книги / Технология бурения наклонно направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали
..pdfна спуска кондуктора и технической колонны корректируется по ре зультатам проверки на герметичность крепи при закрытии превен тора во время ликвидации газонефтеводопроявления скважины [33]. При этом давление под башмаком колонны должно быть меньше, чем давление гидроразрыва.
3.2.1.Расчет глубины спуска кондуктора
Условие недопущения гидроразрыва пород на глубине спуска кондуктора # к записывается в виде:
(3 .1)
Кб
где Рг/р- давление гидроразрыва породы (МПа) на глубине Нк (м); Кб - коэффициент безопасности, равный 1,05..Л, 10 [4]; Рык~ внут реннее давление в кондукторе (МПа) на глубине Я» при проявлении скважины и закрытии превентора.
РГ1р определяется по формуле:
Рг1р = Г г1р -Нк, |
(3.2) |
где Гг/р- градиент давления гидроразрыва пласта (МПа/м). Значение Гг/р по стратиграфическому разрезу скважины приводится в геоло гической части рабочего проекта на строительство скважины. Рас четное значение Рг/р приводится в табл. 3.1 совмещенного графика давлений.
При расчете Як чаще всего принимается условие, что скважина проявляет пластовым флюидом с глубины Z при бурении интервала ствола под спуск следующей колонны, согласно конструкции сква жины. Давление Д /к определяется по формуле [33]:
^в/к = Az = Лгл/пр " O.OI^HP - 2')ргш/ж |
(3.3) |
где Рпл/пР; Япл/npj рпр/ж - пластовое давление; глубина по вертикали проявляющего пласта; плотность жидкости (проявляющего флюида). Согласно [34] при проявлении скважины допускается уменьшение плотности бурового раствора рвфдо Рпр/Ж= 0,6 ре/p. Давление на устье скважины при закрытом превенторе Ру определяется по формуле (3.3) при Z = 0.
41
P BZ=0 ~ Р у ~ ^пл/пр 0 ,0 1 р плЛк * -^пл/пр* v - v
Давление опрессовки колонны ЛлР = 1ДЛ [33].
При Z = Як, PtZ = Як - давление в кондукторе у башмака колон
ны Д* записывается в виде: |
|
|
|
P&z=Hx -Рцх = ^плУпр ” 0lPnp/ж (^пл/пр ~ Нк) ■ |
(3.5) |
||
Подставляя (3.2; 3.5) в (3.1) и решая относительно Як> получим: |
|||
Яб(^пд/пр 0>МРпр/ж ‘ Япл/пр) |
КбРу |
.(3.6) |
|
Г г/Р~0,01ЯбРпрЛк |
Г г/р- 0,01рпрЛк • К б |
||
|
|||
3.2.2.Расчетдавления опрессовки цементного кольца кондуктора
Давление на устье скважины при опрессовке цементного кам ня Лир определяется по формуле [34]:
Я2Лог-0,01ропрЛ|СЯк^?олр^Я1Р»(2= я . ) - 0»01Роп^ ‘Як <3*7)
где Лог - давление начала поглощения раствора в пласт, МПа; р0пр/ж- плотность опрессовочной жидкости, г/см3; Л , К2 - коэффициенты безопасности. Согласно [34] Л = 1,05; К2 = 0,95.
Примеррасчета правильности выбора глубины спуска кондук тора 0 473,1 мм по совмещенному графику давлений. Определение давления опрессовки цементного камня за кондуктором.
Исходные данные для расчета (табл. 3.1): Глубина спуска кондук тора по вертикали Я* = 700 м. Давление гидроразрыва пород в зоне башмака колонны Л/р = 11,16 МПа (Гг/р= 0,01594 МПА/м). Скважи на проявляет флюидом с глубины 1300 м по вертикали. Пластовое давление проявляющего пласта Лр/пл =14,56 МПа, средняя плотность проявляющей жидкости р„р/ж = 0,90 г/см3. Плотность опрессовочной - 1,15 г/см3. Расчет величины Як ведется в следующей последова тельности:
- по формуле (3.4) находится давление Ру на устье скважины при закрытом превенторе:
Ру = 14,56-0,01-0,90.1300 = 14,56-11,70 = 2,86 МПа
42
Л,„р= 1,1 -2,86 = 3,146 МПа
Так как Ропр<P "f = 7,0 МПа, то Ропрпринимается равной 7,0 МПа.
Здесь / >в‘|'|з6 - минимальное внутреннее избыточное давление при ис
пытании обсадной колонны диаметром 4731 мм на герметичность [33]. - по формуле (3.5) находится давление Лк в скважине на глу
бине Як
Л к = 14,56 - 0,01 • 0,90(1300 - 700) = 14,56 - 5,40 = 9,16 МПа.
По формуле (3.4) имеем: К ’ =Т о Г = 10,63 МПа.
Так как Лк = 9,16 МПа < Р^ = 10,64 МПа, то гидроразрыва пород
в зоне башмака кондуктора не произойдет, следовательно глубина спуска кондуктора выбрана правильно.
Давление опрессовки цементного камня определяется по форму ле (3.7), принимая, что
Лог = Л/р
Р*р = 0,95 11,16-0,01-1,15-700 = 10,6-8,05 =
=2,55 МПа > Р опр >1,05-9,16-8,05 = 1,568 МПа.
Глубина спуска кондуктора Як определяется по формуле (3.6). При этом давление на устье при опрессовке принимается равной
Р:;расч = 3,146 + 1,0 = 4,146 МПа
1,05-4,146 |
4,353 |
= 670,7 м. |
Я к = -------------------------------- |
= — ------- |
|
0,01594-0,01-0,9-1,05 |
0,00649 |
|
Принимаем Як = 700 м.
3.3.Расчет глубины спуска промежуточной обсадной колонны 0 339,7 мм
Исходные данные: Глубина спуска обсадной колонны по верти кали НЫк= 1300 м (определена по графику совмещенных давлений). Глубина по вертикали проявляющего пласта Я ^ л = 2400 м; давление гидроразрыва пласта на глубине Нык= 1300 м равно Рг/р = 21,71 МПа.
43
(Ггр=0,0167 МПА/м). Пластовое давление проявляющего пласта Р ^ т = = 26,0 МПа. Плотность опрессовочной жидкости ропр/ж =1,15 г/см3.
Рассматриваются два случая: при проявлении пласта газонефтя ной смесью и при проявлении пласта газом. Оценивается правиль ность выбора НЫк = 1300 м с целью недопущения гидроразрыва пла ста под башмаком обсадной колонны при проявлении скважины и закрытии превентора.
а) При проявлении пласта газонефтяной смесью т. е. при частич ной замене бурового раствора газом внутреннее давление в скважи не, при закрытом устье, в зоне башмака колонны определяется по формуле [33] при условии HT< z< Яок
=Р |
—0,01р (н , |
-И , |
(3.8) |
|
л ъ £ По/ж л |
прпл |
к пр/>к\ пр/пл |
/ ’ |
v |
где Рпр/ж - плотность газонефтяной смеси, принимается равной 0,70 г/см3; Яг- высота столба газа внутри скважины. Согласно [33] Нг принимается равной Яг = (0,5 - 1,0)Япр/пл. Примем Яг = Нпр/пл • 0,5 = = 1200 м, z = Я0к = 1300 м. Тогда по формуле (3.8) имеем:
PbZ(HoK) = 26,0 - 0,01 • 0,7(2400 -1300) = 18,3 МПа.
Так как |
= 20,67 МПа >РК = 18,3, то гидроразрыва |
л б |
1,05 |
пород не произойдет.
Давление на устье скважины определяется по формуле 3.8 при Z = 0.
Ру =Рпр/пл-0,01рп^ . Я пр/пл =26,0-0,01-0,7.2400 = 9,2 МПа.
