Выбор высоты подъема тампонажного раствора и конструкции забоя скважины

Высота подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется на ос­новании действующих инструктивных и методических материалов. Высо­ту подъема устанавливают исходя из геоло­гических особенностей месторождения: за кондукторами — до устья скважины; за промежуточными колоннами нефтяных скважин с проектной глубиной до 3000 м — с учетом геологических условий, но не менее 500 м от башмака колонны; за промежуточными колоннами разведочных, газовых скважин независимо от глубины и нефтяных скважин с проектной глубиной бо­лее 3000 м — до устья; за эксплуатационными колоннами нефтяных скважин — с учетом перекрытия башмака пре­дыдущей колонны не менее чем на 100 м.

Последнее условие распространяется на га­зовые и разведочные скважины при условии осуществления мероприятий, обеспечивающих герметичность соединений обсадных колонн. Во всех остальных случаях тампонажный ра­створ поднимают до устья скважины.

Основные факторы, определяющие конструк­цию забоя — это способ эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залега­ния. Под конструкцией забоя понимают сочета­ние элементов крепи скважины в интервале продуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение флюидосодержащих горизонтов, проведение технико-техноло­гических воздействий на пласт, ремонтно-изо­ляционные работы, а также длительную экс­плуатацию скважины с рациональным деби­том.

Выбор конструкции забоя скважины регла­ментируется РД 39-2-771—82 «Методика обос­нования выбора конструкции забоев нефтяных добывающих скважин», которая распростра­няется на вертикальные и наклонные скважи­ны с кривизной ствола в интервале продук­тивного объекта до 45 град.

Однородным коллектором считают пласт, который по всей мощности литологически од­нотипен, имеет примерно равные фильтрационные показатели и пластовые давления в про-пластках, насыщен однородным флюидом. Пределы изменения проницаемости пород в пропластках не должны выходить за границы одного из следующих шести классов: 1) К > 1; 2) К =0,5-:-1,0; 3) К= 0,1-:-0,5; 4) К -0,05-:- 0,1; 5) К= 0,01-:-0,05; 6) К = 0,001-:-0,01 мкм².

, м²

Для того, чтобы рассчитать потери давления в циркуляционной системе, необходимо выбрать тип и подачу бурового насоса (из таблицы).

, м³/с

где - скорость бурового раствора. м/с и площадь кольцевого пространства, м².

Скорость раствора выбираем из условия ,

где - скорость осаждения частицы в буровом растворе

, м/с

Число Рейнольдса

Число Хедстрема

Число Архимеда

Если , то принимаем

Определяем расход бурового раствора необходимого для выноса шлама

,

где площадь кольцевого пространства скважины.

Определив расход, из таблицы приложений выбираем насос и по его расходу корректируем скорость бурового раствора - .

Далее определяем критическое число Рейнольдса

Рассчитываем Число Рейнольдса при течении в трубах

Если - режим течения турбулентный и потери давления в трубах рассчитываются по формуле

на совмещенный график наносят точки В_пл и B_гр для каждого выделенного интервала и строят ломаную линию градиентов (1—19— точки градиентов пластовых давлений, 20— 39— точки градиентов давлений гидрораз­рыва); параллельно оси ординат проводят линии АВ, Е F, КL и ОР касательно к крайним от­резкам ломаной линии градиентов пласто­вого давления и линии С D, GН, МN QS

касательно к крайним отрезкам ломаной ли­нии градиентов давления гидроразрыва;

выделенные зоны АВ DС, ЕFНG, КLNМ, ОРSQ – это зоны совместимых условий бурения; линии АВ, Е F, КL, ОР определяют гранич­ные условия по пластовым давлениям для соответствующих интервалов разреза, а ли­нии С D, GН, МN, QS — по давлениям гид­роразрыва; перечисленные линии являются крайними значениями градиентов В_бр гидро­статических давлений (или плотности бурового раствора); зоны совместимых условий бурения явля­ются зонами крепления скважин обсадными колоннами; соответственно число зон опре­деляет число обсадных колонн.

Глубина спуска обсадной колонны (установ­ки башмака) принимается на 10—20 м ниже окончания зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глубины начала сле­дующей зоны совместимых условий. Плотность бурового раствора, применяемого при бурении, в данной зоне крепления, долж­на находиться в пределах зоны совместимых условий и удовлетворять требованиям «Еди­ных технических правил ведения работ при бурении скважин».

Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется местоположением продуктивных пластов, способами заканчивания и эксплуа­тации скважины, а также конструкцией за­боя.

Диаметры обсадных колонн и долот выби­рают снизу вверх, начиная с эксплуатацион­ной колонны. При заканчивании скважины открытым стволом выбор диаметров обсад­ных колонн (и долот) начинается с открытой части ствола.

Диаметр эксплуатационной колонны зави­сит от способа заканчивания скважины, усло­вий ее эксплуатации и задается заказчиком на буровые работы. При этом учитывают вид до­бываемого из недр продукта, ожидаемый де­бит, пластовое давление, современные методы проведения геофизических, ремонтных и ловильных работ, размеры инструмента и уст­ройств, перемещаемых в обсадной колонне в процессе бурения. В качестве эксплуатацион­ных колонн для нефтяных месторождений используются обсадные трубы диаметрами 114, 127, 140, 146 и 168 мм. Для газовых скважин нередко применяют эксплуатационные колонны и большего диаметра—219 мм и более.

Наиболее значимые требования, по кото­рым определяется диаметр эксплуатационной колонны, диктуются условиями надежной экс­плуатации скважины (добыча нефти или га­за, разобщение продуктивных горизонтов и изоляция их от других горизонтов, закачивание агентов в пласты).

Диаметры промежуточных обсадных колонн, а также кондуктора и направления вы­бирают в соответствии с величиной кольце­вого зазора между долотом и спускаемой об­садной колонной и кольцевого зазора между обсадной колонной и спускаемым в нее до­лотом для бурения последующего интервала (не менее 3—5 мм на сторону).

Наружный диаметр обсадных колонн, мм 114, 127 141, 146, 159 168, 194

Минимальный зазор, мм 10-15 15—20 20-25

,

где λ – коэффициент гидравлических сопротивлений

,

где шероховатость стенок труб (принять )

В случае ламинарного течения .

При расчете гидравлических потерь в кольцевом пространстве в формулы вместо подставляют диаметральный зазор .

Определив сумму гидродинамических потерь, выбираем (при заданных параметрах скважины и бурового насоса) из таблицы приложений турбобур и определяем потери давления на нем

,

где справочные данные турбобура при номинальном режиме его работы на жидкости известной плотности .

Если резерв давления на долоте 12 МПа, то возможно осуществление гидромониторного эффекта.

Находим потери давления в насадках долота

,

где .

Если сумма потерь , то следует выбрать буровой насос с другой подачей (расходом) и повторить расчет.

Определим скорость истечения раствора из насадок долота

.

Дата добавления: 2015-08-10