Рис. 5. Зависимость критического давления от относительной плотности газа месторождений:
1 - газовых;
2 - газоконденсатных
Рис. 6. Зависимость критической температуры от относительной плотности газа месторождений:
1 – газовых;
2 - газоконденсатных
Введем понятие об относительном давлении по воде:
. (9)
Для того, чтобы не было разрыва пород и поглощения, необходимо:
. (10)
По промысловым данным в интервале 4080 – 4300 м:
, , МПа.
По графикам определяем искомые значения для газоконденсатных месторождений: МПа, .
Подставляя найденные значения в выражения (7), (8) , получаем:
МПа;
.
По номограмме рис. 4:
.
Давление на глубине 4050 м в скважине, целиком заполненной пластовым газом и закрытой на устье:
МПа.
Относительное давление по воде на глубине 4050 м в скважине:
МПа.
В интервале 4050 – 5800 м индексы давления поглощения не опускаются ниже значения Кп=1,83, следовательно условие (10) выполняется, и разрыва пород ниже башмака обсадной колонны, спускаемой на глубину 4050 м, в случае полного выброса промывочной жидкости из скважины и закрытом устье не будет.
Проверим, нет ли опасности разрыва пород в ниже места установки башмака обсадной колонны, спускаемой на глубину 5800 м, в случае нефтепроявления из ожидаемой продуктивной залежи ниже 5800 м и полного выброса промывочной жидкости из скважины и закрытия превентора после выброса.
Давление гидроразрыва пород на рассматриваемом участке распределяется, по увеличению глубины скважины, от 106,31 до 124,50 МПа.
Если после частичного выброса промывочной жидкости устье скважины герметично закрыто, а верхний участок ее до глубины ZХ заполнен газом, то давление на глубине Z > ZХ, можно оценить по формуле:
; (11)
где
- средняя плотность пластовой нефти, кг/м3.
Максимальное давление на устье скважины в случае закрытия превентора после полного замещения промывочной жидкости пластовой нефтью:
; (12)
МПа.
Давление под башмаком на глубине 5850, 6150, 6500 м, соответственно, если :
МПа;
МПа;
МПа.
В случае, если , давление можно приближенно определить, с учетом того, что выделившийся из нефти газ заполнит объем от устья до расчетной глубины необсаженного участка ниже башмака, по формуле:
; (13)
где
- участок заполненный газом, выделившимся из пластовой нефти.
Решаем выражение (13), считая что значения Рнас приближенно равны значениям РZ, найденным по формуле (11):
МПа;
МПа;
МПа.
После проведенных расчетов приходим к выводу, что в случае полного или частичного выброса промывочной жидкости и закрытия превентора после выброса, опасность разрыва необсаженных пород лежащих под башмаком колонны, спущенной на глубину 5800 м, отсутствует.
Окончательные глубины спуска обсадных колонн проектируемой скважины приведены в табл.12.
2.3. Выбор диаметров обсадных колонн и долот
Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны заданный заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств, намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.
Диаметр эксплуатационной колонны для поисковых и поисково-разведочных скважин выбирают с таким расчетом, чтобы в них можно было провести все геолого-геофизические исследования и испытания, которые требуются для решения поставленных перед данной скважиной задач, и часто – чтобы в случае необходимости из этой колонны скважину можно было углубить (т. н. резервный диаметр), если из-за того, что встретились непредусмотренные при проектировании осложнения, колонну приходится спускать на меньшую глубину.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.