Давление опрессовки колонны на герметичность равно: Ропр = = 1,1-9,2 =10,12 МПа.
Так как расчетное давление Ропр = 10,12 МПа больше, чем мини мальное избыточное внутреннее давление при испытании обсадной колонны диаметром 339,7 мм равное 8,0 МПа [33], то принимаем Ропр = 10,12 МПа.
Давление опрессовки цементного камня за колонной Р^* по фор муле (3.7) составит:
44
0,95 • 21,71 -0,01 • 1,15 • 1300 =
= 5,67 МПа > P jJ > 1,05 • 18,3 - 0,01 - 1,15 - 1300 = 4,26 МПа.
Принимаем наибольшее из двух расчетных значений
Р * =5,67 МПа.
Результаты расчета представлены в табл. 3.2.
При известном значении величины давления насыщения нефти растворенным газом Р„жи плотности нефти в пластовых условиях р„ высота столба газа в колонне Ягопределяется по формуле [33]:
|
|
р |
_ р |
Z J |
_ и |
пл/пр |
нас |
Г |
пр/пл |
0J 0 1 . P H |
|
а внутреннее давление в скважине на глубине спуска колонны H JK находится по формуле [33]
|
Лл/„р-0,01-Р11(Я пр/пл- Я г) |
|
■*ВН/Я0К ~ |
s |
» |
где s = 10-4 у(Я г - Н Ык); у - относительная плотность газа по воз
духу.
б) При проявлении скважины с глубины 2400 м газом т. е. в случае замены бурового раствора газом и закрытии превентора, дав ление Ръвнутри колонны в зоне башмака Яок = 1300 м определяется по формуле [33]:
_ Р пр/пл |
(3.9) |
|
Р в//ок=1300 — |
1 |
|
где * = Ю-уСя ^ ш, - Я » ) = 10- • 0,65(2400-1300) = 0,0715.
е‘ =1,074; ^ „ = ^ |
= 24,2МПа. |
45
o\ |
Таблица 3.2 |
Результаты расчета на герметичность крепи в зоне башмака кондуктора и 1-й промежуточной колонны
Кондуктор
1-я проме жуточная колонна
|
|
|
|
|
Характеристика проявляю |
Плотность |
Расчетное |
Давление |
|||
|
|
|
|
|
|
щего пласта |
флюида, г/смэ |
давление, |
опрессов |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
(относительная |
МПа |
ки цемент |
|
|
По |
По |
Пла |
Гидро |
Глуби |
Пласто Тип прояв |
плотность газа |
На |
Взоне |
ного кам |
|
|
по воздуху) |
ня, МПа |
|||||||||
|
вер |
ство |
стовое |
разры |
на по |
воедав |
ляющего |
|
устье башма |
|
|
|
тика |
лу |
|
ва |
верти |
ление, |
агента |
|
|
ка ко |
|
|
ли |
|
|
|
кали, м |
МПа |
|
|
|
лонны |
|
473,1 |
700,0 |
742,7 |
7,35 |
11,16 |
1300 |
14,56 |
Разгазирован |
0,85 |
3,51 |
9,46 |
2,90 |
ный буровой |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
раствор |
|
|
|
|
339,7 |
1300 |
2853,1 |
14,56 |
21,71 |
2400 |
26,0 |
Газонефтяная |
0,70 |
9,2 |
18,3 |
6,32 |
|
|
|
|
|
|
|
смесь |
|
|
|
|
339,7 |
1300 |
2853,1 |
15,21 |
27,71 |
2400 |
26,0 |
Газ |
у =0,65 |
22,24 |
24,2 |
- |
П р и м е ч а н и е : Давление гидроразрыва пород на глубине 2400 м по вертикали - 39,69 МПа.
