Заканчивание скважин на примере ООО "Лукойл-Бурение"
Нефтегазоносность по разрезу скважины Таблица №5.
Индексстратиграфического подразделения
Пласт
Интервал,
м
Тип коллектора
Плотность нефти, г/см3
Вязкость нефти в пл. усл.МПа*с
Содержание серы, % по весу
Содержание парафина, % по весу
Параметры растворенного газа
От (верх)
До (низ)
В пласт. условиях
После дегазации
Газовый
фактор, м3/т
Содержание углекислого газа, %
Относительная плотность газа, г/см3
Давление насыщения в пл. усл., МПа
K1mg
БС10
2500
2520
Пор.
0,79
0,87
0,55
0,7
2,2
56
0,15
737
11,6
K1mg
БС11
2550
2560
Пор.
0,76
0,87
0,52
0,7
1,7
54
0,16
733
10,1
Таблица №6
Типы и параметры буровых растворов
Ттип раствора
Интервал, м
Параметры бурового раствора
От (верх)
До (низ)
Плотность, г/см3
УВ, с
ПФ, см3/30 мин
СНС, мгс/см2 через, мин.
Корка, мм
Содержание твердой фазы, %
РН
Минерализация, г/л
Пластич. вязкость, П/с
ДНС, мгс/см2
1
10
Коллоидной (активной) части
Песка
Всего
Глинистый
0
50
1,16-1,18
45-60
<9
20-30
35-40
2,0
6-7
3
9-10
8-9
0,2
0,2-0,3
18-20
Глинистый
50
738
1,16-1,18
40-60
<9
15-25
35-40
2,0
6-7
2
8-9
8-9
0,2
0,2-0,3
17-20
Глинистый
738
1109
1,07-1,10
18-22
<8
1-3
4-9
1,5
2-3
1
4-7
7-8
2-3
<0,1
10-15
Глинитый
1109
2340
1,10-1,14
22-25
<6
3-5
5-10
<1,5
2-3
<1
3-5
7-8
2-3
<0,1
12-15
Малоглинистый
2340
2575
1,08-1,10
20-25
<5
3-5
5-15
0,5
<2
<1
<3
7-9
-
Как можнониже
8-9
2. ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ И КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
Так как продуктивный пласт сложен песчаниками коллектор поровый, слабосцементированный, то во избежание попадания песка в скважину принимаем забой закрытого типа, эксплуатационная колонна спущена до подошвы продуктивного пласта, затем проведена перфорация. Данный способ является технологически простым и, что немаловажно, дешевым.
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 РПЛ - пластовое давление;
РПЛ = gradРПЛZ; (2)
В-плотность воды;
Нi- текущая глубина скважины.
Коэффициент поглощения Кп рассчитывается по формуле Итона:
(3)
где - коэффициент Пуассона;
Кг-индекс геостатического давления.
Кг рассчитывается по формулам (1) и (2).
Результаты расчетов приведены в табл. 7.
Таблица №7
Индекс стратиграфического подразделения
Интервал, м
РПЛ, МПа
РПОГЛ, МПа
Ка
Кп
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
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
P2-3tv
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
K1-2pkr
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 РПОГЛ из
(4)
где Н - плотность пластовой нефти, Н=790 кг/м3;
РПЛ - пластовое давление, РПЛ=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 РНАС в выражение (4) получим:
(от забоя) (5)
Скважина до глубины LН=823,8 м заполнена нефтью, а выше свободным газом. Пересчитаем давление на устье по формуле:
(6)
где РПЛ - пластовое давление, в данном случае РПЛ = РНАС=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=LН=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 (kКОНД).
.
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.