3 Конструирование скважины и выбор плотности

промывочной жидкости для совместимых интервалов бурения

Первая обязательная колонна – кондуктор (рисунок 1б) – должна быть спущена до кровли второго интервала, если первый и второй интервалы несовместимы, и ниже кровли второго интервала на 50 м, если названные интервалы совместимы (как в рассматриваемом примере). В этом случае глубина спуска кондуктора z_конд равна

z_конд = z_кр2 + 50, м, (3.1)

где z_кр2 – глубина залегания кровли второго интервала.

Вторая колонна обсадных труб (1-й вариант) спускается от устья до кровли следующего несовместимого интервала. Голова хвостовика должна быть выше башмака предыдущей колонны на 100… 300 м, а башмак на проектной глубине. Такая установка нужна для надежной изоляции друг от друга несовместимых пластов. Так как вторая колонна обсадных труб последняя, спущенная от устья, то она является эксплуатационной. В случае конструкции скважины с потайной колонной (2-й вариант) требования к потайной колонне такие же, как и к хвостовику.

Цементирование кондуктора производится на всю глубину от башмака до устья скважины. Последующие колонны цементируются так, чтобы цемент вошел в предыдущую колонну на 100…300 м. В случае газового месторождения все колонны, спущенные от устья, цементируются до устья.

Далее необходимо принять решение о плотностях бурового раствора. Плотность бурового раствора должна быть минимально возможной, но обеспечить нормальные условия бурения.

Правило: в пределах совместимых пластов плотность бурового раствора с глубиной может увеличиваться, но не должна уменьшаться.

Для рассматриваемого примера она должна удовлетворять бурению, как первого интервала, так и верхней части второго интервала. Принимаем _о1 = _о2 = 1,15 (рисунок 1а). Эта плотность промывочной жидкости обеспечивает нормальные условия бурения только до кровли третьего интервала, перед вскрытием которого плотность промывочной жидкости следует увеличить до _о3 = 1,35 (первый вариант).

Выбор свойств промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта проводится особенно тщательно, т.к. от этого зависит продуктивность скважины при эксплуатации. Четвертый и пятый пласты совместимы. Их следует вскрывать на промывочной жидкости с плотностью _о4 = _о5 = 1,1. Для 2-го варианта плотность жидкости должна удовлетворять второму, четвертому и пятому интервалам. Этому требованию соответствует промывочная жидкость с плотностью 1,15.

Если продуктивный пласт и нижележащий пласт несовместимы, то вскрывать последний не рекомендуется. В этом случае скважина бурится только до подошвы продуктивного пласта.

4 Расчет диаметров долот и обсадных колонн

Р асчет ведется снизу вверх для всей конструкции скважины. Расчетная схема приведена на рисунке 2.

Рисунок 2 – Схемы к расчету диаметров конструкции скважины

Диаметр последней спускаемой в скважину колонны согласовывается с заказчиком и известен до начала расчета. Поэтому расчет начинается с определения диаметра долота D для бурения последнего интервала:

D = d_м + 2_н, (4.1)

где d_м - диаметр муфты обсадных труб последней колонны (в рассматриваемом примере хвостовика);

_н - величина зазора между стенкой скважины и муфтой.

В таблице 3 приведены необходимые для расчета справочные данные.

Таблица 3 - Диаметры труб и их муфт по ГОСТ 632-80 и рекомендуемые зазоры

Наружный диаметр труб d, мм	Диаметр муфт dм, мм	н, мм	Наружный диаметр труб d, мм	Диаметр муфт dм, мм	н, мм
114,3	133,0	5 - 15	298,5	323,9	15 - 30
127,0	146,0	5 - 15	323,9	351,0	20 - 40
139,7	159,0	10 - 20	339,7	365,1	20 - 40
146,0	166,0	10 - 20	351,0	376,0	20 - 40
168,3	187,7	10 - 20	377,0	402,0	25 - 50
177,8	198,0	10 - 20	406,4	431,8	25 - 50
193,7	215,9	10 - 25	426,0	451,0	25 - 50
219,1	244,5	10 - 25	473,1	508,0	25 - 50
244,5	269,9	10 - 25	508,0	533,4	25 - 50
273,1	298,5	15 - 30

Полученный по формуле (4.1) диаметр округляется до ближайшего большего диаметра долота по ГОСТ 20692-75: 152,4; 158,7; 165,1; 171,4; 190,5; 200,0; 215,9; 244,5; 250,8; 269,9; 295,3; 311,1; 339,7; 349,2; 374,6; 393,7; 444,5; 490,0; 660,4 мм.

Далее следует расчет диаметра предыдущей колонны (в рассматриваемом примере эксплуатационной):

d = D + 2_в, (4.2)

_в – запас, обеспечивающий спуск долота в скважину через эту колонну:

_в =  + (3…5), мм, (4.3)

где  – ожидаемая толщина стенки обсадной трубы, принять  = 10 мм.

Рекомендация: если не оговорено особо, то в расчетные формулы следует подставлять минимальные значения величин _н и _в.

Диаметр трубы, полученный по формуле (4.2), округлить до ближайшего большего в соответствии с таблицей 3.

Последовательно выполнить расчеты для всех обсадных колонн, составить схему конструкции скважины (рисунок 3) и проставить на ней диаметры скважины (долот), обсадных колонн, глубины их спуска и глубины расположения верхнего уровня цемента.

Рисунок 3 – Схема конструкции скважины