Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Исходные данные к проектированию конструк­ции скважины следующие: назначение и глубина скважины; геологический разрез и особенности бурения в данном районе; интервалы залегания, а также характеристика проницаемых го­ризонтов и продуктивной задежи.

Запроектированная конструкция скважины должна обеспе­чить: долговечность скважины как технического сооружения; надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохран­ность запасов жидких и газообразных полезных ископаемых; ми­нимум затрат на единицу добываемой продукции; возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения се­рьезных осложнений.

Порядок проектирования конструкции скважины следующий[3]. Прежде всего выбирается конструкция призабойного участка скважины. На рис. 6.1 показаны основные схемы оборудования призабойного участка и условия их применения (М. О. Ашра — фьян и др., 1987).

При выборе схемы (определении способа вхождения в продук­тивную толщу) следует оценить мощность продуктивной ТОЛ­ЩИ, выяснить число проницаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глубины скважины, определить ха­рактер насыщенности всех проницаемых пластов, т. е. содержат Пи они одну и ту же жидкость или насыщены разными (один — водой, второй — нефтью, третий — газом и т. д.); учесть соотно­шение коэффициентов аномальности пластовых давлений кл [см. формулу (2.15)] в продуктивной толще и в расположенных выше аее проницаемых горизонтах и оценить возможную степень за­грязнения продуктивной толщи буровым раствором в процессе Прения; выявить устойчивость пород продуктивной зоны.

£

Неоднородный

Однородный — .1

Отсутствуют Ьлизраспалотенные напорные горизонты и подошвенные Воды

Имеются Ълизраспо*тенные напорные горизонты или еазодая шапка у кровли

Раздельный. ~~г~	Способ эксплуатации
Раздельный ~~г-
Пласт устойчивый Пласт неустойчивый Пласт устойчивый Пласт неустойчивый
Рис. 6.1. Схема выбора оборудования призабойного участка сква I — цементный камень; 2 — эксплуатационная колонна; 3 — открытый подвески фильтра; 7— пртайная обсадная колонна-фильтр; 8— перфораии II — корпус гравийного фильтра; 12 — проницаемый тамцонажный мате

Порода пласта считается устойчивой, если прочность ее при одноосном сжатии удовлетворяет условию [23]

(6.1)

>

{РпЗ^-пп Рпп) (Рпл ^заб)

Д-М

где р, — коэффициент Пуассона для породы коллектора; рп — см. формулу (2.1); рэаб — забойное давление в скважине при экс­плуатации (нагнетании), Па.

онные отверстия; 9— потайная обсадная колонна; 10— гравийный фильтр; риал; 13— продуктивный пласт

Пример 6.1. Среднее пластовое давление во вскрытом неф­теносном песчанике в интервале 2135-2153 м рпл = 22 МПа, а прочность его при одноосном сжатии 8 МПа. Вблизи песчаника Других проницаемых пород нет. Проверить устойчивость поро­ды коллектора, если известно, что забойное давление в скважине пРи эксплуатации составляет 18 МПа, объемная плотность вы­шележащей толщи пород рп = 2215 кг/м3, а коэффициент Пуас­сона // = 0,3.

Решение. Приняв /гпл = (2153 + 2135)/2 = 2044 м, устойчи­вость породы пласта по формуле (6.1)

0,3

> 2

(2215 -9,8- 2044 — 22 • 106) + (22 — 18) 10е

и — 0,3 = 27,1 МПа.

Поскольку прочность нефтеносного песчаника меныде (8<С27,1) и коллектор неустойчив, следует предусмотреть дру. гую схему вхождения в продуктивную залежь.

В случае, если коллектор неустойчив, продуктивная залежь укрепляется специальным фильтром (рис. 6.1, з, и).

Пример 6.2. Выбрать конструкцию призабойного участка и глубину забоя поисковой скважины, если известна следующая характеристика залежи: водонапорная сводовая ненарушенная, коллектор представлен неустойчивым, нефтенасыщенным, рав­номерно и хорошо проницаемым песчаником (содержание рас­творенного в нефти газа незначительно). Глубина места вхожде­ния в залежь вертикальной скважины 3100 м. Подошва залежи по оси будущей скважины иа глубине 3150 м. Под подошвой залежи на глубине 3160 м имеется водосодержащий пропласток.

