Графики рассмотренных в статьях Пластовое давление, Давление гидроразрыва строят по граничным глубинам, на которых изменяются либо пластовое давление, либо плотность горной породы, либо её упругая характеристика, либо плотность бурового раствора. Для этих глубин (сверху – вниз) последовательно вычисляют величины горного давления, а затем и значения давления гидроразрыва. Наносят расчетные точки на график и соединяют их прямыми. В результате получается сокращенный вариант ТПД, моделирующий нормальный, без осложнений, процесс углубления скважины.
Чтобы смоделировать влияние нефтегазопроявлений на изменение давлений в скважине необходимо рассчитать и построить эпюры давлений, которые возникнут при возможных проявлениях. Рассматривается обычно самый худший случай, когда в результате проявления произошло полное замещение бурового раствора в скважине пластовым флюидом, после чего скважина была закрыта превентерами. При этом в скважине наступает статическое равновесие между пластом и скважиной и возникают наибольшие давления.
Возможны три типичных случая.
1. Нефтепроявление без выделения газа (от пласта до устья только нефть с растворенным газом, что бывает при небольшом газовом факторе, измеряемом единицами или десятками м 3 попутного газа на т нефти).
2. Нефтегазопроявление, когда после закрытия скважины формируются столб нефти и столб газа, и при этом глубина расположения границы раздела известна.
3. Газопроявление, когда буровой раствор замещен газом.
Чтобы построить эпюру давлений для первого случая достаточно рассчитать давление на устье ру после закрытия скважины:
ру = рпл - rнglпл (1)
Теперь достаточно соединить прямой линией точки давлений в кровле пласта и на устье.
Во втором случае нужно найти сначала давление рн.грна границе нефти и газа по формуле:
рн.гр = рпл - rнg(lпл – z), (2)
а затем давление в газовой пачке рг.z по барометрической формуле:
рг.z = рн.гр / exp[10 -4gг(Lн.гр – z)], (3)
где Lн.гр- расстояние от устья до границы раздела;
gг – относительная плотность газа;
z - текущее расстояние от устья.
Если расчетное или пластовое давление газа меньше 10 МПа или высота столба газа меньше 1000 м, то допускается соединять точки в самом низу газового столба и на устье скважины прямой линией, заменив экспоненту прямой, иначе придется рассчитать несколько промежуточных значений между z и Lн.гр (или Lпл).
В табл. 1 приведены исходные данные для расчета и построения ТПД. Скважина с проектной глубиной 2300 м. В разрезе ее встречается два близко расположенных нефтяных пласта и один чисто газовый пласт. В таких случаях выбирают более опасный нижний нефтяной пласт. Поэтому на ТПД, представленном на рис. 1, приведены только две эпюры, моделирующие два разных по результатам проявления.
Таблица 1- Исходные данные для расчета технологического поля давлени
| Порядковые номера проявляющих пластов | 1 | 2 | 3 | ||||
| Глубина нефтегазопроявляющих пластов, м | 700 | 710 | 1700 | ||||
| Пластовое давление,МПа
| 7,21 | 7,31 | 20,8 | ||||
| Плотность нефти, кг/м3
| 800 | 800 | газ | ||||
| Относительная плотность газа
| 0,7 | ||||||
| Глубина | Мощность пласта | Плотность пород | Плотность раствора | Абсолют. пористость | Коэфф-т Пуассона | Индекс пласт.давл. | |
| от | до | ||||||
| 0 | 100 | 100 | 1750 | 1140 | 0,3 | 0,2 | 1 |
| 100 | 300 | 200 | 1850 | 1140 | 0,2 | 0,22 | 1 |
| 300 | 400 | 100 | 1800 | 1100 | 0,25 | 0,15 | 1 |
| 400 | 700 | 300 | 2100 | 1120 | 0,1 | 0,25 | 1 |
| 700 | 800 | 100 | 2100 | 1180 | 0,15 | 0,25 | 1,05 |
| 800 | 1200 | 400 | 2200 | 1180 | 0,15 | 0,25 | 1,03 |
| 1200 | 1500 | 300 | 2400 | 1200 | 0,1 | 0,35 | 1,07 |
| 1500 | 1700 | 200 | 2400 | 1200 | 0,07 | 0,4 | 1,07 |
| 1700 | 2200 | 500 | 2300 | 1330 | 0,15 | 0,25 | 1,2 |
| 2200 | 2300 | 100 | 2500 | 1330 | 0,05 | 0,4 | 1,15 |
Как и следовало ожидать, наибольшие давления в закрытой скважине возникают при газопроявлении. Если мысленно представить, что в момент нефтепроявления скважина обсажена только короткой колонной длиной, например, 10 м, то на всем интервале от 10 м до глубины, соответствующей точке пересечения линии гидроразрыва с эпюрой при нефтепроявлении (это примерно 400 м) наверняка произойдет гидроразрыв, и туда устремится нефть. Начнется переток нефти в скважине из пласта в разорванные нефтью же верхние пласты. Такие явления нередки. Из сказанного следует, что скважина должна быть обсажена колонной, в нашем случае кондуктором, по крайней мере, до глубины 420 – 450 м еще до вскрытия нефтяного пласта.
