Под коэффициентом аномальности
 Скачать 205 Kb.
|
|
1.Индексы и градиенты давлений, их роль в проектировании конструкции скважин, бурении и креплении. Под коэффициентом аномальности в бурении понимают отношение пластового давления Pпл на глубине zпл от устья скважины к давлению пресной воды такой же высоты: Ка=Pпл/рв*g*z; gradPпл=Pпл/z; Давление гидроразрыва Pгр: Кгр=Ргр/рв*g*z , grad Pгр = Ргр/z Давление поглощения Рпогл: Индексом давления поглощения называется отношение давления Pп на стенки скважины, при котором возникает поглощение промывочной жидкости, к давлению столба воды высотой от рассматриваемого объекта до устья:Кпогл=Рпогл/ рв*g*zпл;, grad Рпогл = Рпогл/z Для любой породы характерно соотношение Кп≥Ка Указанные давления, необходимые для составления проектов, берутся на основании бурения первых разведочных скважин на месторождении. Тогда, в качестве источника информации используется РФЗ – расчет по фактическим замерам. Если нет фактических замеров, то индекс поглощения может быть расчитан по формуле Итона:  где  – коэффициент геостат. (горного) давления; – коэффициент Пуассона.В некоторых случаях, в качестве показателей давлений берут данные по аналогичным месторождениям. По совмещенному графику пластовых давлений выбираются зоны совместимости условий бурения и с учетом конкретных горно-геологических условий на месторождении, необходимости выполнения мероприятий по охране недр и окружающей природной среды, а также с учетом предложений заказчика, определенного в техническом задании на строительство наклонно-направленных скважин. Совместимыми по условиям бурения считаются пласты которые можно бурить раствором одной плотности. Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по графику совмещенных давлений, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины. 2.Принципы проектирования конструкции скв. 1)Определение числа ОК и глубин спуска: - график совмещенных давлений; - определяются плотности пр.ж.; - выделяются зоны с несовместимыми усл бур число кот-х должно быть не меньше числа ОК. 2)Определение глубин спуска направления и кондуктора. Внимание на геологию, литологию, Т по стволу скв. Желательно чтобы башмак колонны находился в зоне устойчивых пород и положительных Т 3)Уточняют число ОК в зависимости от достигнутого уровня техники и технологии бурения кот позволят исключить некоторые колонны в пределах разумного риска. Возможно усложнение конструкции при большом выходе из башмака предыдущей колонны и продолжительном времени бурения. Если существует опасность протерание предыдущей колонны, то необходимо спускать доп.колонну. 4)Уточняют глубину спуска ОК на кот будет устанавливаться ПВО, при этом рассматривается ситуация НГП при кот происходит полное замещение ПЖ пластовым флюидом. Глубина должна быть такой, чтобы на любом участке СКВ. Р в ней было < Рпогл с запасом 1,1. 5  ) Определяется диаметры ОК и долот. При расчете диаметра ОК рассматривается возможность составления комбинированных колонн, а также безмуфтовых ОТ. Кроме этого рассматривается возможность последующего извлечения ОК, а также установки поворотных секций ОК.6)Следующим этапом рассматривается упрощение конструкции ОК, замена частей колонны потайными, при этом необходимо исключить возможность НГВП и проведение аварийных работ. 7)Определение интервалов цементирования. Направление и кондуктор цементируются до устья. Обязательному цем-нию подлежат интервалы прод.пластов, истощенных пластов, непромышленных и техногенных залежей. Все эти интервалы объединяются в один, обязательное условие при этом: Рпогл >Ргстцр+Ргстпж>Рпл. Высота подъема ЦР над прод.пластом должна составлять для нефт.-150-300м; для газовых-500м. 3.Влияние фильтрата ПЖ на коллекторские свойства пласта. 1) Фильтрат ж. на водной основе увлажняет породу, в фильтрате содержаться хим.вещества, способствующие увеличению гидрофильности породы, след-но увеличению количества физ.