Выбор. При заданных условиях приемлем метод вхождения в продуктивную залежь, предусматривающий первичное вскры­тие пласта долотом такого же диаметра, как и вышележащие породы, с последующим спуском эксплуатационной колонны до проектной глубины (см. рис. 6.1, е). Способ цементирования — вытеснение цементного раствора через башмак колонны в за-

колонное пространство. За­тем пласт вторично вскры­вается посредством перфо­рации эксплуатационной ко­лонны и цементного кам­ня. Глубина забоя скважины выбирается исходя из сле­дующих соображений. Бу­рение целесообразно прекра-

Рис. 6.2. Конструкция приза­бойного участка скважины:

1 — эксплуатационная колонна;

2 — неустойчивые хорошо прони­цаемые песчаники; 3—кровля во­доносного горизонта; 4, 6 — сост — ветственно подошва и кровля про­дуктивной залежи; 5 — цемент­ный стакаи
тять на глубине, например, 3140 м, т. е. до вхождения в подошву Продуктивного пласта, поскольку вблизи подошвы продуктив­но пласта на глубине 3160 м залегает водоносный горизонт. Окончательное решение о глубине забоя скважины и интервале, на длине которого будет осуществляться вторичное вскрытие, будет приниматься при наличии геолого-геофизических данных

0 залежи.

Принятая конструкция призабойного участка скважины при­ведена на рис. 6.2 (Н. Г. Середа, 1994).

Вскрытие продуктивного пласта геотермальных скважин может осуществляться с открытым стволом (трещиноватые устойчивые породы), со спуском фильтровой колонны “внотай” в эксплуатационной и спуском эксплуатационной колонны с филь­тровой частью или с последующей перфорацией эксплуатацион­ной колонны против продуктивной зоны.

Диаметр эксплуатационной колонны выбирается в за­висимости от назначения скважины и возможного суммарного дебита продуктивного пласта (табл. 6.1).

При выборе диаметра эксплуатационной колонны, определя­ющем диаметр долота для бурения в продуктивном пласте, не­обходимо руководствоваться следующими принципами.

Для добывающей нефтяной скважины, требующей, после спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования, вторич­ного вскрытия продуктивного пласта перфорацией диаметры 140 или 160 мм удовлетворяют всем существующим способам эксплуатации нефтяной скважины. Диаметр эксплуатационной колонны нефтяной скважины следует увеличить в случае, если конструкцией призабойного участка предусматривается спуск колонны и ее цементирование до вскрытия продуктивного объ­екта с последующим бурением в нем долотами малого диаметра (139,7 или 146 мм). Окончательное решение о диаметре эксплу­атационной колонны зависит от мощности (толщины) пласта, ее литологической характеристики и конструкции эксплуатаци­онной колонны. При малой мощности пласта (10-30 м), сложен-

Т аблица 6.1 Суммарный де­бит, м3/сут Р екоменду емый диаметр экс­плуатационной колонны, мм Суммарный де­бит, м3/сут Р екоменду емый диаметр экс­плуатационной колонны, мм Нефтяные скважины Газовые скважины < 40 114 < 75 114 40-100 127-140 < 250 114-146 100-150 140-146 < 500 146-168 150—300 158-178 < 1000 168-219 > 300 1.78-194 < 5000 219-273

ной устойчивыми, не осыпающимися и не набухающими посде вскрытия породами, можно применить эксплуатационную к0. лонну диаметром 168 мм, а при значительной по мощности зале­жи (до нескольких сотен метров), даже если она сложена у стой, чивыми породами, следует использовать эксплуатационную ко­лонну диаметром 178 мм.

Приведенные рекомендации должны быть увязаны с код. струкцией эксплуатационной колонны (Н. Г. Середа, 1994).

Пример 6.3. Установить возможность применения долот диаметром 139,7 мм для бурения в продуктивном горизонте после выхода из-под башмака эксплуатационной колонны диа­метром 168 мм, в составе которой имеются секции с толщиной стенки труб 12,1 мм (см. гл. 10).

Решение. Устанавливается внутренний диаметр эксплуа­тационной колонны

dB = 168 — 2 ■ 12,1 = 143,8 мм.

Расчет указывает на невозможность использования долота с номинальным диаметром 139,7 мм для бурения в продуктивном горизонте, поскольку рекомендуемый зазор (табл. 6.2) 5-10 мм, а в рассматриваемом примере

143,8 — 139, 7 = 4,1 мм,

т. е. чуть более 2 мм на сторону.