Давление на устье скважины составит:
Р Л . О= |
= 22,24 М Па; Р0„р = 1,1 • 22,24 = 24,46 МПа |
s = |
КГ1-0,65-2400 = 0,156; е‘ = 1,169. |
Так как /*виЛж = 24,2МПа больше, чем Рт/рна глубине 1300 м рав ное 21,71 МПа, то гидроразрыв в зоне башмака технической колон ны диаметром 339,7 мм может произойти. Следовательно, необходи мо определить новую, большую глубину спуска колонны. Искомая глубина #о/к определяется расчетным путем. Однако удобно опреде лить Яо/к графическим путем (рис. 3.2). Следует отметить, что в стра тиграфическом разрезе скважины отсутствуют газовые пласты (см. совмещенный график давлений), поэтому глубину спуска колонны Яо/к примем равной 1300 м, как это было определено из условия, что пласт с глубины 2400 м проявляет газонефтяной смесью. Ниже при водится методика определения Я0/к - кондуктора и промежуточной
47
колонны графическим путем. На рис. 3.2 по оси абсцисс откладыва ется давление (МПа), по оси ординат - глубина скважины по верти кали. Реперными линиями являются глубины спуска колонн - 700 м и 1300 м, найденные по совмещенному графику. Линия AtBi характе ризует изменение давления внутри скважины, при проявлении флюи дов с глубины 1300 м. Точка М| соответствует давлению, равному 9,46 МПа в зоне башмака кондуктора на глубине 700 м. Линия EF со ответствует изменению давления гидроразрыва пласта в интервале от проектной глубины скважины - 2400 м до глубины - 600 м. На глубине 700 м точка М2 Л /Р = 11,16 МПа. Разница давлений АР, = = 1,7 МПа, позволяет с коэффициентом безопасности К^= 1,18 обе спечить недопущение гидроразрыва пласта на глубине 700 м при про явлении скважины пластовым флюидом. Следовательно глубина спу ска кондуктора 0 473 мм выбрана правильно.
Проверка глубины спуска промежуточной колонны 0 339,7 мм на глубину 1300 м. Линия А2В2 - изменение давления в скважине при проявлении нефтегазовой с глубины 2400 м. На глубине 1300 м - внутреннее давление (точка Мз) равно 18,3 МПа, а давление гидро разрыва пласта-21,71 МПа (точкам») при АР2= 3,41 МПа с = 1,19 обеспечивается безопасность от гидроразрыва пород в зоне башма ка промежуточной колонны. Если принять, что скважины с глубины 2400 м проявляет чистым газом, то внутреннее давление в скважине на глубине 1300 м равно 24,2 МПа, (точка Ms), а давление гидрораз рыва пласта PTip= 21,71 МПа (точка М4). Разность давлений АР2 - отрицательная и равна АР2= —2,49 МПа, следовательно, произойдет гидроразрыв пласта. Принимается решение об увеличении глубины спуска обсадной колонны. С помощью графика находится точка М7 (давление гизроразрыва) и соответствующая ей точка Мб, где Кб =
= 1,05. Этим условиям удовлетворяет глубина скважины |
= 1500 м |
(рис. 3.2). |
|
Отметим, что при разбуривании морских нефтегазовых месторо ждений из-за опасения возникновения непрогнозируемого газопро явления скважины при вхождении в зону локальных газовых «ло вушек» в конструкциях скважин предусматриваются более прочные обсадные колонны (по маркам стали и толщине стенок труб). При этом все обсадные колонны, кроме эксплуатационной, проверяются на герметичность цементного камня в зоне башмака из расчета пол ной замены бурового раствора в скважине газом.
