от устья скважины до рассматриваемой точки пласта.

(Формула 1)

где Р_пл – пластовое давление на глубине h;

Р_г.ст – условное гидростатическое давление (давление пресной воды);

ρ – плотность воды (ρ_в.=1000 кг/м³);

g – ускорение свободного падения (в расчетах примем равным g=10 м/с²);

h – расстояние от устья до рассматриваемой точки.

Для определения значения коэффициента аномальности необходимо рассчитать пластовое давления по каждому интервалу скважины.

P_пл=P_г.пл*h (Формула 2)

где P_г.пл – градиент пластового давления в интервале

h – расстояние от устья до рассматриваемой точки.

Расчет пластового давления:

1. P_пл1=200м*0,093*10⁵Па/м=18,6*10⁵Па

2. P_пл2=770м*0,112*10⁵Па/м=86,24*10⁵Па

3. P_пл3=2770м*0,116*10⁵Па/м=321,32*10⁵Па

4. P_пл4=3480м*0,114*10⁵Па/м=396,72*10⁵Па

5. P_пл5=3630м*0,114*10⁵Па/м=413,82*10⁵Па

6. P_пл6=3980м*0,114*10⁵Па/м=453,72*10⁵Па

7. P_пл7=4630м*0,149*10⁵Па/м=689,87*10⁵Па

8. P_пл8=4680м*0,110*10⁵Па/м=514,8*10⁵Па

9. P_пл9=4725м*0,107*10⁵Па/м=505,575*10⁵Па

10. P_пл10=5180м*0,101*10⁵Па/м=523,18*10⁵Па

Расчет коэффициента аномальности:

1. К_а1 =18,6*10⁵Па/1000кг/м³*10*200=0,93

2. К_а2 =86,24*10⁵Па/1000кг/м³*10*770=1,12

3. К_а3 =321,32*10⁵Па/1000кг/м³*10*2770=1,16

4. К_а4 =396,72*10⁵Па/1000кг/м³*10*3480=1,14

5. К_а5 =413,82*10⁵Па/1000кг/м³*10*3630=1,14

6. К_а6 =453,72*10⁵Па/1000кг/м³*10*3980=1,14

7. К_а7 =689,87*10⁵Па/1000кг/м³*10*4630=1,49

8. К_а8 =514,8*10⁵Па/1000кг/м³*10*4680=1,10

9. К_а9 =505,575*10⁵Па/1000кг/м³*10*4725=1,07

10. К_а10 =523,18*10⁵Па/1000кг/м³*10*5180=1,01

Давление поглощения p_погл - давление в скважине, при котором начинается утечка бурового раствора по искусственным трещинам, образующимся в результате гидроразрыва связной породы, либо по естественным каналам в трещиноватых и закарстованных породах. Принимается по фактическим данным или по опытным нагнетаниям (подача 1-2 л/с).

P_погл= (0.75÷0,95)р_гр (Формула 2)

где р_гр – давление гидроразрыва пласта

Давление гидроразрыва пород определяется по формуле:

р_гр=h* р_ггр (Формула 3)

где _ггр – градиент давления гидроразрыва пласта

Индекс давления поглощения определяется по следующей формуле:

К_п=(0.75÷0,95)р_гр/ =0,85* h* р_ггр/ (Формула 3)

Расчет индекса давления поглощения:

1. К_п =0,160*10⁵Па/м* 0,85/1000кг/м³*10Н/м=1,36

2. К_п =0,182*10⁵Па/м* 0,85/1000кг/м³*10Н/м=1,55

3. К_п =0,183*10⁵Па/м* 0,85/1000кг/м³*10Н/м=1,56

4. К_п =0,184*10⁵Па/м* 0,85/1000кг/м³*10Н/м=1,564

5. К_п =0,184*10⁵Па/м* 0,85/1000кг/м³*10Н/м=1,564

6. К_п =0,184*10⁵Па/м* 0,85/1000кг/м³*10Н/м=1,564

7. К_п =0,186*10⁵Па/м* 0,85/1000кг/м³*10Н/м=1,581

8. К_п =0,186*10⁵Па/м* 0,85/1000кг/м³*10Н/м=1,581

9. К_п =0,187*10⁵Па/м* 0,85/1000кг/м³*10Н/м=1,59

10. К_п =0,189*10⁵Па/м* 0,85/1000кг/м³*10Н/м=1,61

Под относительной плотностью понимают отношение плотности бурового раствора понимают отношение плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды:

₀=к_р*к_а (Формула 4)

Таблица

Значения коэффициента резерва

Глубина, м	0-1200	1200-2500	›2500
Коэффициент резерва Кр	1,1÷1,15	1,05÷1,1	1,04÷1,07

Расчет относительной плотности промывочной жидкости:

1. ₀=к_р1*к_а1=1,1÷1,15*0,93=1,023÷1,0695 г/см³

2. ₀= 1,1÷1,15*1,12=1,232÷1,288 г/см³

3. ₀= 1,04÷1,07*1,16=1,2064÷1,2412 г/см³

4. ₀= 1,04÷1,07*1,14=1,1856÷1,2198 г/см³

5. ₀= 1,04÷1,07*1,14=1,1856÷1,2198 г/см³

6. ₀= 1,04÷1,07*1,14=1,1856÷1,2198 г/см³

7. ₀= 1,04÷1,07*1,49=1,5496÷1,5743 г/см³

8. ₀= 1,04÷1,07*1,10=1,144÷1,177 г/см³

9. ₀= 1,04÷1,07*1,07=1,1128÷1,1449 г/см³

10. ₀= 1,04÷1,07*1,01=1,0504÷1,0807 г/см³

Обоснование графика совмещенных давлении

По совмещенному графику пластовых давлений можно заметить, что в основном пласты совместимы, т.е. бурение нижележащих не вызовет каких-либо осложнений в вышележащих. Но не стоит забывать опыт ранее пробуренных скважин. Опытным путем, по данным ранее пробуренных скважин в этом разрезе все указывает на то, что интервал с глубины 200 м до отметки 4680 м рекомендуется применять раствор более высокой плотностью, а именно в пределах 1,5496-1,5743 г/см³, что было мной определено в выше указанных расчетах, как рекомендуемый в интервалах 4630-4680 м, хотя на самом деле этот же раствор применим в вышележащих пластах. Как уже видно на графике бурение в нижележащем интервале 4680-4725 м может вызвать осложнения в вышелещажих интервалах. Для предотвращения такого случая будет спущена еще одна промежуточная колонна от устья до глубины 4680 м. Также будет спущен хвостовик, в интервале 3930-5245 м для предотвращения осложнений в наиболее опасном участке иреньских отложений и для укрепления наклонного участка скважины. После него будет спущен второй хвостовик, который будет выполнять роль эксплуатационной колонны в интервале 4950-6479. Таким образом, конструкция будет состоят из направляющей колонны, кондуктора, одной промежуточной колонны и двух хвостовиков.

H₁=p₁/(Δp₂-Δp₁)

Где p₁ – ожидаемое давление на устье скважины; Δp₁ – ожидаемое значение градиента гидростатического давления газированного бурового раствора в случае газопроявления в процессе бурения под очередную промежуточную колонну; Δp₂ – минимальное значение градиента давления разрыва пласта для интервала ниже башмака кондуктора.

Δp₂=0,186*10⁵Па

Δp₁=0,0746*10⁵Па

p₁=5*10⁵Па

H₁=22,28*10⁵Па /(0,186*10⁵Па/м -0,0746*10⁵Па/м)=192,3 м

Конструкция скважины проектируется снизу-вверх, и начинается с подбора эксплуатационной колонны. По ниже приведенной табилце 2.2 учитывая то, что скважина является разведочной и данные о предпологаемом дебите скважины, которые говорят о значении в 1300 т/сут, для достижения максимального использования пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе разработки, эксплуатационная колонна принимается димаметром 178 мм.

Таблица 2.2

Рекомендуемые условные диаметры эксплуатационной колонны

Диаметры эксплуатационной колонны (мм) при ожидаемом дебите
нефти, т/сут.					газа, тыс.м3 /сут.
до 40	до 100	до 150	до 300	более 300	до 75	до 250	До 500	до 1000	до 5000
114	127- 140	146	168- 178	178- 194	114	114- 140	146- 178	178- 219	219- 273

Затем зная диаметр ее муфты данной обсадной трубы, как самой широкой ее части, из ниже приведенной таблицы 2.3,

Таблица 2.3