книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

Коэффициент запаса прочности труб принимаем к = 1,5. Ожидаемое давление на устье во время ГПП соответственно с расчетами р,. = 50,8 МПа. ГПП проводят с использованием водопесчаной смеси, Плотность рсм = 1030 кг/м3.

Решение

1. Рассчитаем допустимую глубину спуска труб по формуле (6.34), данные о характеристике труб получаем из табл. (6.5)

Поскольку по условию (6.36) L > 2514 м, то для ГПП приме­ няем одноразмерную колонну неравнопрочных 73-мм НКТ из стали группы прочности М длиной 2514 м.

2. Рассчитываем удлинение труб по формуле (6.37)

Ыт= 50,8-0,003014-2514 = 0,78 м. 2-0,00117-2, 1-105

3. Определим длину труб с учетом их удлинения и длины АП для наиболее низкой насадки, применив формулу (6.38):

Lm = 2514-0,78-0,3-0,5 = 2512,42 м.

Задача 9.

Рассчитать конструкцию НКТ для ГПП скважи­ ны в интервале 2500—2514 м. Наибольшая глубина самого ниж­ него отверстия 2514 м. В распоряжении предприятия имеются 2000 м неравнопрочных 73-мм НКТ из стали группы прочно­ сти К и 2000 м —из стали группы прочности М-80. Коэффи­ циент запаса прочности труб принимаем равным 1,5. Ожидае­ мое давление на устье во время ГПП в соответствии с расчетами примера ру = 50,8 МПа. ГПП проводят с использованием вод­ но-песчаной смеси (рсм - 1030 кг/м3).

Решение 1. Рассчитаем допустимую глубину спуска труб по форму­

ле (6.34)

1000—7 -10-6-50,8-0,003014 1,5.

9,81(9,46- 0,00117-1030)

Запланированная длина труб верхней секции

L, =2514-1296= 1218 м.

В соответствии с (6.35) принимаем

LH = Lt = 1296м.

2. Определяем допустимую глубину спуска труб из стали группы прочности М-80 по уравнению (6.34)

Поскольку LB< Нап — 2514 м, то можно использовать лишь часть труб М-80 для верхней секции: L? — L, = 1888,8 - 1296 —

=592,8 м, а это меньше, чем нужно L„ = 1218 м. Значит, две секции будут иметь длину

I = I, + (I2 - I,) = 1296 + (1888,8 - 1296) = 1888,8 м, что меньше глубины проведения работ.

Таким образом, произвести ГПП с трубами, имеющимися в распоряжении предприятия, невозможно.

Задача 10.

Рассчитать конструкцию НКТ для ГПП сква­ жины в интервале 2500—2514 м. Наибольшая глубина само­ го нижнего отверстия 2514 м. В распоряжении предприятия имеются 2000 м неравнопрочных 73-мм НКТ из стали группы прочности К и 2000 м из стали группы прочности М-80, а так­ же дополнительно 1000 м 73-мм неравнопрочных труб (Р-105). Коэффициент запаса прочности труб принимаем равным 1,5. Ожидаемое давление на устье во время ГПП в соответствии с расчетами примера рг = 50,8 МПа. ГПП проводят с использо­ ванием водно-песчаной смеси плотностью рги = 1030 кг/м3. Не­ обходимо проверить, возможно ли нарастить двухсекционную колонну дополнительными трубами.

Решение

1.Рассчитываем допустимую глубину спуска труб из

стали группы прочности Р-105 по формуле (6.34). Данные о характеристике труб берем из табл. (6.5)

1000 460 -10 6-50,8-0,003014

1,5М J_____________________

9,81(9,46-0,00117 1030)

Поскольку L3 > Нап, мы можем наращивать двухсекцион­ ную колонну труб, принимая во внимание решение задачи 6.9, третьей секцией:

Д= Нт - Z, = 2514-1888,8 = 625,5 м.

2.Уточним конструкцию колонны 73-мм неравнопрочных труб снизу вверх:

Н т = 1296(К ) + 592,8(Л/ - 80) + 625,2(Р -105) = 2514 л*.

452

3.Необходимую длину труб с учетом удлинения, длины АП

имуфты ГК (НКГ) рассчитываем по формуле (6.38) аналогич­

но задаче (8):

Lm =2514-0,78-0,3-0,5 = 2512,42 м.

6.3. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

(Withdrawing of flow of fluid from producer stratum)

6.3.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ

(Determination of allowable drawdown on stratum)

Вызов притока нефти или газа в скважину воз­ можен лишь при условии, если рпл > р, + рДМ1, где рпл — пласто­ вое давление; р, — забойное давление; рдоп — дополнительное давление, необходимое для преодоления сопротивлений, кото­ рые встречает жидкость или газ, перемещаясь к забою сква­ жины. Эти сопротивления создаются природными и искус­ ственными причинами, возникающими в процессе бурения (загрязнение призабойной зоны).

Если в скважине имеется столб жидкости плотностью р и высотой Н, то приведенное выше неравенство можно записать в таком виде;

Пластовое давление — параметр, остающийся без измене­ ния в процессе освоения скважины. Таким образом, чтобы удов­ летворить неравенство, могут изменяться р, Н, рЛ0П.

Допустимое значение депрессии на пласт при вызове при­ тока выбирают с учетом прочности цементной оболочки и оп­ ределяют по формуле

где р„, —давление в продуктивном пласте, МПа; р„, —дав­ ление в водоносном горизонте либо в водно-нефтяном контак­ те (ВНК), МПа; h —высота качественной цементной оболочки между водоносным горизонтом или ВНК и наиболее близким перфорационным каналом, м; а — допустимый градиент дав­ ления на цементную оболочку за обсадной колонной, МПа/м (не более 2,5).

Колебание давления в эксплуатационной колонне зависит от сминающих давлений, заложенных в проекте сооружения скважины, на практике проверяется по данным конструкции эксплуатационной колонны.

453

Допустимая депрессия, исходя из условий устойчивости при­ забойной зоны пласта, обеспечивается при выполнении следу­

где осж —предел прочности породы на сжатие с учетом ее изменения при насыщении породы фильтратом бурового рас­ твора, МПа; р, —вертикальное горное давление, МПа; к —ко­ эффициент бокового распора.

Горное давление определяется средней плотностью верх­ них пород рср с учетом жидкости, содержащейся в них, и глу­ бины залегания пласта:

Коэффициент бокового распора определяют при помощи коэффициента Пуассона v

(6-43)

1 - V

Формула (6.41) —приближенная, точность определения осж невысока, так же как и определение v и Е, поэтому значение де­ прессии целесообразно проверять экспериментально для каж­ дого месторождения.

Значение допустимой депрессии из условия не допустить смыкания трещин (для трещиноватых коллекторов) определя­

где 5 —раскрытие трещин, мм; I — длина трещин, мм; Е — модуль упругости породы пласта, МПа.

Минимальная депрессия на пласт должна также обеспечи­ вать перепад давления, необходимый для преодоления сопро­ тивления движению жидкости в призабойной зоне:

гДе Рлоп = 2 -5 МПа.

Чтобы предотвратить выделение газа в призабойной зоне пласта и его прорыв в ствол скважины, депрессию Ар ограни­

где рнаС; — давление насыщения нефти газом.

454

Известно около 20 технологических процессов вызова при­ тока из пласта. Рассмотрим основные из них.

Методы освоения скважин и вызова притока жидкости или газа из пласта в скважину, которые применяют в промышлен­ ной практике, базируются на трех способах снижения проти­ водавления на пласт: уменьшении плотности жидкости, которая заполняет скважину; снижении уровня жидкости в скважине или забойного давления после предварительного воздействия на продуктивные пласты.

Приток жидкости из пласта начинается тогда, когда давле­ ние столба жидкости в скважине становится меньше пласто­ вого давления, т.е. при создании депрессии на пласт.

6.3.2. ВЫЗОВ ПРИТОКА ПУТЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ЖИДКОСТИ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ

(Withdrawing of flow of fluid by mud displacement in annular space)

Для вызова притока из пласта путем замеще­ ния в эксплуатационной колонне жидкости с большей плот­ ностью на жидкость с меньшей плотностью спускают НКТ в скважину до уровня перфорационных отверстий. В затрубное пространство подают жидкость меньшей плотности насосным агрегатом, вытесняя в колонну НКТ раствор большей плотно­ сти, После того как жидкость с меньшей плотностью достига­ ет забоя и попадает в НКТ, начинает снижаться забойное дав­ ление. Когда давление на забое становится меньше пластового давления, т.е. создается депрессия на пласт, становится возмож­ ным приток жидкости из продуктивного горизонта. Если про­ дуктивный горизонт образован трещинными породами, то за­ мещение жидкостей в скважине проводят в несколько этапов, причем плотность жидкости замещения на каждом последую­ щем этапе меньше, чем на предыдущем.

Максимальное значение давления на устье скважины от­ вечает моменту времени, когда жидкость с меньшей плотно­ стью достигает забоя:

где риж, р1Ж. — плотность соответственно тяжелой и легкой жидкости; Н —длина колонны труб; Ар1П, Арк —потери давления соответственно в затрубном пространстве и в колонне труб.

Значение давления р1Стне должно превышать значения дав­ ления опрессовки эксплуатационной колонны. Это учитывают при определении производительности насосных агрегатов, по­ скольку потери давления Арзп и Арк непосредственно зависят от расхода жидкости в системе циркуляции скважины.

455

Значение пластового давления сравняется со значением дав­ ления на забое при определенном соотношении длины столбов тяжелой и легкой жидкостей в колонне:

где Ь1Ж—высота столба легкой жидкости в скважине; h„— глубина эксплуатационного горизонта, на которой давление равно пластовому.

