Конструкция скважин на нефть и газ

Конструкцию скважин на нефть и газ разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения.

Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов.

Исходные данные для проектирования конструкции скважины включают  следующие сведения:

• назначение и глубина скважины;
• проектный горизонт и характеристика породы-коллектора;
• геологический разрез в месте заложения скважины с выделением зон возможных осложнений и указанием пластовых давлений и давлении гидроразрыва пород по интервалам;
• диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр скважины, если спуск эксплуатационной колонны не предусмотрен.

Порядок проектирования конструкции скважины на нефть и газ следующий.

1. Выбирается конструкция призабойного участка скважины. Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи.

2. Обосновывается требуемое количество обсадных колонн и глубин их спуска. С этой целью строится график изменения коэффициента аномальности пластовых давлений k, и индекса давлений поглощения kпогл.

3. Обосновывается выбор диаметра эксплуатационной колонны и согласовываются диаметры обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх.

4. Выбираются интервалы цементирования. От башмака обсадной колонны до устья цементируются: кондукторы во всех скважинах; промежуточные и эксплуатационные колонны в разведочных, поисковых, параметрических, опорных и газовых скважинах; промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиной свыше 3000 м; на участке длиной не менее 500 м от башмака промежуточной колонны в нефтяных скважинах глубиной до 3004) м (при условии перекрытия тампонажным раствором всех проницаемых и неустойчивых пород).
   Интервал цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах может быть ограничен участком от башмака до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей промежуточной колонны.
   Все обсадные колонны в скважинах, сооружаемых в акваториях цементируются по всей длине.

Пример 6.5. Среднее пластовое давление во вскрытом в интервале 2135-2153 м нефтеносном песчанике Р_Пл=22МПа, а прочность его при одноосном сжатии 8 МПА. Вблизи песчаника других проницаемых пород нет. Проверить устойчивость породы коллектора, если известно, что забойное давление в скважине при эксплуатации составляет 18 MПа, а объемная плотность вышележащей толщи пород ρ_п=2215кг/м3.

Решение. Приняв μ=0,3 и h_пл=(2153+2135)/2=2044м устойчивость породы пласта по формуле (6.3)

Поскольку прочность нефтеносного песчаника меньше (8 < 27,1) и коллектор неустойчив, следует предусмотреть другую схему вхождения продуктивную залежь.

В случае, если коллектор неустойчив, продуктивная залежь укрепляется специальным фильтром.

Пример 6.6. Выбрать конструкцию призабойного участка и глубину забоя поисковой скважины, если известна следующая характеристика залежи: водонапорная свозовая ненарушенная, коллектор представлен неустойчивым, нефтенасыщенным, равномерно и хорошо проницаемым песчаником (нефть мало содержит растворенного в ней газа). Глубина места вхождения в залежь вертикальной скважины - 3100 м. Подошва залежи по оси будущей скважины на глубине 3150 м. Под подошвой залежи на глубине 3160 м имеется водосодержащий пропласток.

Выбор. При заданных условиях приемлем метод вхождения в продуктивную залежь, предусматривающий первичное вскрытие пласта долотом такого же диаметра, как и вышележащие породы, с последующим спуском эксплуатационной колонны до проектной глубины. Способ цементирования - вытеснение цементного раствора через башмак колонны в заколонное пространство. Затем пласт вторично вскрывается посредством перфорации эксплуатационной колонны и цементного камня. Глубина забоя скважины выбирается исходя из следующих соображений. Бурение целесообразно прекратить на глубине, например, 3140 м, т.е. до вхождения в подошву продуктивного пласта, поскольку вблизи подошвы продуктивного пласта на глубине 3160 м залегает водоносный горизонт. Окончательное решение о глубине забоя скважины и интервале на длине когорого будет осуществляться вторичное вскрытие, будет приниматься при наличии геолого-геофизических данных о залежи. Принятая конструкция призабойного участка скважины приведена на рис. 6.2.

Рис. 6.2. Конструкция призабойного участка скважины

Вывод: если отказ от долота диаметром 139,7 мм и эксплуатационной колонны диаметром 168 мм нежелателен, то необходимо подобрать трубы, в составе которых нет секций с толщиной стенок 12,1 мм.

Аналогичные расчеты показывают, что в случае необходимости использования эксплуатационной колонны диаметром 178 мм и бурения в продуктивном пласте долотом диаметром 146 мм, то необходимо колонну сконструировать, так, чтобы в ее составе не было секций с толщиной стенок труб 12,7, 13,7, и 15,0 мм.

Пример 6.8. При бурении скважины на глубине Н= 1800 м предполагается вскрыть газоносный горизонт с пластовым давлением Р_пл=21МПа, причем в разрезе скважины отсутствуют водоносные горизонты. Требуется найти минимальную глубину спуска промежуточной колонны для безопасного вскрытия пластов, представляющих опасность выброса.

Решение. Принимая градиент разрыва пластов Р_гр=0,02МПа/м, по формуле (6.20) находим

Н_min=21/0,02=1050 м

Окончательная глубина спуска колонны устанавливается с учетом других факторов.

Пример 6.9 На глубине Z₁=2300 м вскрывается газоносный пласт с коэффициентом аномальности пластового давления k_a = 1,5. Необходимо определить максимальное давление на стенки открытого ствола на глубине Z₂=2200 м, которое может возникнуть в процессе вымывания газовой пачки при герметизированном устье, а также рассчитать допустимое давление на устье, если на глубине 2200 м индекс давления поглощения горной породы k_П=2,1.

Решение. Пластовое давление в газоносном пласте

Р_ПЛ=k_aρ_{вgz1=1,5·1000·9,8·2300=33,8МПа.}

Необходимая плотность раствора для вскрытия газоносного пласта

ρ_б.р=k3k_aρ_в= 1,1·1,5·1000= 1650кг/м3.

Гидростатическое давление бурового раствора на глубине 2200 м

Р_г.ст=ρ_б.рgz₂= 1650·9,8·2200=35,6МПа.

Гидростатическое давление на глубине 2200 м после перемещения газовой пачки к устью

Р'_г.ст=Р_г.ст+Р_пл=35,6+33,8=69МПа.

Давление гидроразрыва пород на глубине 2200 м

P_г.р=k_пρ_вgz₂=2,1·1000·9,8·2200=45,3 МПа.

Как видим, давление гидроразрыва 45,3 МПа значительно ниже того, которое может возникнуть при закрытом устье, и велика опасность гидроразрыва пород и интенсивного поглощения. Чтобы избежать осложнения, надо либо предусмотреть изоляцию интервала с k_п=2,1 до вскрытия газоносного пласта, либо рассчитать допустимое давление на пласт и уровень допустимого давления на устье при вымывании газовой пачки.

Допустимое давление глубине 2200 м во избежание гидроразрыва пород

Р_{доп 2200}=45,3:1,05=43,1М Па.

Допустимое давление на устье скважины при вымывании газовой пачки

Р_доп.у=Р_{доп 2200} - Р_г.ст=43,1-35,6=7,5МПа.

Если же в процессе вымывания газовой пачки давление в открытом стволе превысит допустимое и может возникнуть опасность гидроразрыва пород, то указанный интервал должен быть перекрыт обсадной колонной до вскрытия продуктового пласта.

Вывод. Подобными расчетами возможных изменений давления в скважине в результате их сопоставления с допустимыми с точки зрения гидроразрыва или потери устойчивости породы в стенках скважины определяется необходимость перекрытия обсадной колонной того или иною интервала. В любом случае глубина спуска обсадной колонны устанавливается с таким расчетом, чтобы ее башмак находился в устойчивых прочных малопроницаемых породах.