4.4. Расчёт диаметров обсадных колонн

Порядок определения диаметров обсадных колонн следующий:

1. Диаметры обсадных колонн выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны или конечного диаметра ствола скважины, если проектом предусмотрен забой открытого типа;

2. Диаметр эксплуатационной колонны выбирают в зависимости от дебита скважины, а также возможности производства геофизических, аварийных и ремонтных работ.

Для поисково-разведочных скважин наружный диаметр эксплуатационной колонны выбирают так, чтобы в них можно было выполнить необходимый комплекс геолого-геофизических исследований, опробовать перспективные горизонты.

В разведочных скважинах (поискового характера) на новых площадях диаметр эксплуатационной колонны зависит от необходимого количества спускаемых промежуточных обсадных колонн, качества получаемого кернового материала, от возможности проведения электрометрических работ и испытания вскрытых объектов на приток. Рекомендуется, при бурении первых трех разведочных скважин, если достоверность геологического разреза недостаточна, включать в конструкцию скважины резервную промежуточную колонну. Если в процессе бурения будет установлено, что необходимость в спуске резервной обсадной колонны отпала, то продолжают углубление ствола под очередную обсадную колонну до запроектированной глубины. При выборе диаметра эксплуатационной колонны разведочных скважин на структурах с выявленной продуктивностью нефти или газа решающим фактором является обеспечение условий для проведения опробывания и последующей эксплуатации промышленных объектов. В каждом случае, выбирая диаметр эксплуатационной колонны опорных, параметрических, структурных, поисковых и разведочных скважин следует предусмотреть диаметр 114 или 127 мм. Исключение составляют скважины, которые могут стать продуктивными.

Диаметр эксплуатационной колонны добывающей нефтяной скважины выбирают в зависимости от суммарного (нефть+ газ + вода) дебита скважины (табл. 8).

Таблица 8

Рекомендуемые наружные диаметры эксплуатационной колонны (мм) при ожидаемом суммарном дебите
Нефти, т/сут.					Газа, тыс. м3/сут.
до 40	до 100	до 150	до 300	более 300	до 75	до 250	до 500	до 1000	до 5000
114	127-140	140-146	168-178	178-194	114	114-140	146-178	168-219	219-272

Диаметр эксплуатационных колонн нагнетательных скважин зависит от давления, при котором будет закачиваться рабочий агент в пласт и от приемистости пласта. На практике, диаметр эксплуатационной колонны для эксплуатационных скважин задается заказчиком – нефтегазодобывающим предприятием исходя из ожидаемых суммарных дебитов, или габаритов добычного эксплуатационного оборудования, которое должно быть спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов, а также возможности производства геофизических, аварийных и ремонтных работ в скважине. Например, диаметр эксплуатационной колонны выбирается в соответствии с ожидаемым дебитом (50 т/сут.) – 127 мм. Но поскольку на месторождении предполагается эксплуатация ЭЦН, а отечественные производители не выпускают ЭЦН для скважин такого диаметра, принимается диаметр эксплуатационной колонны под предполагаемый диаметр ЭЦН: 146,1 мм. Возможен выбор диаметра эксплуатационной колонны и по диаметру турбобуров применяемых при заканчивании скважины, который определяет ее дальнейшую конструкцию. В газовых добывающих скважинах эксплуатационную колонну желательно предусматривать диаметром 178 мм, а для скважин сложной конструкции − 168 или 146 мм.

Спускаемые в скважину трубы соединяются в колонну муфтами или соединением «труба в трубу». При муфтовом соединении образуемая наружная поверхность колонны труб содержит выступающие участки – муфты. Для беспрепятственного спуска каждой колонны до проектной глубины, а также качественного их цементирования принимается необходимая разность между диаметрами скважин и муфтами обсадных колонн (диаметральный зазор). В случае безмуфтового (труба в трубу) соединения разность принимается между диаметрами скважин и трубами (табл.9).