Объем жидкости, которой необходимо заполнить скважи­ ну, чтобы значение давлений на забое выравнялось, определя­ ют по формуле

где S — площадь сечения межтрубного пространства; SlimK —площадь сечения внутренней полости НКТ.

Если объем легкой жидкости, которой заполняют трубное пространство, будет больше объема, определенного по формуле (6.49), то возникает депрессия на пласт, что может спровоциро­ вать приток пластового флюида. Нагнетание легкой жидкости в скважину прекращают, если скорость выхода жидкости из НКТ на устье возрастает, а давление в межколонном простран­ стве на устье уменьшается, т.е. начинается приток жидкости из продуктивного пласта.

6.3.3. ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ НА ТРЕНИЕ В НКТ

КРУГЛОГО СЕЧЕНИЯ И В МЕЖТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ

(Friction pressure drops in circular tubing and annular space)

Для расчетов технологического процесса осво­ ения скважины необходимо определить потери давления на трение не только в трубах круглого сечения, но и в кольцевом пространстве при движении как ньютоновских, так и неньюто­ новских (вязкопластичных) жидкостей при ламинарном (струк­ турном) и турбулентном режимах.

Эти потери принимают во внимание при расчетах тех­ нологических процессов замещения в скважине жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью, при гидропескоструйной перфорации, гидроразрыве плас­ тов, создании мгновенных депрессий с помощью струйных аппаратов и т.п.

456

Определение потерь давления на трение в НКТ

Для расчета потерь давления при движении бу­ рового раствора используют лабораторные данные определе­ ния пластической вязкости г| и предельного динамического на­ пряжения сдвига т0 либо рассчитывают их по приближенным формулам Филатова

где рр — плотность бурового раствора, кг/м3. Критическую скорость движения раствора в трубе, при ко­

торой проходит замена режима, определяют по формуле

где DT — внутренний диаметр трубы; Q — расход бурово­ го раствора в трубах.

При (л<(лкрсуществует ламинарный режим движения раст­

вора; при со > шкр —турбулентный.

Потери давления во время движения в трубе бурового раст­

где Н — длина колонны труб; рг — коэффициент, завися­ щий от параметра Сен-Венана — Ильюшина.

После определения параметра Sen при помощи графика (рис. 6.4) находят коэффициент Рг.

При турбулентном режиме движения бурового раствора по­

457

Рис. 6.4. Зависимость коэффициента р., от параметра Сен-Веиана - Ильюшина:

1, 2 —круглое и кольцевое сечения соответственно.

где А. — коэффициент гидравлического сопротивления тре­ ния; р„ - плотность воды, кг/м3.

Для определения коэффициента X предварительно рассчи­ тывают число Рейнольдса:

где р* — вязкость воды.

Значение X при числе Рейнольдса Re < 100000 находят по формуле Блазиуса:

Если Re > 100000, то коэффициент гидравлического сопро­ тивления рассчитывают по формуле Кольбрука:

Потери давления при движении бурового раствора и воды одновременно в трубах в условиях ламинарного и турбулент­ ного потоков являются суммой потерь давления во время дви­ жения раствора и воды.

Определение потерь давления на трение в межтрубном пространстве

Средняя фактическая скорость движения жид­

458

Критическая скорость бурового раствора в кольцевом про­

где ReK/) —критическое число Рейнольдса, которое характе­ ризует изменение режима потока бурового раствора.

Критическое число Рейнольдса во время движения буро­

где Не = Re*Sen —параметр Хедстрема.

Параметр Сен-Венана — Ильюшина для кольцевого про­

Фактический параметр Рейнольдса во время движения буро­ вого раствора для кольцевого пространства определяют так:

Л

Если Re < ReKp, то режим течения —ламинарный (структур­ ный), а при Re > ReKp —турбулентный.

Потери давления на трение во время движения бурового

жении воды при Re < 100000 определится по формуле Блази-

459

уса (6.58). Если Re > 100000, то коэффициент находят по фор­ мулам Кольбрука (6.59) либо Филоненко (6.60).

Определение потерь давления на трение в кольцевом пространстве при наличии местных сопротивлений

Потери давления в кольцевом пространстве, обусловленные наличием местных сопротивлений, определя­ ют по формуле

где dM — внешний диаметр муфтовых соединений. Коэффициент гидравлического сопротивления на трение

определяют по ранее приведенным формулам.

6.3.4. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ПРИ ПОМОЩИ ВОЗДУШНОЙ ПОДУШКИ

(Withdrawing of flow of fluid with the help of air cushion)

Вызова притока достигают путём уменьшения уровня жидкости в скважине вследствие использования энер­ гии сжатого воздуха.

Согласно этому методу колонну НКТ опускают до верхних отверстий перфорации, а компрессор и насосный агрегат об­ вязывают с затрубным пространством при помощи устьевого оборудования (рис. 6.5).

В затрубное пространство компрессором нагнетают воз­ дух, вследствие чего образуется воздушная подушка высотой Н. Потом компрессор отключают и при помощи цементировоч­ ного агрегата закачивают в затрубное пространство определен-

460