4.2. Конструкция скважины и диаметры обсадных колонн

Основные конструктивные параметры скважин - число и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр долот, которые необходимы для бурения под каждую обсадную колонну, а также высота подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

Конструкции скважин разрабатываются с учетом следующих основных факторов:

• геологических особенностей залегания горных пород, их физико-механических характеристик, наличия флюидосодержащих горизонтов, величины пластовых давлений и температур, а также давления гидроразрыва проходимых пород;

• назначения и цели бурения скважины;

• уровня организации техники, технологии бурения и геологической изученности района буровых работ;

• предполагаемого метода закачивания скважины;

• уровня квалификации буровой бригады и организации материально-технического обеспечения;

• способа бурения скважины;

• способов и техники освоения, эксплуатации и ремонта скважин.

Основой выбора конструкции скважины является диаметр эксплуатационной колонны, назначаемый в зависимости от ожидаемого дебита нефти или газа и возможности выполнения геофизических, ремонтных, ловильных работ, а также монтажа и технического обслуживания скважинного оборудования для механизированной добычи нефти.

Диаметр долот для бурения под обсадную колонну выбирают в зависимости от диаметра муфты используемых обсадных труб:

D_д=D_M + Δк

где D_д-диаметр долота; D_M-диаметр муфты обсадной трубы; Δк- диаметральный зазор между стволом скважины и муфтами обсадных труб.

Диаметры промежуточной колонны, кондуктора и направления определяют по диаметру долота для бурения под последующую колонну. Так, диаметр промежуточной колонны выбирают по диаметру долота для бурения ствола скважины под эксплуатационную колонну. В соответствии с этим внутренний диаметр каждой ранее спускаемой колонны определяется из условия

d=D_д+Δ

где d - наименьший внутренний диаметр обсадной трубы; D_д диаметр долота для бурения ствола под последующую колонну обсадных труб; Δ - зазор между внутренним диаметром обсадной трубы и долотом.

4.3. Расчет обсадных колонн на прочность

Обсадные колонны рассчитывают на прочность согласно инструкции, разработанной ВНИИТнефтью. Наблюдения показывают, что обсадные колонны разрушаются под действием избыточных внутренних и наружных давлений, а также собственного веса. Распространены повреждения обсадных колонн вследствие их притирания бурильными трубами при роторном бурении и нарушения герметичности резьбовых соединений.

Прочность обсадных колонн рассчитывается по следующим условиям:

На внутреннее давление n=р_Т/р_В≥[n];

на наружное давление S=р_КР/р_Н≥[S];

на растяжение К=р_СТ/G≥[h];

где р_Т, р_КР, р_СТ - предельные внутреннее и наружное давления, и растягивающая нагрузка обсадной колонны; р_В, р_Н, G - избыточные внутреннее и наружное давления, растягивающая нагрузка; n, S, h - запасы прочности по внутреннему, наружному давлению и растягивающей нагрузке; [п], [S], [h] - допускаемые запасы прочности обсадных колонн по внутреннему, наружному давлению и растяжению.

Предельное внутреннее давление,

р_Т=2δσ_Tc/D

где δ - номинальная толщина стенки трубы, мм; σ_T – предел текучести материала труб, МПа; D - наружный диаметр трубы, мм; с - коэффициент, учитывающий допускаемое по ГОСТ 632-80 отклонение толщины стенки трубы от номинального значения (с=0,875).

Предельное наружное давления

где σ_Р - предел пропорциональности, который для трубных сталей принимается равным пределу текучести, МПа; Е – модуль упругости, 2,1·10⁵ МПа; K_min=δ_min/D; K₀=6δ₀/D; ρ=δ₀/δ_min; δ_min=0,8756; δ₀=0,9056; ρ=1,034; е-овальность трубы, наибольшее расчетное значение которой для труб диаметром (в мм) составляет: 114-219-0,01, 245-324--0,015; свыше 324-0,02.

Предельная растягивающая нагрузка,

где - средний диаметр сечения в основной плоскости резьбы (первой полной нитки), м; D₀=D-2h₁-b; h₁ - глубина резьбы, м; b - толщина стенки трубы в основной плоскости резьбы, м; η=b/(δ+b) - коэффициент разгрузки; l- длина резьбы до основной плоскости, м; α - угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы; φ - угол трения (принимается φ=7°);

Избыточные давления вычисляют по наиболее опасному сочетанию внутренних и наружных давлений, действующих на обсадную колонну при опробовании, эксплуатации и ремонте скважины.

Избыточное наружное давление для первых разведочных скважин определяют по формулам:

при расчете колонн нефтяных скважин

p_H=ρgz при 0≤ z ≤ Н;

p_H=g[ρ_Pz-ρ(z-Н)] при H≤z≤L;

при расчете колонн газовых скважин p_H=g ρ_Pz - р_miп при 0 ≤ z ≤H.

Здесь Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м; z - расстояние от устья скважины до рассчитываемого сечения, м; L - глубина скважины, м; p_min - наименьшее внутреннее давление в газонефтяной или газовой скважине при окончании эксплуатации, Па; ρ_P - плотность бурового раствора за колонной, кг/м³; ρ - плотность жидкости внутри колонны, кг/м³; g – ускорение свободного падения, м/с².

Растягивающую нагрузку от собственной массы спущенной колонны определяют по формуле

где m – число секций обсадной колонны; l_i – длина i-й секций обсадной колонны, м; q_i – теоретическая масса 1 м труб в i-й секций обсадной колонны, кг.