Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины

Проектной скважиной вскрытию на Западно-Сургутском месторождении подлежит пласт АС₉ мощностью 15 м. По мощности пласта коллекторские свойства меняются незначительно. Продуктивный пласт насыщен неоднородной жидкостью (нефтью, водой), представлен переслаиванием хорошо сцементированных песчаников с алевролитами и аргиллитами, и при эксплуатации не происходит выноса частиц породы коллектора вместе с потоком пластовой жидкости. Учитывая все эти факторы, выбираем следующую конструкцию забоя скважины: в интервал залегания продуктивного пласта спускаются перфориванные трубы-фильтры длинной 10 м, устанавливаемые через 50 м по всей длине горизонтального участка колонны. В зоне кровли продуктивного пласта 1990 м устанавливается заколонный пакер для обеспечения цементирования выше него. Интервал продуктивного пласта не цементируется.

Диаметры обсадных колонн и долот для бурения под них определяем снизу вверх по методике [3-4]. Диаметр эксплуатационной колонны определяется исходя из дебита скважины, габаритов оборудования, которое должно быть спущено в данную колону для обеспечения заданных дебитов, проведения геофизических исследований. Проектный дебит составляет 110 м³/сут, но учитывая, что в скважину будет спускаться глубинное оборудование, принимаем диаметр эксплуатационной колонны 0,146 м.

Диаметр эксплуатационной колонны выбирают, исходя из ожидаемых суммарных дебитов, габаритов оборудования, которое должно быть спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов, проведения геофизических исследований, опробования продуктивных пластов.

Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры долот d_Д , м, для бурения под каждую колонну находят из следующих соотношений:

- диаметр ствола скважины под обсадную колонну с наружным диаметром по муфте d_М , м

d_Д = d_М + Dн, (8)

- наружный диаметр предыдущей обсадной колонны (d_Н)_пред , м

(d_Н)_пред = d_Д + 2(Dв +d), (9)

где Dн - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола

скважины, м;

Dв - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины от 0,005 до 0,010 м;

d - наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны, м.

Расчетные значения диаметров долот уточняют по ГОСТ 20692, а обсадных труб по ГОСТ 632 которые приведены в пособиях [3-4, 6].

Вычислим диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну при Δн = 0,02 м, d_М = 0,166 м.

d_Д = 0,166 + 0,02 = 0,186 м.

В целях уменьшения гидравлических сопротивлений и во избежание других осложнений принимаем долото для бурения под эксплуатационную колонну диаметром d_Д = 0,2159 м.

Определим диаметр кондуктора при Δв = 0,005 м, δ = 0,0089 м.

d_К = 0,2159 + 2 · (0,005 + 0,0089) = 0,2437 м.

Принимаем диаметр кондуктора d_К = 0,245 м. Диаметр долота для бурения под кондуктор при d_М = 0,2699 м, Δн = 0,025 м равен

d_Д = 0,025 + 0,2699 = 0,2949 м.

Принимаем диаметр долота d_Д = 0,2953 м.

Определим диаметр направления при Δв = 0,005 м, δ = 0,0085 м.

d_Н = 0,2953 + 2 · (0,005 + 0,0085) = 0,3223 м.

Принимаем диаметр направления d_Н = 0,324 м.

Определим диаметр долота для бурения под направление при Δн = 0,039 м, d_М = 0,351 м.

d_Д = 0,039 + 0,351 = 0,390 м.

Принимаем диаметр долота d_Д = 0,3937 м.

Обоснование конструкции скважины приведено в таблице 21. Характеристика конструкции скважины представлена в таблице 22.

Таблица 21 - Обоснование конструкции скважины

Наименование колонн	Диаметр колонн, м	Глубина спуска по вертикали (по стволу), м	Назначение обсадных колонн: обоснование выбора диаметра, секционности и глубины спуска колонн
Направление	0,324		Для предотвращения размыва устья скважины и изоляции верхних водоносных горизонтов
Кондуктор	0,245	700(705)	Для перекрытия рыхлых, неустойчивых пород, склонных к осыпям и обвалам
Эксплуата-ционная колонна, трубы-фильтры	0,146	1990(2042), 1990(2585)	Спускается с целью добычи нефти, транспортировки ее на поверхность, для перекрытия вышележащих проявляющих горизонтов. Нецементируемые трубы-фильтры спускаются в зону продуктивного горизонта с целью добычи нефти

Таблица 22 - Характеристика конструкции скважины

Наименование колонн	Интервал спуска по вертикали, м	Диаметр, м	Интервал подъема тампонажного раствора, м
колонны	долота
Направление	0-40	0,324	0,3937	До устья
Кондуктор	0-700(705)	0,245	0,2953	До устья
Эксплуата-ционная колонна, трубы-фильтры	0-1990(2585)	0,146	0,2159	От 1990(2042) до 550(554)

Примечание: в скобках указана глубина по стволу скважины.

Анализируя полученную конструкцию видно, что она аналогична конструкциям скважин, применяемых на промыслах.

Анализ физико-механических свойств горных пород

При анализе физико-механических свойств горных пород находим твердость пород по штампу Р_Ш, МПа, категорию породы по промысловой классификации и категорию абразивности, необходимые для разделения геологического разреза скважины на интервалы условно одинаковой буримости и определения времени контакта вооружения долота с забоем t_к . Для анализа используются данные, приведенные в пункте 1.3 данного проекта [1] с привлечением справочника [7].

Физико-механические свойства вскрываемых пород приводятся в таблице 23.