Таблица 9

Условный диаметр обсадных труб, мм
114	140	168	273	324
127	146	178	299	340
		194		351
		219		377
		245		426
Разность диаметров*, мм
15	20	25	35	39 – 45

*Отклонения от указанных величин должны быть обоснованы в проекте.

Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин приведена в таблице 10:

Таблица 10

Наружный Д, мм			Рекоменду­емый зазор δ, мм		Наружный Д, мм		Рекоменду­емый зазор δ, мм
обсадных труб	соединительных муфт	обсадных труб			соединительных муфт
114	133	15		273		299	35
127	146	15		299		324	35
140	159	20		324		351	40
146	166	20		340		365	41
168	188	25		351		376	42
178	198	25		377		402	43
194	216	25		407		432	44
219	245	25		426		451	45
245	270	25		508		534	45

Диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну определяют по диаметру обсадной колонны (диаметру муфты) и величине диаметрального зазора δ между колонной (муфтой) и стенками скважины, заполняемого тампонажным раствором. Диаметр долота определяется по формуле:

Д_д = Д_м+ δ (19)

где Д_м – диаметр муфты обсадной колонны (или диаметр трубы в случае отсутствия муфты), мм.

По найденным значениям Д_д подбирается ближайший больший диаметр долота Д_д.э, который в дальнейшем определяет диаметр скважины.

Типоразмеры выпускаемых отечественной промышленностью шарошечных долот представлены в таблице 11:

Таблица 11

Диаметр долота, мм	Типы долот
139,7	с
158,7	м
161,0	м
190,5	М,МЗ,МС,МСЗ,С,СЗ,СТ,Т,ТЗ,ТК,ТКЗ,К,ОК,С
215,9	М,МЗ,МС,МСЗ,С,СЗ,СТ,Т,ТЗ,ТК,ТКЗ,К,ОК,С
244,5	М,МЗ,МС,МСЗ,С,СЗ,СТ,Т,ТЗ,ТК,ТКЗ,К,ОК,С
269,9	М,МЗ,МС,МСЗ,С,СЗ,СТ,Т,ТЗ,ТК,ТКЗ,К,ОК,С
295,3	М,МЗ,МС,МСЗ,С,СЗ,СТ,Т,ТЗ,ТК,ТКЗ,К,ОК
320	М,С,Т,ОК
349,2	М,С,Т
374,6	М,С,Т
393,7	М,С,Т,ОК
444,5	М,С,ОК
490	С,Т,ОК

Выбор диаметра предыдущей колонны (кондуктора) осуществляется по диаметру долота Д_д.э, подобранного для бурения под эксплуатационную колонну. При этом долото должно свободно с зазором в 10–14мм перемещаться внутри колонны, т. е. внутренний диаметр кондуктора d_в.к. должен быть равен:

D_в.к. = Д_д.э. + (10÷14) мм (20)

В соответствии с внутренним диаметром находится наружный диаметр кондуктора d_н.к. (табл.12).

Таблица 12

Толщина стенки, мм	Д нар, мм
	14	27	40	46	68	78	94	19	45
6	02	15	28	-	-	-	-	-	-
6,5	-	-	-	33	55	-	-	-	-
7	00	13	26	32	54	64	80	05	31
8	8	11	24	30	52	62	78	03	29
9	-	09	22	28	50	60	76	01	27
10	-	-	20	26	48	58	74	99	25
11	-	-	18	24	46	56	-	-	-
12	-	-	-	-	44	54	70	95	21

Толщина стенки, мм	Д нар, мм
	273	299	324	340	351	377	407	426	508
6,5	-	-	-	-	-	-	-	-	-
7	59	-	-	-	-	-	-	-	-
8	57	83	-	-	-	-	-	-	-
9	55	81	06	22	33	59	89	-	-
10	53	79	04	20	31	57	87	06	-
11	-	77	02	18	29	55	85	04	80
12	49	75	00	16	27	53	83	02	-

Например, значение рассчитанного внутреннего диаметра составляет 358 мм, в таблице 12 находим величину «358», что соответствует обсадной трубе с наружным диаметром 377 мм с толщиной стенки 9 мм или 10 мм. Принимаем толщину стенки равную 9 мм, ориентируясь на средние значения толщин стенок обсадных труб. Диаметр долота для бурения под кондуктор определяется так же, как и для эксплуатационной колонны, т.е. находится наименьший диаметр скважины в интервале кондуктора по формуле (19), после чего подбирается ближайший диаметр долота из выпускаемых заводами.