связанной воды, увел-ние гидратных оболочек приводит к уменьшению сечения поровых каналов, увел-ние водонасыщенности приводит к снижению фазовой проницаемости для н. и г. 2) Под воздействием фильтрата происходит гидротация (глины увел-ся в объеме, набухают) и дезинтеграция глин, содержащихся в прод.пластах. Дезинтеграции способствует щелочь содержащаяся в фильтрате, в результате увел-ся суммарная поверхность гл.частиц и количество связанной воды. Оба процесса приводят к снижению эффективного сечения поровых каналов и проницаемости. 3) Фильтрат оттесняет от скв. нефть. Фильтрат имеет меньшую вязкость чем нефть, в следствие чего, встречая меньшое гидравлическое сопротивление движется быстрее чем нефть образуя эмульсию (фильтрат - н. или г.). При образовании эмульсии гидравлические сопротивления н. к скв. возрастают, умен-ся фазовая нефтепроницаемость. 4) В фильтрате содержится хим.вещества образующие при взаимодействии с вещ-ми находящимися в пласте нерастворимые осадки => закупоривание и сужение каналов. 5) Большое количество воздуха содержится в фильтрате приводит к окислению компонентов пластовой нефти и выпадению смолистых вещ-в в осадок => закупоривание каналов. 4.Влияние тв.фазы ПЖ на коллекторские свойства пласта Источник загрязнения прод.залежи является тв.фаза бур.р-ров. Она может накапливаться на поверхности породы образуя фильтрационную корку и накапливается в порах в приствольной зоне пласта образуя зону кальматации. Глубина проникновения частиц зависит от: 1) соотношение размера частиц и пор: - если диаметр частиц больше 1/3 диаметра пор, то частицы не проникают во внутрь породы; - если диаметр частиц меньше 0,1 диаметра пор, то глубина проникновения может быть большой. 2) типа коллектора - в трещиноватых коллекторах, глубина проникновения может составлять несколько метров; - в гранулярных коллекторах, глубина проникновения составляет несколько сантиметров. 3) перепада давления, который контролируется плотностью ПЖ. Относительная плотность коэф.анамальности (1,05-1,15). 4) времени бурения, температуры, ПФ 5. Способы вторичного вкрытия пластов и достоинства, недостатки и облатсь применения. Вторичное вскрытие – перфорация. Задача перфорации – установить сообщение м/у скв.и пластом. Пулевая и торпедная способы перфорации предполагают вскрытие пласта За счет пробивания ОК и цем-го кольца специальными пулями. Недостатком данного способа яв-ся: 1) небольшая глубина проникновения; 2) разрушение цементного камня за счет давления внутри колонны и воздействия пули. Наиболее распространенными яв-ся кумулятивная перф-я, где образ-е канала происходит за счет высокотемперат-ой и высоконапор-ой струи газа. При образуется канал глубиной до 70 см, однако давление внутри в процессе операции достигает очень больших значений, кот-ые могут привести к разруш-ю цементного кольца. При последующих залпах возможна вторичная кольматация ранее полученных перфорационных каналов. Для снижения отрицательных последствий в последние применяются спец-ые демпферы, устанавливают над продуктивным пластом в скважине. А также практикуется перфорация на депрессии, когда сразу после перфорации, когда сразу после перфорации получается приток из этих отверстий и поток жид-ти очищает их. Однако для этого необходимо соответствующее устьевое оборуд-е. Кроме того кроме при любых способах перфорации и кумулятивных особенно, обращают внимание на распределение зарядов (отверстий) по окружности скв-ны (фазеровка). Равномерное распред-е зарядов по окруж-ти с интервалом 900 или хотя бы 1200 будет снижать гидродин-ие сопр-я движ-ю пластового флюида и повысить дебит. Меньший вред цементному кольцу наносят щадящие методы перфорации: сверление, щелевая и магниевая заглушка. 6.Основные элементы оборудования устья скв. при вскрытии прод.пластов с АВПД Устье скв. оборудуется системой ПВО для того чтобы была возможность закрытия скв. , замена разгазированной жид. утяжеленной, а также для создания регулируемого противодавления на пласт. ПВО выбирают по Рраб и диаметру колонн и долот. В ПВО входит: колонные головки, превентора, манифольды и др. Колонная головка предназначена для герметизации пространства м/у смежными колоннами. Она состоит из нижнего фланца и нескольких катушек кот-я наворачивается или приваривается к кондуктору. На нем устанавливаются катушки колонной головки внутри кот-го располагается клинья для подвески ОК. Имеется отверстие для соединения с манометром. Типы колонных головок: ОКК-1, ОКК-2, ОКК-3. Выбираются по Рраб и диаметру. В комплект ПВО также входит превентор. Превентор состоит из корпуса с отдельными крышками на кот-х установлены цилиндры (шток) на кот-м закрепляется сменные плашки. В комплект превентора входит несколько типоразмеров плашек. Управление превентором производится мех-ки или гидравлически. Универсальный превентор: состоит из корпуса крышки, конического подвижного плунжера и уплотнительного элемента. Превентор предназначен для герметизации устья скв. при нахождении в ней инструмента любой конфигурации. Позволяет вращать инструмент и протаскивать ч/з него до 2 тыс. м труб при перепаде давления 10МПа под превентором и над. Должен допускать определенное количество циклов открытия и закрытия. Манифольды должны крепко укрепляться на фундаментах с определенным наклоном. Обязательно включает линию глушения кот-я позволяет закачать утяжеленный пром. или ЦР с обратной циркуляцией. Он обязательно имеет отвод для подключения ЦА, кроме этого имеются линии дроссел-я ( Pпл < Рс = Ргс + Ргд + Руст; Ргс = f (pпж) ) кот, позволяет осуществлять разрядку скв., заменять легкую ПЖ более тяжелой при контролируемом давлении с помощью спец.штуцеров, а также выпускать газированную ж. из скв. На линии дросселирования устанавливаются задвижки с регулируемым проходным отверстием. Линии дросселирования имеют выход на факел и сброс в спец.емкость. 7. Обсадные трубы с треугольной резьбой, достоинства и недостатки. Для крепления скв. применяются обсадные трубы кот. выпускаются по ГОСТ 638-64. По этому госту выпускаются трубы с треуг-ной, трапец-ной, длинной и короткой резьбой, муфтовые и безмуфтовые, безшовные, цельнокатаные, с нарезанной на концах резьбой и навернутой муфтой. Для соединения труб используют конические трубные резьбы с углом при вершине резьбы 600. Конусность трубных резьб позволяет получать высокогерметичные резьбовые соединения за счет образования натяга. Его величина состовляет 11мм (+ , - 1 виток). При свинчивании труб машинными ключами этот натяг выбирается и нипельная часть резьбы сжимается муфтой образуя диаметральный натяг. Вторым фактором герметизации соединений явл. то, что радиус закругления при вершине и впадине резьбы имеют различные диаметры за счет этого образуется зазор заполняемый уплотнительной смазкой. Недостатки: 1) не высокая прочность резьбового соединения на разрыв кот-я составляет 55-70% от прочности труб на разрыв по телу; 2) данное соединение имеет не достаточную герметичность для газа, поэтому рекомендуется их использование в нефтяных скв. с небольшими Рви; 3) снижает свою герметичность и снижает прочность на растяжение при изгибе. 8.Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой, элементы резьбы, достоинства и недостатки. Наиб. распространение получили трубы с конической треугольной резьбой, но в связи с малой их прочностью и герметичностью исп-т трубы с трапецеидальной резьбой. Осевой натяг у них составляет 14мм+/-1 виток. Особенность в том, что трапеция- неравнобедренная, S=5,08 мм, h=1,6 мм. ОТТМ - обсадные трубы трапецеидальные муфтовые. ОТТГ-1- обсадные трубы трапецеидальные с повышенной герметичностью. Повышенная герметичность достигается дополнительными уплотнительными элементами. ТБО-4, ТБО-5-трубы безмуфтовые обсадные. Эти трубы хорошо работают на внутреннее избыточное давление и рекомендуются для использования в газовых скважинах и в скважинах с большой интенсивностью искривления. Выпускаются также трубы ОГ1М-безмуфтовые обсадные трубы с трапецеидальной резьбой. Резьба нарезается в теле трубы. 