Сооружения нефтяных и газовых скважин

Определенный  поисковый интерес представляют нижнее-майкопские отложения, из которых  на Журавской, Южно-Спасской, Воробьевской и Пашолкинской   площадях Чернолесской впадины получены притоки нефти. Так, в скв. I Воробьевской дебит нефти на 5,1 мм штуцере, составил 30,7 м^З/сут, в скв. 6 Южно-Спасской на штуцере, 10мм   получен приток нефти дебитом 83 м^З/сут, и газа 7000 м^З/сут, в скв. 62 Журавской приток нефти из этих отложений составил 116 м^З/сут., 

Таким образом, благоприятные структурно-литологические условия нижнемеловых отложений  на Изяславской площади, близость ее к площадям с установленной газоносностью, позволяют рассматривать последнюю в качестве объекта для постановки поискового бурения.

 

 

 

2.4 Пластовые (поровые) давления и давления гидроразрыва

В проектной  скважине ожидаются следующие величины пластовых и поровых давлений, расчитанные по данным бурения скважин на соседних площадях ( Южно-Серафимовской и др).

 

Таблица 2 - Пластовые (поровые) давления

Глубина, м	Давление, МПа		Градиенты, МПа/100 м
		пластовое	поровое	пластового давления	порового давления
500	4,5	5,0	0,92	1,02
600	5,4	6,0	0,92	1,02
1000	10,0	12,5	1,02	1,27
1500	15,0	18,75	1,02	1,27
1780	23,14	24,03	1,33	1,38
1835	18,35	22,02	1,02	1,22
1850	18,5	22,20	1,02	1,22
2000	20,0	24,0	1,02	1,22
2125	21,25	25,5	1,02	1,22
2310	23,1	27,72	1,02	1,22
2470	24,7	24,7	1,02	1,02
2500	25,0	25,0	1,02	1,02
3000	30,0	30,0	1,02	1,02
3100	35,65	31,0	1,17	1,22
3400	39,1	41,0	1,17	1,22
3500	40,25	42,0	1,17	1,22

 

 

 

 

 

 

Давление  гидроразрыва необходимо знать при  определении конструкции скважины, особенно глубины спуска кондуктора, а также при цементировании обсадных колонн. Ожидаемые величины давления гидроразрыва приведены в табл. 3.

Таблица 3 – Величины давлений гидроразрыва

Глубина, м	Градиент давления гидроразрыва, МПа/100 м	Давление гидроразрыва, МПа
400	1,73	6,8
600	1,68	9,9
1000	1,66	16,3
1700	1,78	29,75
1850	1,8	32,74
2000	1,83	36,0
2500	1,87	45,75
3000	1,9	56,1
3100	1,92	58,28
3500	2	68,95

                       

 

2.6 Температурный режим в скважине

 

Таблица 4 – Температурный режим в скважине

Глубина, м	Температура, °С	Глубина, м	Температура, °С
500	30	2000	110
600	48	2470	127
1000	60	2500	128
1500	85	3000	140
1700	95	3100	142
1835	102	3500	146

 

 

 

2.5 Виды осложнений, встречающихся при бурении

Судя  по материалам пробуренных в данном районе скважин, строительство скважины на Изяславской площади характеризуется  следующими прогнозными условиями.

Интервал 0-600 м, представленный чередованием слабосцементированных  песчаников, алевритов и глин от антропогенового до верхнемайкопского  возраста, характеризуется низкими  пластовыми давлениями Р_пл=0,8-0,9 Р_гдс. Здесь возможны поглощения глинистого раствора различной интенсивности.

Интервал 600-1700 м, представленный майкопскими  глинами, характеризуется отсутствием  коллекторов. Поровые давления в 1,25 раза превышают гидростатические (Р_пор = 1,25 Р_гдс ). Возможны обвалы, осыпи, кавернообразования.

Интервал 1700-1835 м, представленный глинисто-алевролитовыми породами баталпашинекой и хадумской  свит характеризуется повышенными  поровыми давлениями (Р_пор =1,35 Р_гдс). В случае присутствия коллектора пластовое давление ожидается равным 1,3 Р_гдс (Р_пл = 1,З Р_гдс). Возможны нефтегазопроявления.

