Обоснование выбора конструкции призабойного участка скважины. Проектирование конструкции скважины, страница 2

При первом варианте конструкции скважины выделяется два интервала для спуска обсадных колонн:

“Ι”   - 0 – 3850  м;

“ΙΙ”  - 0 – 6500  м.

Первый вариант конструкции следует откорректировать с учетом других существенных факторов для проектируемой скважины.

Интервал 0 – 350 м  обсаживается кондуктором для перекрытия неустойчивых отложений верхней части неогеновых и четвертичных отложений. 

Интервал 3850 – 3960 м (кунгурский ярус) представлен ангидритами с пропластками солей. При бурении данного интервала возможны осложнения: АВПД, рапопрояления, кавернообразование, сужение ствола, во избежание данных осложнений рекомендуется использование высокоминерализованного бурового раствора. Категорически запрещается самозасолонение раствора при вскрытии пропластков кунгурских отложений. Особенно жесткие требования предъявляются к плотности бурового раствора, так как необходимо учитывать пластическую деформацию соли от воздействия горного давления и температуры.

За 200 метров до предполагаемой зоны АВПД необходимо приступить к увеличению плотности бурового раствора до расчетных значений в соответствии с прогнозными.

В интервале 4080 – 4300 м вскрывается башкирский ярус с высоким содержанием сероводорода до 25 % , к буровым растворам , предназначенным для вскрытия каменноугольных отложений, предъявляются особые требования.

За 100 метров до кровли продуктивного пласта, буровой раствор обрабатывается поглотителем сероводорода и необходимыми реагентами.

Бурение в интервале 5700 – 6500 м характеризуется дальнейшим повышением температур до 160 ⁰С и выше, что обязывает к применению термостойких буровых растворов.

Проанализировав вышеуказанные данные, получаем второй вариант  конструкции скважины по интервалам спуска обсадных колонн:

“Ι”     - 0 – 350 м;

 “ΙΙ”   - 0 – 3000 м;

“ΙΙΙ”   - 0 – 4000 м;

“ΙV”   - 0 – 5700 м;

“V”    - 0 – 6500 м.

Третий вариант конструкции проектируемой скважины по интервалам спуска обсадных колонн основывается на конструкции скважины применяемой на АГКМ в течение многих лет:

“Ι”     - 0 – 30 м;

“ΙΙ”   - 0 – 350 м;

“ΙΙΙ”  - 0 – 3000 м;

“ΙV”  - 0 – 4050 м;

“V”   - 3850 – 5800 м;

“VΙ”  - 0 – 6500 м.

 Если на кондуктор (или промежуточную колонну) должно быть установлено противовыбросовое оборудование – превентор, глубину спуска такой колонны следует выбирать с учетом наибольшего давления в скважине, которое может возникнуть после закрытия превентора при выбросе. Если это давление окажется выше давления разрыва пород у предполагаемого места установки башмака данной колонны или ниже башмака, то глубину спуска нужно увеличить настолько, чтобы давление разрыва пород было больше максимального давления в скважине при выбросе.

Проверим, нет ли опасности разрыва пород ниже башмака обсадной колонны, спускаемой на глубину 4050 м для перекрытия хемогенной толщи, в случае газопроявления из нижней продуктивной залежи и полного выброса промывочной жидкости из скважины и закрытия превентора после выброса.

Давление на глубине Z в скважине, целиком заполненной пластовым газом и закрытой на устье:

    ;                                                       (6)

где

- относительная плотность газа по воздуху;

- коэффициент сжимаемости газа;

- средняя абсолютная температура газа в рассматриваемом интервале  по шкале Кельвина.  

Коэффициент сжимаемости газа  определяют по кривым рис. 4, в зависимости от значений приведенного давления:

      ;                                                                                                    (7)

и приведенной температуры:

   ;                                                                                                     (8)

где

- среднее давление в закрытой скважине;

- псевдокритическое давление газа;

- псевдокритическая температура газа.

Рис. 4. Номограмма для определения коэффициента сжимаемости природных газов

Если известна только относительная плотность газа по воздуху, псевдокритические значения давления  и температуры  можно оценить по графикам, приведенным на рис. 5 и рис. 6.