9 Принцип расчета обсадных колонн для нефтяных скважин Обсадные трубы подвергаются 3 видам нагрузок: страгивающие нагрузки по резьбе, внутренние и наружные избыточные давления. Рниz=<Ркр/n1; Рвиz=<Рт/n2; где n1, n2- коэфф. запаса прочности. Q=<[Р]; [Р]=Рстр/n3. 1) Определение наружного давления. (Ркр – ф.Саркисова) В не зацементированном интервале Рн принимается равной гидростатическому от столба промывочной жидкости на любом этапе жизни скважины. В зацементированном интервале до затвердевания цемента Рн принимается равной гидростатическому от составного столба промывочной жидкости и цементного раствора. После затвердевания цемента Рн принимают равным давлению от столба промывочной жидкости и столба жидкости заполняющей поры цементного камня. Если в разрезе есть проницаемые пласты, то Рн против них принимается равным пластовому. Если коэфф. аномальности Ка<1,1, то на эти пласты не обращают внимания. Если в пласте встречаются пластичные породы, то Рн против них принимается равной Ргорному. 2) Определение внутренних давлений. (Рви – при опрес-ки) Внутренние избыточные давления на любой глубине должны быть меньше рассчитанных по формуле Борлоу значений (справочных) с учетом запаса на внутреннее давление (n2 в зависимости от диаметра ОК, и глубины спуска. n=f(d,L)) 3) Страгивающие нагрузки по резьбе. Q=<[Р] Это означает, что вес нижерасположенной части колонны должен быть < чем допустимые растягивающие нагрузки для данного типа размера труб. Для труб с треугольной резьбой допустимая нагрузка определяется как: [Р]=Рстр/n3, Рстр-страгивающая нагрузка (из справочника); n3-запас прочности на растяжение. 10. Особенности расчета промежуточных колонн и кондукторов. При определении Рн используют те же формулы, что и при расчете ЭК, однако Рн сразу после цементирования не рассчитывают, поскольку к моменту углубления скважины ц.р. превращается в камень. При определении Рви в качестве Рв берут максимальные значения. Для обс. колонн, на которых устанавливается ПВО эти давления определяются для нескольких ситуаций: 1) НГВП при закрытом устье 2) если скв. газовая, то Полное замещение промывочной жидкости газом принимается для скважин с содержанием H2S более 6%, а также для газовых скважин глубиной менее 1500 м и для скважин большей глубины в открытом стволе которых отсутствуют водоносные горизонты. В других случаях принимается что скважина частично заполнена газом, а в нижней части смесью воды, нефти и газа. Величина Н и ρж задается заказчиком. При отсутствии данных ρж=1,1г/см3. Для колонн, не оборудованных ПВО Рмах определяется как гидростатическое от утяжеленной промывочной жидкости при дальнейшем углублении скважины, или как гидростатическое от столба ц.р. при цементировании следующей колонны. Тогда : Рвmin возникают: 1) При поглощении в процессе углубления . Расчет проводится с учетом дальнейшего опорожнения ОК, причем Н принимается 30-40% от длины ОК. 2) При бурении под следующую колонну с помощью аэрированных жидкостей, пен или газообразных агентов. 3) Возможные НГП при открытом устье Pв=Рвмах-Рн (*) Чаще всего при определении Рви в качестве Рвмах используют Ропр, которое не должно быть меньше нормативного. Примечание: 1)Если колонна длительно работает на истирание, т.е. много СПО при дальнейшем углублении, то в местах возможного протирания необходимо увеличить толщину ОК. 2) Для предотвращения протирания колонн, 20м на устье делают с максимальной толщиной стенки 3) Если Рви и Рни имеют незначительную величину, то колонну рассчитывают на растяжение. 11.Свойства цемента по ГОСТ. Пути восстановления свойств цементов. В соответствии с ГОСТом частиц менее 80 мкрм должно быть более 85%. Цементный раствор: 1) В/Ц меняется от 0,85 до 1 (для чистых цементов- 0,5) 2) цр=((1+в/ц)*ц ж)/(в/ц*ц+ж) цр=1800-1850 кг/м3 <1700- облегченные цементы >1950- утяжеленные растворы |