Обоснование конструкции эксплуатационного забоя
Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция
низа эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта.
Каждая конструкция забоя характеризуется определенными
параметрами, которые обуславливают режим эксплуатации залежи с учётом
физико-механической характеристики пород коллектора, их фильтрационных
свойств и геолого-технических условий залегания продуктивного пласта. В
тоже время выполнение всех требований нередко противоречит
рациональной технологии заканчивания скважины, направленной на сохранение коллекторских свойств пласта и обеспечение гидродинамического совершенства скважины. Поэтому, наряду преимуществами того или иного способа заканчивания скважины, любая из конструкций забоев не лишена и определённых недостатков.
К главным факторам, определяющим не только конструкцию забоя, но и
её конкретный вид, относятся: тип коллектора и степень его однородности,
степень устойчивости пород призабойной зоны, наличие или отсутствие
близко расположенных к продуктивному объекту напорных горизонтов,
подошвенных вод или газовой шапки; проницаемость пород продуктивного
пласта.
Устойчивость призабойной зоны можно рассчитать по формуле
Где,
-
коэффициент Пуассона, равный 0,3;
-
средняя плотность вышележащих пород,
кг/м3,
кг/м3
H - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, м., (Н = 2760
м);
-
пластовое давление, МПа;
-давление
столба жидкости на забой скважины, МПа;
g
- ускорение
свободного падения, м/с";
p - плотность пластового флюида, кг/м";
h - минимальная высота столба пластового флюида при эксплуатации м;
-
предел
прочности горных пород при одноосном
сжатии, МПа;
=30 МПа для песчаника
Выбираем конструкцию забоя, открытого типа.
Обоснование и конструкция скважины
Число обсадных колонн и глубина их спуска определены на основании
совмещенного графика изменений пластового (порового) давления, давления
гидроразрыва и гидростатического столба бурового раствора. На основании
графика совмещенных давлений (рисунок 1)
Рассчитывается
коэффициент аномальности
,
и коэффициент
гидроразрыва
для различных глубин по формулам:
где, - пластовое давление, Па;
-
давление гидравлического разрыва
пласта, Па;
-
плотность воды, кг/м3;
-
ускорение свободного падения, м/с2;
-
глубина пласта, м.
При Н = 75 м.
Относительная плотность бурового раствора:
где,
- коэффициент запаса (резерва), берется
из Правил безопасности,
(таблица № 2.2.2)
Интервал 0-1200 м:
=11,1*1=1,1;
=1,15*1=1,15
Интервал 1200-2500 м:
=1,05*1=1,05; =1,1*1=1,1
Интервал 2500 и более:
=1,04*1=1,04; =1,07*1=1,07
(2.2.21)
где,
- репрессия на пласт, берется из Правил
безопасности, (таблица № 2.2.2)
Интервал 0-1200 м:
Интервал 1200-2500 м:
Интервал 2500 и более:
Результаты заносятся в таблицу (2.2.3)
Таблица 2.2.2 Коэффициент запаса и величина репрессии на пласт
Интервал, м |
<1200 |
1200-2500 |
>2500 |
|
1,1-1,15 |
1,05-1,1 |
1,04-1,07 |
Репрессия на пласт, МПа |
1,5 |
2,5 |
3,5 |
Таблица 2.2.3 Расчётные данные для графика совмещенных давлений
Глубина |
Давление пластовое |
Давление гидроразрыва |
|
|
|
|
75 |
7,5 |
14,78 |
1,00 |
1,67 |
1,1 |
1,23 |
505 |
50,5 |
99,49 |
||||
540 |
54 |
106,38 |
||||
620 |
62 |
122,14 |
||||
750 |
75 |
147,75 |
||||
905 |
90 |
178,29 |
1,78 |
|||
1000 |
100 |
197 |
1,0 |
1,22 |
||
1350 |
135 |
265,95 |
||||
1895 |
189 |
373,32 |
||||
2040 |
204 |
401,88 |
1,94 |
1,04 |
1,16 |
|
2570 |
257 |
498,58 |
1,99 |
|||
2823 |
282,3 |
561,78 |
На основании полученных расчётов построен график совмещенных давлений, представленный на рис. 4.
Рисунок 4 График совмещенных условий бурения