Проектирование конструкции скважины

Конструкция скважины включает в себя данные:

• о глубине скважины;

• о способе вскрытия продуктивного горизонта и конструкции призабойной зоны;

• о диаметре скважины в различных интервалах;

• о диаметрах и глубинах спуска обсадных колонн;

• об интервалах затрубного цементирования с указанием свойств тампонажных смесей;

• об интервалах и параметрах искусственного искривления скважины.

Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, конструкция скважины должна обеспечивать:

• максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;

• применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

• условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

• получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

• условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

• максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Для крепления стенок скважины и решения других задач в нее могут быть опущены следующие колонны обсадных труб:

1. Направление длиной от нескольких до десятков и сотен метров, предназначенное для предотвращения размыва устья скважины и организации циркуляции бурового раствора. В ряде случаев направление может отсутствовать, а для соединения скважины с циркуляционной системой на устье выкапывается приямок и используется вертикальный шламовый насос (ВШН). При бурении в зонах многолетнемерзлых пород направлений может быть несколько (удлиненные направления), предназначенных для перекрытия интервалов несвязных горных пород, обрушающихся в результате растепления. Иногда направление задавливается (забивается).

2. Кондуктор длиной до 1000 – 1200 м, предназначенный для перекрытия разреза с неустойчивыми породами и пресноводных пластов, а также установки противовыбросового оборудования (ПВО) и подвески последующих колонн.

3. Промежуточная (техническая) колонна.

Таких колонн может быть несколько. Они предназначены для разобщения интервалов скважины с несовместимыми условиями бурения. Необходимая глубина спуска промежуточных колонн определяется по градиентам пластовых (поровых) давлений, давлений гидроразрыва (поглощения ) пород и по устойчивости стенок скважины.

Промежуточные колонны могут быть сплошными, т.е. доходящими до устья скважины, и потайными, которые в свою очередь делятся на хвостовики, входящие в верхней части в предыдущую колонну, и летучки.

4.Эксплуатационная колонна, предназначенная для разобщения продуктивного горизонта от остальных пород, сообщения эксплуатируемого пласта с поверхностью, воздействия на пласт с целью интенсификации притока флюида, размещения необходимого эксплуатационного оборудования.

Минимальная глубина спуска кондуктора и промежуточных колонн определяется также исходя из того, чтобы исключить возможность гидроразрыва пород после полного замещения в скважине бурового раствора пластовым флюидом при загерметизированном устье скважины (закрытом превенторе).

Конструкция скважины считается одноколонной, если отсутствуют промежуточные колонны, т.е. направление и кондуктор в число колонн не входят.

Все выходящие на поверхность обсадные колонны, кроме направления и кондуктора, необходимо подвешивать на устье и жестко связывать с уже спущенными колоннами с помощью колонных головок, обеспечивающих:

• монтаж противовыбросового оборудования;

• контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

• возможность аварийного глушения скважины;

• герметичность межколонных пространств;

• испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность;

• монтаж необходимого оборудования для освоения и эксплуатации скважины.

Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

• продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

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

• истощенные горизонты;

• водоносные проницаемые горизонты;

• горизонты вторичных (техногенных ) скоплений нефти и газа;

• интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;

• 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 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.

В курсовом проекте по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» проектируется вертикальная скважина и рассчитываются только диаметры ствола и обсадной колонны, а конструкция призабойной зоны, количество и глубины спуска колонн принимаются такими же, какие применялись на предприятии, где проходила производственная практика, и где был собран исходный материал.

Проектирование производится снизу вверх. Сначала задается диаметр эксплуатационной колонны, исходя из предполагаемого дебита скважины, ориентируясь на данные табл.2.1.

Таблица 2.1. Рекомендуемые условные диаметры эксплуатационной колонны

Для выбранных труб по табл. 2.2 определяется диаметр муфт, а по данным табл. 2.3. – необходимый зазор между муфтой и стенкой скважины. Этот зазор определен Правилами безопасности и необходим для обеспечения беспрепятственного спуска колонн и качественного их цементирования.

Таблица 2.2. Основные размеры обсадных труб и муфт к ним, мм

Таблица 2.3. Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадной колонны и скважины

Расчет минимально допустимого диаметра скважины Д_скв ведется по формуле

(2.1)

где Д_м – диаметр муфты; δ – необходимый зазор.

По найденному значению диаметра скважины подбирается ближайший больший нормализованный по ГОСТ 20692 – 75 диаметр долота Д_д (см. табл. 3.3, 3.4). По принятому диаметру долота рассчитывается внутренний диаметр Д_в предыдущей обсадной колонны по формуле

(2.2)

где ∆ - радиальный зазор между долотом и внутренней стенкой обсадной трубы.

Величина ∆ принимается равной 5…10 мм. По внутреннему диаметру колонны по табл.2.2. выбирается ближайший больший нормализованный наружный диаметр труб и муфт к ним. В курсовом проекте принимаются средние значения толщины стенки колонны и величины зазора.

Такой расчет ведется для всех запроектированных колонн.

На последнем этапе проектирования выбирается колонная головка. Однофланцевые колонные головки (рис.2.1, а) крепятся к обсадной трубе с помощью резьбы или сварки, а двухфланцевые (рис. 2.1, б) – к предыдущей головке с помощью болтов.

Принято следующее условное обозначение колонных головок ОКК1 – 21 – 168х245 ГОСТ 30169 – 94.

Здесь

О – оборудование;

К – колонны обсадных труб;

К – клиновой трубодержатель;

1 – количество корпусов (подвешиваемых обсадных колонн), может быть 2,3;

21 – рабочее давление верхнего фланца, МПа;

168х245 – диаметры обсадных колонн, для которых предназначена колонная головка, мм.

	Рис.2.1. Колонные головки по ГОСТ 30196 – 94: а – однофланцевая нижняя; б – двухфланцевая промежуточная или верхняя; 1 – корпус с верхним фланцем; 2 – верхний уплотнитель; 3 – трубодержатель клиньевой; 4 – боковой отвод; 5 – нижняя часть корпуса, соединяемая с обсадной трубой на резьбе, сваркой или другим способом; 6 – нижний уплотнитель; 7 – нижний фланец

Параметры колонных головок приведены в табл. 2.4 и 2.5.

Таблица 2.4. Основные параметры однофланцевых колонных головок

Таблица 2.5. Основные параметры двухфланцевых колонных головок