Вывод. Если отказ от долота диаметром 139,7 мм и эксплу­атационной колонны диаметром 168 мм нежелателен, то необхо­димо подобрать трубы, в составе которых нет секций с толщиной стенок 12,1 мм.

Аналогичные расчеты показывают, что в случае необхо­димости использования эксплуатационной колонны диаметром 178 мм и бурения в продуктивном пласте долотом диаметром 146 мм требуется колонну сконструировать так, чтобы в ее со­ставе не было секций с толщиной стенок труб 12,7,13,7 и 15,0 мм.

Таблица 6.2 Наружный диа­метр обсадной колонны йн, мм 114-127 140-168 178-245 273-299 324-351 377-508 Радиальный за­зор между муф­той обсадной колонны и стен­кой скважины Д„, мм 5-15 10-20 10-25 15-30 20-40 25-50

Выбирая диаметр эксплуатационной колонны опорных, пара­метрических, структурных, поисковых, разведочных скважин, следует предусмотреть диаметр 114 или 127 мм. Исключение составляют скважины, которые могут стать продуктивными. В газовых добывающих скважинах эксплуатационную колонну желательно предусматривать диаметром 178 мм, а для скважин сложной конструкции — 168 или 146 мм. Наиболее распростра­ненный конечный диаметр геотермальных скважин (по зару­бежным данным) — 219 мм, реже — 168 мм; для вспомогатель­ных — 125-150 мм.

После установления диаметра эксплуатационной колонны приступают к определению числа обсадных колонн, спус­каемых в скважину, т. е. к выбору типа конструкции скважины. С этой целью строится график изменения коэффициента ано­мальности пластовых давлений кл [см. формулу (2.15)] и индекса давлений поглощения киогл [см. формулу (2.18)].

На основании данных изменения коэффициента и индекса кпогл выделяются зоны с несовместимыми условиями бу­рения (условия в двух смежных зонах несовместимы, если для перехода к разбуриванию нижней из них /?5 р или состав бурового раствора нужно изменять так, что это приведет к возникнове­нию осложнений в верхней зоне).

Для разбуривания пород в зонах с несовместимыми условиями бурения необходимо нормировать величину относительной плотности бурового раствора р0:

Ро — Рб. р/Рв• (6.2)

Опасность возникновения осложнений (поглощений, газонеф — тепроявлений, нарушений устойчивости горных пород) сводится к минимуму при соблюдении следующих условий:

К< Ро < k

ПОГЛ 1

(6.3)

К ^ Ро ^ ^-погл?

где ку — индекс давления устойчивости породы — отношение Давления относительной устойчивости породы ру на глубине Ну к давлению столба воды такой же высоты

ку = Ру/РвдНу] (6.4)

ру~РбРдНу (6.5)

Приступить к разбуриванию нижерасположенной зоны мож — а°, если надежно изолировать предыдущую путем спуска обсад — а°й колонны и цементирования заколонного пространства там — й°Нажным раствором.

Необходимая величина р0 нормируется с соблюдением следу, ющих условий:

а) условие предупреждения притока пластовых флюидов

Ро ^-р^а (^-6)

(кр — коэффициент резерва: кр = 1,10 — 1,15 в скважинах глуби, ной до 1200 м, кр = 1, 05ч-1,10 в скважинах глубиной 1200—2500 м и кр — 1,04-г — 1,07 в скважинах глубиной 2500 м);

б) условие предупреждения потери устойчивости стенок сква­жины

TOC o "1-5" h z Ро > ку (6.7)

(ку — индекс давления относительной устойчивости породы);

ку Ру / Рь (6.8)

(ру — давление относительной устойчивости горных пород на глубине Ну)]

Ру Рб. р9 Ну • (^*9)

Если разница между рпор в породе и давлением в скважине превышает величину депрессии, то

ку — ^апор Рдеп/Рв-) (6.10)

(Рдеп — депрессия на пласт, определяемая опытным путем);

в) условие предупреждения статической репрессии на продук­тивный пласт

TOC o "1-5" h z Ро ^ ^а Рреп. д/Рвч (6’И)

ИЛИ

Рв Рпп — РдИф. ДЧ (6-^)

где Рреп. д, Рдиф. л — соответственно допустимые репрессия и диф­ференциальное давление на пласт.

