Заканчивание скважин на примере ООО "Лукойл-Бурение" (стр. 2 из 7)

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по графику не совмещенности давлений, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины.

(1)

где Р_ПЛ- пластовое давление;

Р_ПЛ = gradР_ПЛ×Z; (2)

r_В-плотность воды;

Н_i- текущая глубина скважины.

Коэффициент поглощения К_п рассчитывается по формуле Итона:

(3)

где m- коэффициент Пуассона;

К_г-индекс геостатического давления.

К_г рассчитывается по формулам (1) и (2).

Результаты расчетов приведены в табл. 7.

Таблица №7

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Р_ПЛ, МПа		Р_ПОГЛ, МПа		К_а		m		К_п
	Интервал, м		Р_ПЛ, МПа		Р_ПОГЛ, МПа		К_а		m		К_п		От	До	От	До	От	До	От	До	От	До	От	До
	Q + N	0	100	0	1	0	1,74	1,02	1,02	0,45	0,45	1,77	От	До	От	До	От	До	От	До	От	До	От	До	1,77
	P₃trt	100	180	1	1,8	1,74	3,13	1,02	1,02	0,45	0,45	1,77	1,77
P₃nm	180	250	1,8	2,5	3,13	4,34	1,02	1,02	0,45	0,45	1,77	1,77
P₃atl	250	296	2,5	2,96	4,34	5,05	1,02	1,02	0,44	0,44	1,74	1,74
P_2-3tv	296	430	2,96	4,3	5,05	7,22	1,02	1,02	0,43	0,43	1,71	1,71
P₂llv	430	670	4,3	6,7	7,22	11,55	1,02	1,02	0,42	0,42	1,76	1,76
P₁tl	670	750	6,7	7,5	11,55	12,35	1,02	1,02	0,37	0,37	1,68	1,68
K₂gn	750	875	7,5	8,75	12,35	14,17	1,02	1,02	0,36	0,36	1,65	1,65
K₂br	875	1020	8,75	10,2	14,17	16,25	1,02	1,02	0,34	0,34	1,62	1,62
K₂kz	1020	1050	10,2	10,5	16,25	16,71	1,02	1,02	0,33	0,33	1,62	1,62
K_1-2pkr	1050	1850	10,5	18,5	16,71	30,35	1,02	1,02	0,33	0,33	1,67	1,67
K₁alm	1850	1950	18,5	19,5	30,35	30,37	1,02	1,02	0,3	0,3	1,59	1,59
K₁vrt	1950	2340	19,5	23,4	30,37	36,45	1,02	1,02	0,3	0,3	1,59	1,59
K₁mg	2340	2570	23,4	25,7	36,45	40,03	1,02	1,02	0,3	0,3	1,59	1,59

По результатам расчетов строится совмещенный график безразмерных давлений.

Рис 1. График безразмерных давлений.

Как видно из рис. 1. интервалов, несовместимых по условиям бурения в разрезе скважины нет.

Построим график распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Для построения воспользуемся значениями Р_ПОГЛ из

(4)

где r_Н– плотность пластовой нефти, r_Н=790 кг/м³;

Р_ПЛ – пластовое давление, Р_ПЛ=25 МПа.

Подставим значения z в выражение (4), и получим две точки для построения графика:

1. z=2535 м:

;

2. z=0 м:

То есть при заполнении скважины пластовым флюидом она будет до определенного уровня заполнена нефтью, найдем этот уровень подставив значение Р_НАС в выражение (4) получим:

(от забоя) (5)

Скважина до глубины L_Н=823,8 м заполнена нефтью, а выше свободным газом. Пересчитаем давление на устье по формуле:

(6)

где Р_ПЛ - пластовое давление, в данном случае Р_ПЛ = Р_НАС=11,6 МПа;

s - эмпирический коэффициент.

Коэффициент s рассчитывается по формуле:

(7)

где

- относительная плотность попутного газа по воздуху,

;

L – глубина скважины, в данном случае L=L_Н=823,8 м;

z – расчетная глубина, при пересчете на устье z=0 м.

Рис.2. График распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом.

Согласно рис. 2 достаточно двух обсадных колонн, такая конструкция обеспечит достаточную надежность и минимальную стоимость скважины.

Верхние неустойчивые отложения перекроем путем спуска кондуктора до глубины 750 м . При данной глубине спуска, обеспечивается экологическая безопасность на случай нефтегазопроявлениия с 5 % запасом по давлению (k_КОНД).

Далее ствол обсаживается эксплуатационной колонной до глубины 2575 м (на 5 м ниже подошвы Мегионской свиты).

Как правило, заказчик (ТПП «Когалымнефтегаз») требует обсаживать скважину эксплуатационной колонной с наружным диаметром 146 мм. Исходя из этого условия, рассчитаем диаметры долот для бурения скважины, а также диаметр кондуктора.

Диаметр долота

для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:

(8)

где

-диаметр муфт эксплуатационной колонны,

=166 мм;

d-зазор между муфтой и стенкой скважины d=5-40 мм.

Определим внутренний диаметр промежуточной колонны

(кондуктора)по формуле:

(9)

где d-зазор между долотом и стенкой кондуктора, d=3-5 мм.

То есть, для крепления верхних неустойчивых отложений (кондуктора) допускается применение труб диаметром 244,5 мм и толщиной стенки 8,9-10 мм.

Диаметр долота для бурения под кондуктор рассчитывается по формуле аналогичной формуле (4)

Определим глубину спуска кондуктора по стволу (длину кондуктора):

aa (10)

где l₁, l₂, h₁, h₂ –длины по стволу и глубины по вертикали соответствующих участков профиля; a=16,84 -максимальный зенитный угол (на участке стабилизации)

l₁=90; l₂=147;h₁=90;h₂=144,7;

h_конд- глубина спуска кондуктора по вертикали, h_конд=750 м.

В кондукторе используем обсадные трубы с треугольной резьбой 244,5´8,9-Д-ГОСТ-623-80. Практика показывает, что данные обсадные трубы выдерживают необходимые нагрузки.

Принимаем, что башмак эксплуатационной колонны будет спущен на глубину, 2565 м (10 м до забоя скважины). Тогда длина эксплуатационной колонны будет

3. РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Расчёт наружных давлений

До затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

После затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2205 м:

где r_ПОР- плотность поровой жидкости цементного камня;

z=2575 м: