3.1.5 Проектирование конструкции скважины

Проектирование конструкции скважины — это определение метода вхождения в продуктивную залежь, необходимых для условий данного конкретного участка месторождения количества обсадных колонн, размеров этих колонн (диаметр, глубину установки нижнего конца и длину каждой), диаметров долот для бурения ствола под каждую колонну, положения верхней и нижней границ интервалов цементирования.

При решении этой задачи часто может быть получено несколько вариантов конструкции. За окончательный нужно принимать наиболее экономичный, т. е. тот, который позволяет обеспечить выполнение поставленных перед скважиной задач при минимуме затрат на разведку (в случае поисково-разведочных скважин) или на разработку (для эксплуатационных, нагнетательных, наблюдательных скважин) месторождения или, по крайней мере, при минимальной себестоимости единицы добываемой продукции.

Проектирование конструкции скважин производится в два этапа. На первом этапе обосновьюается метод вхождения в пласт, количество обсадных колонн, глубины их спуска. На втором - размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования. При этом следует учитывать накопленный опыт строительства скважин как в целом по региону, так и по рассматриваемому месторождению. Необходимо принимать во внимание действующие на предприятии инструкции, регламенты и т.д.

В настоящее время необходимое количество обсадных колонн и глубины их спуска выбирают из условия предупреждения гидроразрывов горных пород и несовместимости отдельных интервалов по условиям бурения. При этом вводится, единый принцип выбора конструкций скважин – совместимость отдельных интервалов геологического разреза по горно-геологическим условиям бурения. Под совместимостью бурения или. наоборот, под несовместимостью условий бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала вызывают осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно.

Предварительно оптимальное число промежуточных обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются графически по числу зон с несовместимыми условиями бурения, которые строятся сопоставлением градиентов пластовых (поровых) давлений (grad Рпл), давлений гидроразрыва (поглощения) пластов (grad Prp).

k_a=P_пл/ρ_вgh

k_п=P_пог/ρ_вgh

С помощью таких графиков можно определить условие:

k_a∙K_р≤ρ₀<k_п/K_р

К_р - коэффициент резерва.

Коэффициенты резерва

Глубина, м	< 1200	≥1200
Кр	1,1	1.05

В газосодержащем пласте grad Р_пл и grad P_гр рассчитываются для кровли и для подошвы.

В предварительном варианте количество зон несовместимости соответствует количеству обсадных колонн. Глубина спуска обсадной колонны (установки башмака) принимается на 10-20 м выше окончания зоны совместимых условий), но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий. Затем конструкция скважины корректируется.

1. Если ту или иную зону можно изолировать другим способом, кроме спуска обсадной колонны, и стоимость скважины при этом не возрастет, то соответствующую колонну из конструкции исключают:

2. Учитывая особенности геологического разреза, предусматривают направление и кондуктор, выбирают тип промежуточных колонн (неустойчивые, текучие породы, мерзлые породы, бурение в акваториях и т.д.)

3. Уточняют глубины спуска тех колонн, на которых должно быть установлено противовыбросовое оборудование.

Если на кондуктор или промежуточную колонну должно быть установлено противовыбросовое оборудование, глубину спуска такой колонны прежде всего в поисково-разведочных и газовых скважинах целесообразно выбирать с учетом наибольшего дав­ления, которое может возникнуть в скважине после закрытия превентора при выбросе. Если это давление оказывается выше давления разрыва пород у предполагаемого места установки башмака данной колонны, глубину спуска нужно увеличить на­столько, чтобы давление разрыва пород было больше максималь­ного давления в скважине при выбросе.

При бурении газо­вых и разведочных скважин наибольшее избыточное давление на устье определяют для случая выброса всей промывочной жидкости по формуле

- относительная плотность газа;

- коэффициент сжимаемости;

- средняя температура газа, К.

Чем глубже залегает продуктивный горизонт, тем, как прави­ло, выше пластовое давление в нем и выше избыточное давление в колонне в случае закрытия превентора при выбросе. Обсадные колонны большого диаметра имеют малую прочность на разрыв от избыточного внутреннего давления. Поэтому, если верхний участок скважины перекрыт обсадной колонной большого диа­метра, а при вскрытии глубоко залегающего горизонта может возникнуть опасно высокое для этой колонны избыточное дав­ление, перед вскрытием такого горизонта верхний участок сква­жины приходится перекрывать дополнительно более прочной об­садной колонной меньшего диаметра. Таким образом, верхний участок обычно перекрывают несколькими обсадными колонна­ми. Если, однако, износ предыдущей обсадной колонны не пред­ставляет опасности, а угрозы возникновения высокого избыточ­ного внутреннего давления не существует, в скважине с целью снижения стоимости ее и экономии металла новой обсадной ко­лонной целесообразно укреплять лишь тот участок ствола, кото­рый не перекрыт предыдущей колонной, т. е. вместо сплошной колонны в конструкции скважины использовать хвостовик. Хво­стовиками часто перекрывают интервалы пород, склонных к осы­панию или выпучиванию.

При проектировании и бурении первых трех разведочных скважин, если достоверность геологического разреза недостаточна, допускается включение в конструкцию скважины резервной промежуточной колонны.

В этом случае бурение скважины производят в расчете на крепление резервной обсадной колонной намеченного интервала. Однако если в процессе бурения будет установлено, что необходимость в ее спуске отпала, то продолжают углубление ствола под очередную обсадную колонну до запроектированной глубины.

Глубина спуска эксплуатационной колонны в общем случае определяется глубиной залегания подошвы продуктивного горизонта (проектный интервал перфорации) с учетом технологического зумпфа (до 50 м) и цементного стакана (в среднем 20 м) в зависимости от способа вхождения в пласт, вторичного вскрытия пласта.

Интервалы цементирования определяются в соответствии с Правилами [1]. согласно которым направления и кондуктора цементируются до устья. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м. Продуктивные горизонты, в т.ч. не подлежащие эксплуатации, истощенные горизонты, водоносные проницаемые горизонты, интервалы, сложенные пластичными породами, и породы, насыщенные агрессивными по отношению к обсадным трубам, объединяются в один общий, который должен быть зацементирован.

Кроме того, 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 интенсивного поглощения раствора:

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

При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижняя и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.

Разрыв сплошности цементного кольца за обсадными колоннами не допускается.

Диаметры обсадных колонн и диаметры долот для бурения под них определяют снизу вверх

Для эксплуатационных и нагнетательных скважин диаметр эксплуатационной колонны задается заказчиком - нефтегазодобывающим предприятием- исходя из ожидаемых суммарных дебитов (нефть + газ + вода), габаритов оборудования, которое должно быть спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов. Ниже приведены примерные соотношения диаметров обсадных колонн и дебитов. применяемые на практике.

Нефтяные скважины

Суммарный дебит, м3/сут	<40	40-100	100-150	150-300	>300
Диаметр эксплуатационной колонны, мм	114	127-140	140-146	168-178	178-194

Газовые скважины

Суммарный дебит, м3/сут∙103	<75	<250	<500	<1000	<5000
Диаметр эксплуатационной колонны, мм	114	114-146	146-168	168-219	219-273

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

Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры долот для бурения под каждую колонну (d_д) находят из следующих соотношений [1]:

- диаметр ствола скважины под обсадную колонну с наружным диаметром по муфте (d_м)

- наружный диаметр предыдущей обсадной колонны [(d_н)_пред]

где ∆_н - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины;

∆_в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (от 5 до 15 мм):

δ - наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны.

Расчетные значения диаметров долот уточняют по ГОСТу 20692-2003. а

обсадных труб по ГОСТу 632-80. Ниже приведены требуемые [1] значения ∆_н

для ряда обсадных труб.

Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин

Чем больше диаметр и, следовательно, жесткость колонны, тем больше зазор. В наклон­ных скважинах, как правило, зазор несколько больше, чем в вер­тикальных. Если длинный участок ствола скважины пробурен через недостаточно устойчивые породы, склонные к выпучива­нию, величину зазора ∆_н приходится брать больше, чем в случае, если ствол пробурен в устойчивых породах. В скважинах много­колонной конструкции часто ограничиваются минимальными за­зорами, даже если это не вполне благоприятно для работ по раз­общению пластов.

Величину зазора ∆_в выбирают с учетом возможного неблаго­приятного сочетания овальности труб предыдущей обсадной ко­лонны, допусков на диаметр этих труб и на диаметр долот для бурения под последующую колонну. Обычно ∆_в=5-15 мм; боль­ший зазор принимают для долот большого диаметра.