Эпюра внутренних давлений при газопроявлении пересекает линию гидроразрыва на глубине около 1300 м. Рассуждая аналогичным образом, приходим к выводу, что следующая, промежуточная, колонна должна быть спущена на глубину не менее 1400 м. В спуске еще одной промежуточной колонны нет необходимости (судя по давлениям в скважине после спуска промежуточной колонны), поэтому следующей и последней колонной станет эксплуатационная.
В принципе обсадных колонн могло быть и больше, если бы в разрезе скважины обнаружилась зона поглощения, например, в интервале глубин 1300 – 1350 м. Тогда в указанном интервале был бы провал линии давления гидроразрыва (выделена серым цветом), и при последнем увеличении плотности раствора началось бы поглощение бурового раствора, поскольку давление в скважине стало бы больше давления начала поглощения. Не исключено, что пришлось бы сначала изолировать зону поглощения специальной колонной (например, потайной) до вскрытия газового пласта.
В табл. 2 приведены исходные данные по другой скважине глубиной 2270 м , а на рис. 2. показано технологическое поле давлений, построенное по приведенным данным. В отличие от предыдущей задачи в разрезе скважины обнаружен (кровля на глубине 1700 м) нефтеносный пласт с большим газовым фактором, когда после закрытия устья газ и нефть располагаются в скважине последовательно.
ТПД на рис. 2 отличается еще и тем, что на нем имеется график гидростатического давления на пласты после закачки и продавки цементного раствора при цементировании эксплуатационной колонны на высоту 1000 м от устья. Видно, что для продуктивного пласта с кровлей на глубине 2000 м давление в скважине явно превысит давление гидроразрыва. Это означает, что вполне возможно поглощение цементного раствора в пласт, которое наверняка приведет к необратимому загрязнению призабойной зоны. Как видим, ТПД может предсказать многое.
Рис. 1 Технологическое поле давлений при бурении скважины глубиной 2300 м
(исходные данные приведены в табл. 1).
Таблица 2 -Исходные данные для расчета технологического поля давлений
| Глубина нефтегазопроявляющих пластов, м | 1-й | 2-й | 3-й | Уровень жидкости в скважине при проявлении, м | |||
| 1170 | 1700 | 2000 | |||||
| Пластовое давление, МПа | 12,15 | 17,68 | 20,8 | 1000 | |||
| Плотность нефти, кг/м3 | 750 | 650 | |||||
| Относительн. плотность газа | 0,65 | 0,7 | |||||
| Глубина, м | Мощность | Плотность пород | Плотность раствора | Абсолютная пористость | Коэфф Пуассона | Индекс пласт.давл. | |
| от | до | ||||||
| 0 | 20 | 20 | 1750 | 1140 | 0,25 | 0,25 | 1 |
| 20 | 50 | 30 | 1700 | 1140 | 0,25 | 0,25 | 1 |
| 50 | 100 | 50 | 2100 | 1140 | 0,2 | 0,25 | 1 |
| 100 | 200 | 100 | 2100 | 1140 | 0,1 | 0,25 | 1 |
| 200 | 235 | 35 | 2100 | 1140 | 0,15 | 0,15 | 1 |
| 235 | 365 | 130 | 2000 | 1140 | 0,15 | 0,15 | 1,02 |
| 365 | 500 | 135 | 2000 | 1140 | 0,15 | 0,35 | 1,02 |
| 500 | 600 | 100 | 2000 | 1140 | 0,15 | 0,35 | 1,02 |
| 600 | 670 | 70 | 2200 | 1140 | 0,15 | 0,35 | 1,02 |
| 670 | 700 | 130 | 2200 | 1140 | 0,1 | 0,35 | 1,04 |
| 700 | 900 | 100 | 2200 | 1140 | 0,1 | 0,38 | 1,04 |
| 900 | 960 | 60 | 2200 | 1140 | 0,1 | 0,38 | 1,04 |
| 960 | 1000 | 40 | 2100 | 1140 | 0,08 | 0,38 | 1,05 |
| 1000 | 1170 | 170 | 2100 | 1140 | 0,08 | 0,38 | 1,05 |
| 1170 | 1300 | 120 | 2100 | 1160 | 0,08 | 0,28 | 1,05 |
| 1300 | 1400 | 100 | 2350 | 1160 | 0,08 | 0,38 | 1,05 |
| 1400 | 1500 | 100 | 2350 | 1160 | 0,15 | 0,38 | 1,05 |
| 1500 | 1510 | 10 | 2350 | 1160 | 0,06 | 0,38 | 1,05 |
| 1510 | 1700 | 190 | 2350 | 1160 | 0,06 | 0,38 | 1,06 |
| 1700 | 1700 | 100 | 2350 | 1160 | 0,05 | 0,38 | 1,06 |
| 1700 | 1900 | 100 | 2600 | 1160 | 0,05 | 0,39 | 1,06 |
| 1900 | 2000 | 100 | 2600 | 1160 | 0,05 | 0,39 | 1,06 |
| 2000 | 2100 | 100 | 2600 | 1160 | 0,12 | 0,2 | 1,06 |
| 2100 | 2200 | 100 | 2500 | 1160 | 0,04 | 0,35 | 1,06 |
| 2200 | 2220 | 20 | 2500 | 1160 | 0,11 | 0,42 | 1,06 |
| 2220 | 2270 | 50 | 2500 | 1160 | 0,05 | 0,42 | 1,06 |
На рис. 2. приведен график изменения горного давления исключительно для того, чтобы увидеть соотношение давления гидроразрыва с пластовым и горным давлениями. Для принятия проектных решений он, чаще всего, не нужен (за исключением вопросов прогнозирования обвалов пород). Его влияние на технологию бурения проявляется опосредованно, через давление гидроразрыва, величина которого зависит от горного давления.
Для принятия надежных решений по другим разделам технологии бурения (по рецептурам растворов, типоразмерам долот и режимам бурения, по окончательному выбору числа обсадных колонн или длин их раздельно спускаемых секций и др.) надлежит дополнить исходные данные новой информацией, отсутствующей в табл. 1 и 2, а именно: изменением температуры с глубиной, детальным описанием литологии, параметрами буримости пород. Методики принятия решений по перечисленным вопросам, с учетом использования описанного выше ТПД, будут изложены позже или в других дисциплинах нашей специальности.
В заключение о так называемом графике совмещенных давлений, пользующемся, на мой взгляд, не заслуженным "успехом" у проектировщиков. Так называются графики изменения упомянутых выше эквивалентных плотностей пластовых, гидростатических давлений и давлений гидроразрыва. Такой график, построенный по данным табл. 2, приведен на рис. 3. На нем выделяются две зоны совместимости. Первая, очень узкая, характеризует верхний интервал бурения. Он очень узок. Для предупреждения гидроразрыва необходимо, чтобы при бурении возникающие в скважине давления (неважно, по какой причине) всегда находились в пределах заштрихованных областей. В верхнем интервале выполнить это условие не просто. Верхний интервал явно не совместим с остальной частью скважины, из чего следует, что он должен быть непременно изолирован. Нижний интервал характеризуется одно и достаточно широкой зоной совместимости. Это формально означает, что нет необходимости в спуске еще одной промежуточной колонны. Все дело в том, что график совмещенных давлений отображает только процесс нормального, без осложнений, углубления скважины. Результаты возможных проявлений (тем более – цементирования) не моделируются. А спуск колонны на глубину 1400 м, как мы установили раньше по рис. 2, необходим.
Следовательно, сравнение рис. 2 и 3 явно не в пользу рис. 3, хотя они призваны служить решению одной и той же задачи: выбору конструкции скважины. Информативность этих графиков не сравнима, и ТПД имеет колоссальные преимущества перед графиком совмещенных давлений.
При решении технологических задач рекомендуется пользоваться ТПД, а не графиком совмещенных давлений.
Рис. 2 Технологическое поле давлений при бурении скважины глубиной 2270 м с одним нефтепроявлющими, одним нефтегазопроявляющим и газовым пластом (более полный вариант ТПД по сравнению с предыдущим)
Рис. 3 График совмещенных давлений (построен по данным табл. 2)