Литература по нефтяной
и газовой промышленности

Порядок построения технологического поля давлений

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(lплz), (2)

а затем давление в газовой пачке рг.z по барометрической формуле:

рг.z = рн.гр / exp[10 -4gг(Lн.грz)], (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.

Технологическое поле давлений при бурении скважины глубиной 2300 м  

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.

Технологическое поле давлений при бурении скважины глубиной 2270м

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)

График совмещенных давлений

Рис. 3 График совмещенных давлений (построен по данным табл. 2)

Комментарии (0)



Разрешённые теги: <b><i><br>Добавить новый комментарий: