Выбор плотности бур. р-ра и выделение несовместимых зон.

Плотность бур. р-ра напрямую должна зависеть от Рпл, поэтому точность выбора величины плотности в значительной степени связана с точностью прогноза Рпл по интервалам бурения. В пределах России выбор плотности осуществляется в соответствии с “ Правилами безопасности”

Проектируя величину плотности имеет в виду, как правило, только нефте- и газопроявляющие пласты. Если открытый ствол скважины составляет несколько сот метров, а плотность поддерживается без изменения, ориентируясь на открытый продуктивный пласт, то всегда найдутся пласты проницаемые, где рассмотренные условия не будут соблюдаться, особенно в отношении водоносных пластов. Переход на бур. р-р другой плотности осуществляется за 30-50 м до вскрытия того пласта пластовое давление, которого требует изменение плотности р-ра.

Зоны с несовместимыми условиями – такие зоны, если для разбуривания нижних отложений которых необходимо изменить состав и плотность бур. р-ра (плотность нужно изменить более чем на 10%) =а*Рпл / g*H

а-определяется правилам безопасности

а=1,1 до 1200 м; а=1,05 свыше 1200 м

Р<=1,5 МПа до 1200 м.

Р<=2.5-3 МПа

Р=Рскв-Рпл

Когда вскрываем неустойчивые отложения.

=Рпор/g*H

При определении плотности бур. р-ра, для вскрытия неустойчивых отложений, необходимо учитывать, чтобы репрессия не превышала вышесказанному, а допустимая депрессия составляла 10-15% от скелетных напряжений.

Рдеп=(0,1-0,15) ск

ск=Ргор-Рпор

если Р>>>, то надо менять конструкцию скважины.

12. Моделирование нефтегазопр. на технологих. поле давлений.

Чтобы смоделировать влияние нефтезазопроявлений на изменеие давления в скважине необходимо рассчитать и построить эпюры давлений, которые возникают при возможных проявлений. Рассматривается обычно самый худший случай, когда в результате проявлений произошло полное замещение бур. р-ра в скважине пластовым флюидом, после чего скважина была закрыта превентором. При этом в скважине наступает статическое равновесие между пластом и и скважиной и возникает наибольшее давления.

Возможны три типичных случая:1)Нефтепроявление без выделения газа (от пласта до устья только нефть с растворившимся газом,что бывает при небольшом газовом факторе ); 2)Нефтегазопроявления, когда после закрытия скважины формируется столб нефти и столб газа и при этом глубина расположения границы раздела известна; 3)Газопроявления, когда бур. р-р замещен газом. Чтобы построить эпюру давлений для первого случая достаточно рассчитать давление на устье Ру после закрытия скважины: Ру=Рпл-ρн*g*Lпл. Теперь достаточно соединить прямой линией точки давлений в кровле пласта и на устье. Во втором случае нужно найти сначала давление Рн.гр на границе нефти и газа по формуле: Рн.гр=Рпл-ρн*g(Lпл-z), а затем давление в газовой пачке Рг.z по бараметрической формуле: Рг.z=Рн.гр/exp[10⁴* *γг(Lн.гр-z)]; Где γг- относительная плотность газа, z- текущее расстояние от устья. Далее строится технологическое поле давлений.

Моделирование давлений при цементировании обс. кол.

График совмещенных давлений используется для выбора конструкции скв. График совмещенных давлений строится в координатах глубина-эквивалент градиентов давлений. Под эквивалентом градиента Р понимается плотность жидкости, столб которой создает в скважине давление равное пластовому (горному или гидроразрыва). По графику совмещенных давлений выделяют зону с несовместимыми условиями бурения. Зоны с несовместимыми условиями бурения называют смежными зонами, если для разбуривания нижней необходимо изменить плотность и состав б. р. (более чем на 10 %). Глубина спуска о.к. принимается на 10-20 м ниже окончания зоны совместимых условий, но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий.