4 Выбор конструкции скважины

Под конструкцией скважины следует понимать совокупность данных о числе, глубинах спуска и диаметрах обсадных колонн, диаметрах скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.

Конструкция скважины должна быть прочной и обеспечивать:

– изоляцию продуктивных горизонтов;

– минимальные затраты средств на разведку и разработку месторождения;

– достижение необходимого режима бурения и эксплуатации;

– доведение скважины до проектной глубины.

Конструкция скважины состоит из направления, кондуктора, эксплуатационной и промежуточных колонн.

На практике в глубокие скважины обычно спускают несколько обсадных колонн, которые различаются по назначению и глубине спуска (рисунок 2):

1) Направление – служит для закрепления устья скважины и отвода изливающегося из скважины бурового раствора в циркуляционную систему, обычно спускается на глубину 3 – 25 м;

2) Кондуктор – устанавливается для закрепления стенок скважины в интервалах, представленных разрушенными и выветрелыми породами, и предохранения водоносных горизонтов - источников водоснабжения от загрязнения, глубина спуска до нескольких сот метров;

3) Промежуточная колонна – служит для изоляции интервалов слабосвязанных неустойчивых пород и зон поглощения промывочной жидкости; глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных интервалов;

4) Эксплуатационная колонна – образует надежный канал в скважине для извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пласт; глубина ее спуска определяется положением продуктивного объекта. В интервале продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтром;

5) Потайная колонна – служит для перекрытия некоторого интервала в стволе скважины; верхний конец колонны не достигает поверхности и размещается внутри расположенной выше обсадной колонны. Если она не имеет связи с предыдущей колонной, то называется «летучкой».

Едиными техническими правилами ведения буровых работ (ЕТП) предусматривается цементирование по всей длине кондукторов, промежуточных и эксплуатационных колонн в газовых и разведочных скважинах, а также промежуточных колонн в нефтяных скважинах глубиной свыше 3000 м. Интервал цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах допускается ограничивать участком от башмака до границы, расположенной не менее чем на 100 м выше башмака предыдущей обсадной колонны, а промежуточных колонн в нефтяных скважинах глубиной менее 3000 м – интервалом не менее 500 м от башмака, учитывая при этом геологические условия.

При бурении скважин на морских акваториях с опорных или плавучих средств от водной поверхности к донному устью скважины устанавливают подвесную водоизолирующую колонну, которая служит для подъема промывочной жидкости к поверхности и является направлением для бурильной колонны во время ее спуска в скважину.

1 – направление; 2 – кондуктор; 3 – промежуточная колонна; 4 – эксплуатационная колонна; 5 – потайная колонна

Рисунок 1 – Направление обсадных колонн и их расположение в стволе скважины

5 РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Расчет эксплуатационных колонн проводится при проектировании с целью выбора толщин стенок и групп прочности материалов обсадных колонн при заданной конструкции, известных наружных и внутренних избыточных давлениях, нормированных коэффициентом запаса прочности.

Эксплуатационные колонны рассчитываются с учетом максимальных значений избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробовании, эксплуатации, ремонте скважин и т.д.). Значения внутренних давлений максимальны в период ввода скважин в эксплуатацию (при закрытом устье) или при нагнетании в скважину жидкостей для интенсификации добычи (гидроразрыв). Значения внутренних давлений обычно минимальны при окончании эксплуатации скважин.

Эксплуатационную колонну принято рассчитывать на:

- сопротивляемость смятию при действии на них избыточного наружного давления:

;

- сопротивляемость разрыву при действии на них избыточного внутреннего давления:

;

- сопротивляемость расстройству резьбовых соединений и обрыву труб в наиболее ослабленном сечении под действием осевых растягивающих сил:

;

где Р_ОС - наружное давление на колонну в рассматриваемом сечении, Па;

Р_В - внутреннее давление в колонне в том же сечении, Па;

q_i - приведенная масса трубы с данной толщиной стенки, кг/м;

l_i - длина секции, составленной из таких труб, м;

i - порядковый номер секции (счет секций ведут снизу вверх);

Р_С - сила сопротивления перемещению нижерасположенного участка колонны, Н.

Расчетная схема приведена на рисунке 2.

Рисунок 2 – Расчетная схема

Определяем наружные избыточные давления для следующих характерных точек:

1) ; ;

2 ) ; ;

МПа;

3) ; ;

МПа.

Строим эпюру наружных избыточных давлений АВС (рисунок 3).

Рисунок 3 - Эпюра наружных избыточных давлений при окончании эксплуатации скважины

Определяем внутреннее избыточное давление из условия испытания обсадной колонны на герметичность.

Давление опрессовки определяем по справочной таблице 5 [3]: для 146 мм обсадной колонны Р_ОП = 12,5 МПа.

Таблица 5 – Минимально необходимое избыточное внутреннее устьевое давление при испытании на герметичность Р_ОП

Наружный диаметр колонн, мм	114-127	140-146	168	178-194	219-245	273-351	377-508
Давление РОП, МПа	15,0	12,5	11,5	9,5	9,0	7,5	6,5

Давление на устье определяется по формуле:

;

МПа.

Определяем внутренние избыточные давления для следующих характерных точек:

1) ; или (принимается большая величина);

МПа

Согласно приведенным выше данным, для 146-мм колонны принимаем МПа.

2) ; ;

МПа;

3) ; ;

МПа.

Строим эпюру внутренних избыточных давлений АВС (рисунок 4).

Рисунок 4 - Эпюра внутренних избыточных давлений при испытании колонны на герметичность

Вычисляем значение произведения . Для этого по справочной таблице 6 [1], в зависимости от профиля, глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны, определяем – коэффициент запаса прочности. Для вертикальной скважины с глубиной 1700 м и диаметром 146 мм, запас прочности для первой снизу секции колонны (в зоне эксплуатационного объекта) принимаем равным 1,15.

Таблица 6 – Зависимость коэффициента запаса прочности от профиля, глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны

Диаметр трубы, мм	Длина колонны, м	Запас прочности для скважины
		вертикальный	наклонно- направленный
114-168	<3000	1,15	1,3
	>3000	1,3	1,3
178-219	<1500	1,3	1,45
	>1500	1,45	1,45

МПа.

В соответствии с таблицей прочностных характеристик приложения 2 [3] подбирают трубы с . Такому давлению соответствуют трубы из стали марки прочности Д с толщиной стенки мм, для которых МПа (первая секция труб).

Для второй секции выбираем трубы той же группы прочности с толщиной стенки мм, для которых МПа. С учетом запаса прочности трубы выдержат давление:

МПа

По эпюре давлений (рисунок 3) находим, что это давление соответствует глубине м, т.е. эти трубы могут быть спущены только до глубины 1650 м. Тогда длина первой секции с толщиной стенки мм будет равна:

м.

Вес ее определяем по справочной таблице приложения 12 [3]:

кН.

Для третьей секции берем трубы с мм, для которых МПа. Поскольку МПа, что соответствует (по рисунку 3) глубине 1330 м, а значит 1330<1650 (начало зоны эксплуатационного объекта), то принимаем .

Определяем по эпюре наружных избыточных давлений (рисунок 3), что давлению 19,4 МПа соответствует м. Следовательно, длина второй секции с толщиной стенки мм, вычисляется как:

м.

Вес второй секции труб определяем по таблице приложения 12 [3]:

кН.

Общий вес двух секций:

кН.

Определяем длину третьей секции ( мм), исходя из расчета на растяжение. Для этих труб страгивающая нагрузка МН (таблица приложения 5 [3]) и вес одного погонного метра Н (принимаем из таблицы приложения 12 [3]).

Тогда длина третьей секции будет равна:

м.

Следовательно, запас прочности на внутреннее давление для труб третьей секции с мм достаточный.

Принимаем длину третьей секции м, а ее вес (таблица приложения 12 [3]).

Общий вес колонны составит:

.

Результаты расчетов сводим в таблицу 7.

Таблица 7 – Результаты расчетов

Номер секции снизу – вверх	Интервал установки секции, м		Длина секции, м	Масса секции, МН	Нарас-тающая масса, МН	Характеристика обсадной трубы			Толщи-на стенки, мм
	от (верх)	до (низ)				Номи-нальный наружный диаметр, мм	Код соеди-нения	Марка (группа прочности) материала труб
1	1650	1670	20	0,0053	0,0053	146	-	Д	7,7
2	1525	1650	125	0,0304	0,0357	146	-	Д	7,0
3	0	1525	1525	0,3447	0,3804	146	-	Д	6,5