Аналогично находятся диаметры остальных обсадных колонн и диаметры долот для бурения в соответствующих интервалах.

Расчет диаметров обсадных колонн заканчивается построением графического изображения скважины и определением класса конструкции. Конструкцию скважин изображают следующим образом (рис.10): сплошными жирными линиями показывают обсадные колонны; число у верхнего конца означает наружный диаметр колонны, у нижнего – глубину спуска.

Если колонна перекрывает лишь нижний интервал скважины и не доходит до устья, то число у верхнего конца жирной линии означает глубину нахождения верхнего сечения колонны, диаметр колонны показывают числом на уровне верхних концов остальных колонн (рис.10 б).

Когда верхний участок обсадной колонны составлен из труб большего диаметра, чем нижний, ее изображают ломаной жирной линией (рис.10 в). У верхнего конца указывают оба диаметра, а у места излома линии – глубину стыковку участков. Такую колонну называют «комбинированной».

Интервалы цементирования показывают штриховкой; числа у верхней и нижней границ заштрихованного участка означают глубины интервала цементирования.

Рис.10. Графическое изображение конструкции скважины:

а) со сплошными колоннами; б) с хвостовиком;

в) с комбинированной колонной и хвостовиком.

Класс конструкции скважины определяется ее одно или многоколонностью. Под одноколонными понимают конструкции скважин, имеющие кроме направления и кондуктора, а также хвостовика, если он предусмотрен проектом, только эксплуатационную колонну. При наличии промежуточных (технических) колонн конструкция скважин относится к многоколонной.

4.5. Обоснование высот подъема тампонажных растворов

Определение высоты подъема тампонажных растворов производится на основании действующих отраслевых руководящих документов (Правил безопасности от 2003 г). Согласно Правилам направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

1. продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

2. продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами;

3. истощенные горизонты;

4. водоносные проницаемые горизонты;

5. горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа;

6. интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;

7. интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны, в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м. Все вышеуказанные интервалы цементирования объединяются в один общий. Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения. Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:

- превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

- исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

- возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.

При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине. При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство.

4.6. Пример расчета конструкции скважины

Задание. Обосновать конструкцию скважины для бурения в следующих условиях:

• Категория скважины – разведочная на нефть.

• Проектная глубина скважины – 2500 м.

• Конструкция забоя закрытого типа.

• Класс конструкции – одноколонная. Глубина спуска кондуктора согласно расчета – 380 м.

• Характер осложнения по интервалам:

а) рыхлые слабосвязные, неустойчивые породы – 0-400 м;

б) нефтегазопроявления – 2300-2450 м.

• Ожидаемый дебит нефти – 120 т/сут.

Решение:

1.Обоснование числа обсадных колонн, глубины их спуска и интервалов цементирования.

а) Обоснование типа конструкции забоя не требуется, поскольку заданием предполагается конструкция забоя закрытого типа.

б) Предполагается, что совмещенный график давлений построен, количество колонн известно, расчеты глубин спуска колонн (кондуктора) проведены.

На основании выданных условий принимаем следующие типы колонн:

Направление – для сохранения вертикальности ствола и для предохранения устья скважины от размыва восходящими потоками промывочной жидкости. Направление может опускаться на глубину от 3 до 50 метров. В нашем случае, принимаем глубину спуска равную 3 м. После установки направления затрубное пространство за направлением от башмака до устья заливают бетоном.

