Зменшення діаметра експлуатаційної колони.

З декількох можливих варіантів вибирають найбільш економічний, тобто такий, що дозволяє забезпечити вирішення всіх задач при мінімумі витрат на розвідку родовища (для пошуково-розвідувальних свердловин), або при мінімумі собівартості одиниці продукції (для видобувних свердловин).

Вибір кількості і глибин спуску обсадних колон

Проектування раціональної конструкції свердловини починають з вивчення геологічного розрізу свердловини і в ньому виділяють інтервали можливих ускладнень (катастрофічні поглинання, високо пластичні глини, соленосні товщі, тощо), які необхідно ізолювати обсадними колонами, а також виділяють інтервали із несумісними умовами буріння.

Несумісними вважаються умови, в тих інтервалах, які за показниками пластових тисків (коефіцієнт аномальності пластового тиску k_а) і тисків гідророзриву порід (індекс тиску поглинань k_п) неможливо пробурити відкритим стовбуром з використанням бурового розчину однієї густини без погрози виникнення ускладнень в виді перетоків (поглинання, НГВП, грифонів, фонтанів).

Зони з несумісними умовами буріння виділяють за допомогою суміщеного графіку індексів тисків, який будується на основі розрахованих коефіцієнта аномальності пастового тиску та індексу тиску поглинань для кожного літологічного підрозділу за формулами

(11.5)

(11.6)

де і – пластовий тиск і тиск гідророзриву (поглинання) гірських порід, які знаходяться на глибині Z, Па;

– густина прісної води, кг/м³;

g = 9,81м/с² – прискорення вільного падіння;

Z – глибина січення, на якій визначається пластовий тиск і тиск гідророзриву (де можливе поглинання) гірських порід, м.

При відсутності промислових даних тиск гідророзриву порід визначається за формулою

(11.7)

Після визначення значень коефіцієнтів аномальності та індексів тиску поглинань на суміщений графік наносять точки, що відповідають їх значенням і проводять вертикальні прямі зміни коефіцієнта аномальності, та індексу тиску поглинань (рисунок 11.18). Кожний літологічний підрозділ розділяють горизонтальними прямими.

Поінтервально визначають відносну густину бурового розчину

(11.8)

де - коефіцієнт запасу, який визначає величину репресії на пласт.

Значення коефіцієнта запасу задається виходячи з наступних рекомендацій:

Інтервал знаходження продуктивного горизонту, м,……………….< 1200 1200-2500 > 2500

………………………………………………………1,1-1,15 1,05-1,1 1,04-1,07

Репресія на пласт, МПа…………………………………. 1,5 2,5 3,5

Густина бурового розчину в межах однієї зони повинна бути постійною, та не допустити проявів пластових флюїдів ті поглинань. На суміщеному графіку тисків виділяють зони з несумісними умовами буріння, які є зонами кріплення свердловини обсадними колонами.

Кількість зон кріплення відповідає кількості обсадних колон. Крім цього, в деяких випадках необхідно проектувати спуск направлення, а також слід враховувати й інші фактори (величина інтервалу буріння з-під башмака попередньої колони при бурінні під наступну колону, наявність у розрізі товщі солей, інтервали жолобоутворень, тощо).

Одним із основних факторів при виборі конструкції свердловини повинно бути врахування зношування внутрішньої поверхні стінок попередньої обсадної колони, що має великий вплив на її міцність та герметичність. На інтенсивність зношування внутрішньої поверхні стінок попередньої обсадної колони впливають такі фактори як потужність інтервалу буріння, твердість гірських порід, типи бурових доліт, спосіб буріння тощо. Якщо в процесі буріння розкриваються продуктивні пласти з невисокими пластовими тисками, то доцільно передбачати спуск хвостовика а не суцільної (проміжної) обсадної колони.

Глибина спуску колони визначається глибиною границі розподілу суміжних зон з несумісними умовами буріння. Необхідно також врахувати, що нижній кінець обсадної колони повинен бути розміщений у стійких непроникних породах.

Якщо на обсадну колону проектується встановлювати превентори, то її башмак повинен бути на такій глибині, щоб при глушінні проявлення не відбулося розриву порід, що залягають нижче.

Вибір діаметрів обсадних колон і доліт

Розрахунок діаметрів обсадних колон ведеться починаючи з експлуатаційної колони.

Діаметр експлуатаційної колони вибирають виходячи із максимально очікуваного дебіту свердловини.

У більшості випадків діаметр експлуатаційної колони визначається замовником.

Приблизні співвідношення діаметрів експлуатаційних колон і дебіту для нафтових і газових свердловин, що застосовуються на практиці, наведені в таблицях 11.3 і 11.4.

Таблиця 11.3 – Нафтові свердловини

Таблиця 11.4 – Газові свердловини

В любому випадку діаметр експлуатаційної колони повинен бути таким, щоб в свердловині можна було б виконувати ремонтні роботи і виконати весь необхідний комплекс геолого-геологічних досліджень.

Діаметри проміжних колон і кондукторів, а також діаметри доліт для буріння під кожну із цих колон знаходять із таких співвідношень:

• діаметр долота D_д для буріння під конкретну колону (наприклад, експлуатаційну) завжди повинен бути дещо більший від найбільшого (максимального) зовнішнього діаметру d_max колони (її елементів).