48
3.4. Определение высоты подъема цемента за обсадной колонной
Высота подъема цемента за обсадной колонной (ВПЦ) является важнейшим элементом, характеризующим конструкцию скважины. В соответствии с требованиями [4] высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивного пласта в нефтяной скважине составляет не менее 150 м, над кровлей газоносного пласта - 500 м. Потайные колонны (хвостовики) цементируются на всю длину. Од нако это требование не всегда осуществимо при строительстве НСБО. Например, в газовой скважине с большим отклонением забоя от вер тикали в условиях, когда толщина пласта достигает нескольких сот метров, если принять ВПЦ над кровлей пласта равной, например, 500 м (длина по вертикали), то длина интервала цементирования по стволу при зенитном угле на всем интервале установки колонны, равном порядка 75-80°, составит 1,93-2,88 тысячи метров. Эго в про цессе цементирования колонны может привести к гидроразрыву пла ста (см. п. 7). В связи с изложенным считаем, что величину ВПЦ сле дует принимать не по высоте, а по длине ствола скважины. Общая ВПЦ определяется из условия недопущения гидроразрыва пласта и обеспечения минимального значения репрессии на продуктивный пласт. В НСБО, особенно в газовой скважине с целью предупрежде ния затрубного проявления рекомендуется над цементным раство ром устанавливать пакер (один или два), а при невозможности подъе ма цементного раствора на всю длину колонны использовать тампо нажные растворы различной плотности. При этом столб облегченно го цементного раствора следует установить между столбом цемент ного раствора нормальной плотности (1,85...1,90 г/см3). При строи тельстве скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНЦЦ) часто применяется двухступенчатое цементирование обсад ных колонн с использованием муфты ступенчатого цементирования (МСЦ). В отдельных случаях возникает необходимость изменения конструкции скважины путем сокращения интервала ствола между башмаками колонн, спуска дополнительной колонны. В геологически нормальных условиях строительства скважины при спуске сплошных обсадных колонн допускается обеспечение ВПЦ не на всю длину колонны, а на длину порядка 100-200 м выше башмака предыдущей колонны.
49
3.5.Установка «надставок» в конструкции скважины
Согласно [4] на интервалах интенсивного искривления скважи ны необходимо применять обсадные трубы более высокой группы прочности. В НСБО немаловажной проблемой является предупреж дение износа обсадных колонн, особенно промежуточных колонн, ко торые, по существу, являются эксплуатационными колоннами, в тех случаях, когда продуктивный пласт перекрывается потайной колон ной, а бурение интервала под спуск этой колонны производится ро торным способом. Наиболее известным методом предупреждения из носа обсадной колонны является использование протекторных ко лец на бурильных трубах, работающих внутри обсадной колонны. Однако этот метод, в основном, по организационным причинам не получил широкого применения на практике. Вместе с тем, все более часто применяется установка надставки - «фальш-колонны» внутри спущенной колонны большего диаметра. Например, в конструкции скважины - 762 х 476 х 340 х «хв.»245 х «хв.»178 мм для предотвра щения износа колонны 0 340 мм спускается надставка 0 245 мм на глубину до верхнего конца хвостовика 0 245 мм. Использование над ставки возможно также при других сочетаниях диаметров колонн в конструкции скважины. Следует особо подчеркнуть, что при исполь зовании надставок необходимо предусмотреть возможность измене ния (смены) положения надставки через определенные промежутки времени, устанавливаемые опытным путем, либо аналитическим спо собом. Применение надставки позволяет также оптимизировать про цесс промывки скважины, за счет увеличения скорости выноса шла ма на поверхность при нормальной циркуляции, когда одна часть потока раствора движется по кольцевому пространству между об садными колоннами, другая между надставкой и бурильной колон ной. Это позволит увеличить количество прокачиваемого бурового раствора, что особенно важно при строительстве НСБО и горизон тальной скважины.
На рис. 3.3, а представлена наиболее часто применяемая конст рукция НСБО с пологим или горизонтальным окончанием ствола в продуктивном пласте принятая в качестве базовой скважины. При этом в зависимости от коллекторских свойств пласта «хвостовик» О 178 мм либо цементируется на всю длину с последующей перфора цией, либо спускается в виде фильтровых труб. На рис. 3.3, б пред ставлена конструкция НСБО, в которой эксплуатационная колонна диаметром 178 мм спускается в скважину от устья до кровли продук-
50