Кондуктор – для установки противовыбросового оборудования и для сохранения целостности ствола скважины в интервалах рыхлых неустойчивых, слабосвязных пород. Практическая глубина спуска кондуктора может составлять 900−1200 м. Для условий задания, рассчитанную по формуле (16) глубину спуска кондуктора необходимо увеличить до глубины 400 м для перекрытия рыхлых слабосвязных, неустойчивых пород. Поэтому, чтобы башмак кондуктора установился в устойчивых породах, принимаем глубину спуска равную 450 м. Затрубное пространство кондуктора цементируется от башмака до устъя.

Эксплуатационная колонна опускается до глубины 2500 м (до подошвы последнего продуктивного горизонта плюс 50 м стакан-отстойник). В соответствии с требованиями Правил безопасности высота подъёма цементного раствора за эксплуатационной колонной для нефтяных скважин должна быть выше уровня башмака предыдущей колонны не менее, чем на 150 м. Для заданных условий башмак кондуктора установлен на глубине 450 м, т. е. подъём цементного раствора за эксплуатационной колонной производится до уровня 300 м от устья скважины.

2.Обоснование диаметров обсадных колонн и диаметров скважины. В соответствии с заданным дебитом нефти 120 т/сут. по табл.8 принимаем диаметр эксплуатационной колонны равный 140 мм. Определяем диаметр скважины под эксплуатационную колонну Д_Э по формуле (19):

Д_э = d_мэ + δ.

По табл. 10 находим диаметр муфты эксплуатационной колонны d_мэ = 159 мм и диаметральный зазор δ = 20 мм, тогда

Д_э = 159 + 20 = 179 мм.

Находим ближайший больший диаметр долота по табл. 11, который составит Д_дэ = 190,5 мм.

Определяем внутренний диаметр кондуктора по выражению (20):

Д_вк = Д_дэ + (10÷14) мм = 190,5 + (10÷14) =200,5 ÷ 204,5 мм.

По табл.12 видим, что такому внутреннему диаметру соответствуют трубы с наружным диаметром 219 мм. По табл. 10 определяем диаметр муфт этой колонны d_мк = 245 мм и диаметральный зазор δ = 25 мм. Тогда диаметр скважины под кондуктор составит

Д_ск = Д_мк + δ = 245 + 25 = 270 мм.

По этому значению в табл. 11 находим диаметр долота для бурения под кондуктор Д_дк = 295,3 мм.

Внутренний диаметр направления определяется по формуле (20):

Д_вн = Д_дк +(10÷14) мм = 295,3 + (10÷14) мм = 305,3÷309,3 мм.

По табл. 12 такому условию удовлетворяют трубы с наружным диаметром соответствующим 324 мм. Труба опускается в пройденную до глубины 3 м выработку сечением 1,5 х 1,2 м, раскрепляется по отвесу и заливается бетоном. Все полученные данные о конструкции скважины сводятся в таблицу 13.

Таблица 13

Наименование колонны	Глубина спуска, м	Диаметр колонны, мм	Диаметр долота, мм	Интервалы цементирования, м
Направление	3	324	-	0−3
Кондуктор	450	219	295,3	0−450
Эксплуатационная	2500	140	190,5	300−2500

По данным табл. 13 графически проектируется конструкция скважины (рис. 11).

d_н = 0,324

1

d_к = 0,219

2

d_эк = 0,140

3

0

3

450

300

D_c = 0,295

D_c = 0,190

2500

4

Рис. 11. Конструкция нефтяной скважины (размеры в метрах): 1– направление; 2– кондуктор; 3– эксплуатационная колонна;

4– цементное кольцо

Литература:

1.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.ПБ08 – 624 – 03. – М. Госгортехнадзор России, 2003.

2.Овчинников В. П., Кузнецов В. Г., Нагарев О. В., Ованесянц Т. А. Заканчивание скважин.

3. Калинин А.Г.,Ганджумян Р.А., Мессер А.Г. Справочник инженера-технолога по бурению глубоких скважин. М. 2005. 808 с.