(11.9)

де d_max – максимальний зовнішній діаметр обсадної колони (муфти, розтрубу);

- мінімально необхідний радіальний зазор для вільного проходження колони у свердловину при її спуску, мм.

Залежність величини зазору від діаметру обсадної колони наведені в таблиці 11.5.

Таблиця 11.5 – Рекомендований радіальний зазор

Слід врахувати, що у похилих свердловинах зазор дещо більший, ніж у вертикальних а також рекомендації які приведені в таблиці 11.6.

Таблиця 11.6 – Мінімально допустима різниця діаметрів стовбура свердловини і муфти обсадної колони

Номінальний діаметр обсадної колони, мм	Різниця діаметрів 2 , мм
114,3;	15,0
127,0, 139,7;	20,0
146,1, 168,3;	25,0
244,5, 273,1;	35,0
298,5, 323,9, 426,0	35,0-45,0

• внутрішній діаметр d_вп попередньої обсадної колони повинен бути більшим від діаметру долота D_д для буріння під наступну обсадну колону:

, (11.10)

де - радіальний зазор між внутрішнім діаметром колони і долотом для вільного його проходження, мм.

Величину зазору приймають = 5-10мм, причому зазор збільшують при збільшенні діаметру долота.

Знаючи необхідний внутрішній діаметр колони, знаходять за стандартом відповідний йому зовнішній діаметр обсадних труб при певній товщині стінок.

Вибір способу спуску обсадних колон

Більшість обсадних колон спускають у свердловину в один прийом. Проте нерідко на великих глибинах колону спускають частинами (секціями), відповідно в два або три прийоми. Так роблять у випадках, якщо вага обсадної колони перевищує вантажопідіймальність бурової установки, якщо із-за недостатньої міцності обсадних труб на розтяг неможливо скомпонувати суцільну колону; якщо колону необхідно ділити на частини із-за безпеки виникнення ускладнень. Довжину нижньої частини (секції) вибирають так, щоб її кінець знаходився вище башмака попередньої колони на 50-100м або на 200м вище покрівлі можливої зони ускладнень в інтервалі залягання стійких порід.

Вибір інтервалів цементування

Інтервали цементування обсадних колон проектуються згідно вимог [4].

Цементування кондукторів і хвостовиків у свердловинах всіх категорій проводиться на всю довжину.

Проміжні колони у всіх пошукових, розвідувальних, параметричних опорних і газових свердловинах незалежно від глибини, а також в нафтових свердловинах глибиною більше 3000м цементуються на всю довжину. Проміжні колони у нафтових свердловинах глибиною до 3000м цементуються в інтервалі довжиною не менше як 500м від башмака.

Експлуатаційні колони всіх свердловин, крім нафтових, цементуються на всю довжину, а в нафтових - від башмака колони до перерізу, розміщеного не менше, ніж на 100м вище башмака попередньої обсадної колони. Дозволяється останній варіант і при цементуванні експлуатаційних колон в інших категоріях свердловин за умови, що забезпечується герметичність з'єднань обсадних труб.

Вибір способу цементування

Спосіб цементування вибирають в основному в залежності від тиску гідророзриву гірських порід, а інколи від температури на вибої свердловини та інших факторів.

Найбільш розповсюдженим способом цементування являється одноступеневе цементування обсадних колон. Але досить часто в практиці застосовується і ступеневий спосіб цементування.

Місце встановлення муфти ступеневого цементування (МСЦ) при ступеневому цементуванні обсадної колони вибирають з врахуванням розподілу тиску, що виникає в свердловині під час цементування обсадних колон на поглинаючі пласти, які схильні до гідророзриву. При цьому слід врахувати наступне

(11.11)

де - тиск гідророзриву (поглинання) гірських порід, які знаходяться на глибині Z, Па;

і - густина відповідно бурового і тампонажного (цементного) розчинів в свердловині, кг/м³;

h - глибина крівлі цементного каменю, м;

Z - глибина січення, де можливе поглинання, м;

1 кПа/м - градієнт гідродинамічного тиску в кільцевому (затрубному) просторі свердловини в кінці цементування.

Виходячи з цього, можна зробити висновок, що глибина встановлення МСЦ повинна бути більшою за значення

(11.12)

Якщо значення h від'ємне, то можна приймати одноступеневий спосіб цементування обсадної колони. При додатному значені h необхідно приймати ступеневий спосіб цементування, причому, глибина встановлення МСЦ повинна бути меншою за визначене значення h.

Глибину встановлення МСЦ ще можна попередньо визначити з такого виразу

(11.13)

Якщо глибину встановлення МСЦ визначити використавши тільки цю формул, то це означає, що тиски на манометрі ЦА в кінці цементування першої і другої ступені повинні бути однакові. На практиці така ситуація буває рідко. Тому, враховуючи вищесказане, місце встановлення МСЦ вибирають з врахуванням конструкції свердловини (знаходження башмака попередньої колони, літологічний розріз свердловини, результати профілеметрії та інше).

Слід врахувати, що ступеневе цементування застосовують також з метою уникнення заколонних газонафтоводопроявів в період тужавлення тампонажного розчину. В такому випадку МСЦ в обсадній колоні встановлюють на 200 - 300м вище покрівлі продуктивного пласта.

Виходячи з вищевказаних рекомендацій, а також метод входження в продуктивний пласт та спосіб закінчування свердловини, приймають певну конструкцію свердловини та показують її графічне зображення (рисунок 11.19).