Способ предупреждения смятия обсадных колонн скважин в зоне пластической деформации солей

 

CQlO3 СОНЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН а114 E 21 В 47/00 17/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ABTOPCHQMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ где

ЬР < Р„, время безаварийной эксплуатации скважины без дополнительной колонны, сут; текущее пластовое давление, МПа, градиент суточного снижения текущего пластового давления при отборе флюида, Г1Па/сут. где где Р

Р„К„, аР„= Р

ГОСУДАРСТПЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЦТИЙ (21) 3669314/22-03 (22) 19.10.83 (46) 15.04.86. Бюл. Р 14 (71) Украинский научно-исследовательский институт природных газов (72) М.Я. Малыхин и А.С. Тердовидов (53) 622.248 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

9 583286, кл. Е 21 В 17/00, 1977.

Гайворонский А.А. и Цыбин А.А.

Крепление скважин и разобщение пластов. М.: Недра, 1981, с. 192-195 ° (54)(57) 1. СПОСОБ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ

СМЯТИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН СКВАЖИН В

ЗОНЕ ПЛАСТИЧЕСКОЙ ДЕФОРМАЦИИ СОЛЕЙ, включающий селективную установку дополнительных колонн-хвостовиков в зонах с характерной особенностью проявления пластической деформации пород, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности осуществления способа, дополнительные колонны-хвостовики устанавливают в зонах, пластическая деформация которых соответствует соотношению — экспериментальное критическое давление текучести пород, МПа;

P — геостатическое давление, г

MIla, а прогнозные критические депрессии пластового флюида в скважине определяют по следующей зависимости

„„SU„„1224400 A

P — прогнозная критическая дек прессия пластового флюида в скважине, ниже которой текущие пластовые давления понижать недопустимо,МПа;

P — паспортное критическое к давление на смятие. обсадной колонны, МПа, К„ — безразмерный параметр критического состояния прочности обсадной колонны скважины, установленного по фактическим данным о смятии колонн, принятый за единицу при условии,что где Р„, . — текущее пластовое давление, МПа.

2. Способ по п.1, о т л и ч а юшийся тем, что дополнительные колонны устанавливают в период времени, определяемый из соотношения

1224400

Изобретение относится к нефтегазо; добывающей промышленности и предназначено для предупреждения смятия обсадных колонн скважин с учетом установления зон с характерной особенностью проявления пластйческой деформации и определения прогнозных критических депрессий пластового флюида при эксплуатации, освоении и . бурении скважин.

Целью изобретения является повышение эффективности способа.

Сущность способа заключается в установлении зон с характерной осо-. бенностью проявления пластической деформацип пород и в определении про" гнозных критических депрессий .пластового флюида, дальнейшее снижение которых недопустимо при эксплуатации и освоении скважин в зонах распространения деформируемых горных пород.

Па чертеже показана погориэонтпая карта с указанием изолиний 1 глубины кровли. пластических пород 2. В контуре устья каждой скважины 3 с номерами 4,поставлены численные эиа-! чения 5 отношения Р . /Р„,. обозначения 1 (6), = 1 (7) и >1 (8), означают характерные особенности зон деформируемых пород соответственно — проявление текучести, отсутствие текучести и критического состояния. По результатам величин этих отношений установлены зоны: текучего 9, критического 10 и нетекучего 11 состояния 35 деформируемых пород.

Способ осуществляют следующим образом., В процессе разбуривания площади разведочным и эксплуатационным буре- 40 нпем отбирают керновый материал из интервалов глубин залегания горных пороД, способных подвергаться пластической деформации, и замеряют по ним в лабораторных условиях.экспери- 45 ментальным путем критические давления текучести этих пород (Р,.„. ). При отсутствии кернового материала используют данные экспериментальных опре- . делений критических давлечий теку- 50 чести аналогичного типа пород.

По результатам бурения и комплексу промыслово-геофизического каротажа разреза скважин .(стандартный,радиоактивный каротажи.и БКЗ) опреде- H ляют литологический тип пород, их плотность, глубины залегания. Затем по величине плотности пород и их глубинам определяют по известной методике ьеличину геостатического давления, параметр Р„ для каждого интервала глубин залегания деформируемого типа горных пород, по -каждой на данной площади скважине. По каждой иэ этих скважин выписывают паспортные значения критических давления смятия обсадных колонн для соответствующей их марки стали и толщины стенок (параметр Р„ ). Определяют отношение

Р„. и Р„ для каждого интервала . деформируемого типа пород по каждой скважине и по величине этого отноше- . ния устанавливают их характерную особенность физического состояния: при

P . значениях -а- * †» — зона нееекучих

Г

Р, пород, при значениях < 1 — зоР„ на текучих пород, при значениях

Э. Т

Рг

1 — эона критического состояния пород.

»

По этим значениям оконтуривают соответствующие зоны и эти контуры наносят на погоризонтные структурные карты, построенные по глубине кровли пород с пластической деформацией, выделяя на ней штриховкой различные зоны физического состояния этих пород (см. чертеж).

Затем в скважинах, расположенных . в контуре зон текучих горных пород и их критического состояния, т.е. там, РЭ.Т. где < 1 из соотношения К, Г

Рэ.т, — — (Є— паспортное

Рк критическое давление на смятие обсадной колонны, К„ — безразмерный параметр критического состояния прочности обсадной колонны скважины, установленного по фактическим данным о смятии колонн, и принятый за . единицу), определяют величину прогнозных критических депрессий пластового флюида в скважине из зависимости ЙР„ = Р -Р„ К„ при известных значениях параметров Р, » з

Р„и К„= 1 и при условии, что

Д Р < Р„ . В этих зонах устанавливают дополнительные колонны-хвостовики.