Интервал 1835-2470 м, представленный отложениями  эоцена, палеоцена и верхнего мела, характеризуется нормальными условиями  проводки скважин (Р_пл ~ Р_гдс, Р_пор=1,2 Р_гдс). Из осложнений возможны осыпи.

Интервал  2470-3100 м,  представленный  нижнемеловыми  отложениями, характеризуется нормальными  давлениями (Р_пл=Р_пор=Р_гдс)- Из осложнений здесь возможны газонефтепроявления и сужение ствола скважины против проницаемых пластов.

Интервал 3100-3500 м, представленный пермо-триасовыми и палеозойскими отложениями  характеризуется повышенными пластовыми давлениями (Р_пор=1,2 Р_гдс, Р_пор=1,15 Р_гдс). Возможны газонефтепроявления.

 

3 Проектирование  конструкции скважины

 

3.1 Построение совмещенного графика давлений

 

При проектировании конструкции скважины строится совмещенный график изменения эквивалента градиента пластового давления и эквивалента градиента давления гидроразрыва

  (1)

_,  (2)

Где P_эпл, Р_эгр – эквиваленты градиентов пластового давления Р_пл (МПа) и давления гидроразрыва Р_гр (МПа) соответственно; h – глубина залегания рассматриваемого горизонта, м.

Эквивалент градиента давления - это та относительная плотность некоторой жидкости, столб которой на глубине h создает давление равное давлению пластовому (поровому) Р_пл или гидроразрыва Р_гр.

Величины  Р_пл, Р_гр или определяют на основании данных промысловых исследований, или прогнозируют.

На основании  данных таблиц 2 и 3 построим совмещенный график эквивалентов градиентов давлений для выбора конструкций скважин

 

 

Глубина, м	Характеристика давлений															Глубина спуска колонны
	Эквивалент градиента давления
																426   324  245 140
	0,8	0,9	1	1,1	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8	1,9	2	2,1	2,2
150																80           600                                            1400                             1850                                                               3500
300
450
600
750
900
1050
1200
1350
1500
1650
1800
1950
2100
2250
2400
2550
2700
2850
3000
3250
3500

 

Рисунок 1 –  Совмещенный график эквивалентов градиентов давлений

 

Построенный совмещенный график давлений не имеет  зон несовместимых условий бурения, но, несмотря на это, конструкция скважины предполагает спуск трех обсадных колонн: направления (0-80м), кондуктора (0-600м) промежуточной (0-1850м) эксплуатационной (0-3500м).

Установка кондуктора в интервале 0-600 м обуславливается тем, что в интервале 0-600 м возможны поглощение бурового раствора различной интенсивности.

В интервале 0-3500 м спускается эксплуатационная колонна типа ОТТГ диаметром 140 мм.

 

3.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

 

По требованию Заказчика диаметр эксплуатационной колонны должен быть 140 мм, исходя из этого, рассчитаем диаметры остальных обсадных труб и долот под эти трубы. Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх.

Диаметр долота под эксплутационную колонну  рассчитаем по формуле:

d_д.э. = d_м + Δ (1)

где d_д.э – диаметр долота под эксплутационную колонну;

d_м – диаметр муфты;

Δ – нормативная разность между  диаметром скважины и диаметром  муфты (для 0,140 м трубы Δ = 0,02 м)

d_д.э. = 0,159 + 0,02 = 179 мм.

Учитывая  характер осложнений, длину открытого  ствола и опыт бурения на Ставрополье, принимаем долото диаметром 0,2159 м.

Определяется  диаметр промежуточной колонны  из условия прохождения

долота  под эксплуатационную колонну

где 0,006 0,008 м – зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 0,245 м.

Определяется диаметр долота под  промежуточную колонну

где диаметр муфты промежуточной колонны;

 зазор между муфтой технической колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,015 м из опыта бурения.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,2953 м.

Определяется диаметр  кондуктора из условия прохождения  долота под промежуточную колонну колонну

,

где 0,006 0,008 м – зазор между долотом и внутренним диаметром кондуктора. Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 0,324 м.

Определяется диаметр долота под  кондуктор