Конструкции скважин и их проектирование

Заказчиком скважин является промысел. Буровое предприятие выступает в роли подрядчика. Заказчик заказывает скважину на определенный продуктивный горизонт и задает диаметр последней, спущенной в скважину колонны. Геологическая служба дает подробное описание разреза месторождения, включая данные о пластовых давлениях и давлениях гидроразрыва пластов. Эта информация является исходной для проектирования конструкции скважины.

Порядок проектирования. Первой операцией является определение совместимости пластов всего разреза скважины. Для этого проводят расчет относительных пластовых давлений и давлений гидроразрыва. При проведении расчетов принимается, что относительные давления в пределах пласта постоянные, т.е.

p' _п = р _п / р _в = const; (9.1)

p' _гр = р _гр / р _в = const, (9.2)

где p' _п и p' _гр - относительные пластовое давление и давление гидроразрыва; p _в - давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений:

p _в = r_в gz,(9.3)

где r_в - плотность воды; g - ускорение силы тяжести; z - глубина бурения по вертикали, на которой произведен замер соответствующего давления. Плотность бурового раствора r_бр также рассчитывается в относительных величинах:

r_о = r_бр /r_в. (9.4)

Пласты совместимы для бурения, если относительные плотности бурового раствора r_о, рассчитанные по величинам названных давлений для этих пластов, удовлетворяют неравенству

r_оmin £ r_о £ r_оmax, (9.5)

где r_оmin - минимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по пластовому давлению; r_оmax - максимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по максимально допустимому давлению в скважине из условий гидроразрыва или экологических требований по предупреждению загрязнения буровым раствором пластов пресной воды и продуктивных пластов.

r_оmin = kp' _п; (9.6)

r_оmax = k _гр р' _гр, (9.7)

где k и k _гр - коэффициенты запаса, учитывающие возможные колебания давления в скважине. Величины k приведены в табл. 9.1, а k _гр принимают 0,95.

Таблица 9.1

Коэффициент запаса k и допустимая репрессия на пласты

Глубина залегания подошвы пласта, м	£ 1200	1200 ¸ 2500	³ 2500
k	1,10 ¸ 1,15	1,05 ¸ 1,10	1,04 ¸ 1,07
D p, МПа, не более	1,5	2,5	3,5

Экологические требования предусматривают ограничение избыточного статического давления (репрессии) бурового раствора на пласты с пресной водой и продуктивные пласты величиной D р, значения которой также приведены в табл. 9.1. Тогда

r_оmaxэ = p' _п + D р/р _в. (9.8)

В соответствии с неравенством (9.4) принять решение о совместимых интервалах бурения. Для облегчения принятия решений необходимо построить совмещенные графики относительных плотностей бурового раствора. Пример такого графика приведен на рис.9.6.

На рис. 9.6, а график а отражает минимально допустимые плотности бурового раствора, график b – максимально допустимые плотности из условия предупреждения гидроразрыва, а график с – максимально допустимые плотности по экологическим требованиям. Допустимый диапазон изменения плотности бурового раствора показан косой штриховкой.

Рис. 9.6. Зависимости относительных предельных плотностей бурового раствора от глубины бурения (а) и варианты конструкции скважины с хвостовиком (б) и с потайной технической колонной (в)

Второй операцией является определение количества и глубин спуска обсадных колонн. Из рис. 9.6, а следует, что первый и второй интервалы совместимы, т.к. диапазоны допустимых плотностей бурового раствора перекрываются, и можно применить общий буровой раствор с плотностью от 1,15 до 1,28. Но первый интервал содержит пресную воду и должен быть перекрыт экологической колонной - кондуктором (рис. 9.6, б,в). Поэтому он выделяется как отдельный интервал и исключается из сопоставления с последующими интервалами.

Второй и третий интервалы также совместимы, а четвертый интервал не совместим с третьим, т.к. диапазоны допустимых плотностей бурового раствора не перекрываются. Второй и третий интервалы также следует перекрыть обсадной колонной (эксплуатационной). Четвертый и пятый интервалы совместимы. Так как их общая толщина невелика, то их можно перекрыть хвостовиком (короткой колонной), спускаемым на бурильных трубах, которые после цементирования хвостовика извлекаются из скважины.

Возможен другой вариант конструкции скважины. Второй, четвертый и пятый интервалы бурения совместимы. Поэтому третий интервал может быть перекрыт потайной колонной (рис. 9.6, в), бурение продолжено до проектной глубины и в скважину спущена эксплуатационная колонна. Решение принимается на основании дополнительных технико-экономических расчетов.

Первая обязательная колонна - кондуктор (см. рис.9.6, б) - 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).

Вторая колонна обсадных труб (1-й вариант) спускается от устья до кровли следующего несовместимого интервала. Голова хвостовика должна быть выше низа предыдущей колонны на 100… 300 м, а низ 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. Для защиты устья скважины от размыва при бурении под кондуктор может устанавливаться направление. Если направление короткое (около 2 м), то оно устанавливается во время строительства буровой, а если требуемая глубина установки больше, то ведется бурение как под кондуктор.

Цементирование кондуктора и направления производится на всю глубину 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 скважины.

Третья операция - решение о плотности бурового раствора по интервалам. 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.

Четвертая операция – расчет диаметров долот и обсадных колонн. Расчет начинают с определения диаметра долота D для бурения последнего интервала:

D = d_м + 2D _н, (9.10)

где d _м - диаметр муфты обсадных труб последней колонны (в рассматриваемом примере хвостовика); D_н - величина зазора между стенкой скважины и муфтой. Полученный диаметр округлить до ближайшего большего по ГОСТ на долота.

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

d = D + 2D_в, (9.11)

D_в - запас, обеспечивающий спуск долота в скважину через эту колонну:

D_в = d + (3…5), мм, (9.12)

где d - ожидаемая толщина стенки обсадной трубы (можно принять d = 10 мм). Диаметр трубы, полученный по формуле (9.11), округлить до ближайшего большего по ГОСТ на обсадные трубы. Расчет последовательно выполняется для всех интервалов бурения. Рис. 9.6, б,в с проставленными на них результатами расчетов представляют собой варианты конструкции скважины.

Дата добавления: 2015-07-13