Дополнительные колонны-хвостовики могут быть установлены в течение времени безаварийной работы скважины, определяемого из соотношения

1224400

Рак -ДР еэ. Г

Д где t> — время безаварийной эксплуатации скважин, сут;

Р„ — текущее пластовое давление, ИПа;

hP — прогнозная критическая депрессия;

Гд - градиент суточного снижения текущего пластового давления, ИПа/сут.

Пример 1. Оценка технического состояния эксплуатационной скважины, работающей в зоне расположения пород с проявлением пластической деформации. В качестве примера берут скважину 85 Щебелинского месторождения и определяют следующие параметры.

Глубина Н залегания пластических пород по данным стандартного каротажа равна 1740 м, Р, — экспериментальное критическое давление текучести соли, равно 36 ИПа (опрелена из условий глубины смятия колонны .данной скважины против соли) и

Р„ †. геостатическое давление, равно на этой глубине 40 MIIa (определено по формуле P„ = H Г = 1740 ° 0,023

= 40 ИПа, где à — градиент давлеЭ ния пород, ИПа). Отношение †- —

Г

= 0,9, т.е. меньше единицы, что указывает на воэможность проявления текучести соли на данной глубине.

По паспортным данным для данной глубины Р„ — критическое давление на смятие обсадной колонны, равно

20,5 ИПа для марки стали "Д" с толщиной стенки 7 лж. Затем определяют прогнозную величину критической депрессии пластового флюида в скважине из зависимости Л Рп P Pê. Е„= 36 20,5

15,5 MIIa и текущее пластовое давление (Р„

10 MIIa) по данным эксплуатации скважины, сравнивают последнее прогнозной критической депрессией (аР„=

=15,5 MIIa), Из сравнения видно,что .

Р„ C«hЄ, что недопустимо. Обсадная колонна в скважине в действительности оказалась смятой на глубине 1740 м под воздействием пластической деформации солей. В этом случае необходимо проведение восстановительных работ.

Пример 2. Определение тех нического состояния эксплуатационной скважины, работающей в зоне распространения солей с возможным проявлением пластической деформации.

Последовательность проведения технологических операций та же, что и !

О в примере 1, По результатам замеров получены следующие значения параметров: Н = 2180 м, Рэ т = 50 Ипа, P

Р = 50 МПа; -К7 — = (коитическоа

Г °

15 состояние текучести соли), Р„.

44 ИПа, 11Р, = Рэ, — P„K„= 50 — 44.1 = б MIIa; Р„. = б MIIa. Следовательно, аР =Р„ к

Вывод: скважина расположена в

2О зоне критического состояния течения солей, текущее пластовое давление равно критической депрессии пластового флюида, дальнейшее снижение текущего пластового давления приведет к смятию обсадной колонны.

Предложения: в такой скважине добычу флюида необходимо прекратить и проводить срочные работы по спуску защитного хвостовика в интервал глу« бины залегания солей.

Пример 3. Определение технического состояния эксплуатационной скважины в зоне распространения солей. Последовательность операций

35 та же. В результате проведенных измерений получены следующие значения параметров: Н = ; P

= 50 ИПа, Р, = 37 «IIla, -а-"- — >!

Г

4Q (нетекучее состояние солей); Р;, = 45 ИПа; аР = Р - P K„ = 5045 1 = 5 ИПа, Р„ = 10 ИПа.

Вывод: скважина расположена в зоне нетекучего состояния солей, те.45 кущее пластовое давление больше кри- тической депрессии пластового флюида в два раза, такой скважине не грозит смятие колонны от солей. Рекомандации:в даннойскважине неследует пла50 пировать спуск защити го хвостовика

П р и и е р 4. Определение времени безаварийной эксплуатации скважины, работающей в зоне проявления пластической деформации пород, уста-

55 новленной на основании замеров параметров Р и РГ, отношение которых меньше единицы. Дальнейшая последовательность операций следующая.

Таким образом, зная темп снижения текущего пластового давления можно в любой период времени определять сроки безаварийной эксплу1о атации скважин и планировать своевременно проведение предупредительных технических мероприятий. Причем, при любом изменении суточного снижения градиента текущего пластового

15 давления время безаварийной эксплуатации скважин определяется также повторно.

= 500 сут

Вывод: при указанной величине суточного градиента снижения пласСоставитель В. Родина

Редактор К. Волощук Техред И.Попович Корректор М. Шароши

Заказ 1899/28 . Тираж 548 . Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Иосква, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, r. Ужгород, ул. Проектная,4

5 1224400 6

Замеряют текущее пластовое давле- . тового давления безаварийный срок

we (P и градиент суточного сни- эксплуатации скважины 500 сут. В ц.т ° жения пластового давления (Г ) при это время необходимо занланировать отборе флюида в данной скважйне, ко- спуск защитного хвостовика. торые равны соответственно 15 ИПа и 0,01 ИПа/сут. Определяют прогнозную критическую депрессию пластового флюида в данной скважине аналогично примерам 1-3, которая равна hP„

10 ИПа. Время безаварийной эксплуатации скважины из зависимости

P „-6P 15-10 г, о,oi