Ниже приведены рекомендуемые значения Рреп. д

Глубина 11, м…. < 1200 1200-2500 > 2500

Допустимая репрессия,

МПа, не более…. 1,5 2,5 3,5

Статическую репрессию на глубине Н вычисляют по форму­ле

Рреп — (Ро ^а) Рв1 (6.1^)

г) условие поддержания величины ра при разбуривании хемо — генных пород

Ро>Ро. н, (6-14) где Ро. и — относительная плотность водного раствора, полно­стью насыщенного солями разбуриваемой хемогенной горной по­роды ;

д) условие предупреждения поглощения бурового раствора

ро. э ^ ^погл? (6.15)

где Ро. э — относительная эквивалентная плотность столба буро­вого раствора

ро. э = Ро + (§гас! ргд +ру, к)/рв, (6.16)

где gradpгд — градиент гидродинамического давления в коль­цевом пространстве на участке от устья до глубины Н; руж — избыточное давление в кольцевом пространстве у устья.

Пример 6.4 [23]. Литологический состав пород нефтяного месторождения показан в табл. 6.3, а совмещенный граф без­размерных давлений — на рис. 6.3. Опыт показывает, что без опасности возникновения серьезных осложнений можно разбу­ривать глинистые породы сармата при депрессии до 3 МПа, чо — крака — при депрессии до 4 МПа, Майкопа — при депрессии до 7 МПа, песчаные породы карагана и чокрака — при репрес­сии не более 6 МПа, а нижнего мела — при репрессии не более 7 МПа. В некоторых скважинах, коммерческие скорости бурения которых через толщу майкопских глин были низкими, возникали осыпи этих пород (особенно при применении буровых растворов на водной основе) и желобообразования, поэтому спускали до­полнительные обсадные колонны для обеспечения устойчивости стволов скважин и предотвращения аварий.

Табли ц а 6.3 Интервал глубин, м Стратиграфическое подразделение Литологический состав пород 0-400 400-1200 1200-1700 1700-2700 2700-4200 4200-4250 4250-5200 Плиоцен+меотис Сармат Карагаи Чокрак Майкоп Фораминиферовые слои Мел Переслаивание глин, рыхлых пес­чаников и доломитизированных мергелей Толща глинистых пород Кварцевые песчаники с прослоя­ми глин Вверху до глубины 2200 м — кварцевые песчаники с прослоями глин, внизу — толща глинистых пород Толща глинистых пород; книзу возрастает песчанистость Карбонатные породы, пористо­трещиноватые Карбонатные породы с разви­той трещиноватостью, в ниж­ней части с прослоями глин и песчаников

Рис. 6.3. Совмещенный граф^ безразмерных давлений:

1 — коэффициент аномальностц.

2 — индекс давлений поглощения’ .? — относительная плотность буро, вого раствора

Песчаные горизонты, за­легающие до глубины Прц. блнзительно 200 м, насьнце- ны водами; проницаемые по­роды карагана. и чокрака — минерализованными водами, в отдельных интервалах — газосодержащими. Форамнни — феровые и меловые отложения нефтеносны. Средняя плот­ность нефти в закрытой сква­жине при фонтанной эксплуа­тации 580 кг/м3.

Требуется спроектировать предварительный вариант конструкции добывающей скважи­ны.

Решение. Рассчитаем значения относительной плотности бурового раствора.

В интервале 0-400 м во избежание притока пластовых вод из отложений плиоцена и меотиса [см. формулу (6.6)]

ро = (1,1-г 1,15) 1,02= 1,12-г-1,17,

а во избежание поглощений [см. формулы (6.15) и (6.16) при Ру к = 0 и Аргп = 1 кПа/м]

ра < 1,75- 1 • 103/(103 -9,8) = 1,64

и при рреп. д <1,5 МПа [см. формулу (6.11)]

1, 02 + 1. 5 — 10б

Ро "

<

1,40.

103 • 9,8 ■ 400 Принимаем р0 — 1,12.

В интервале 400-1200 м для предотвращения обвалива — ния глинистых пород согласно формулам (6.7) и (6.10) при Рлеп <3 МПа (см. условие примера)

1,8 — 3 * 3 0б

Ро >

= 1,54,

а для предотвращения разрыва этих пород [см. формулы (6.15) Я (6.10)]

^ 2,0 — 1 ■ 102 А р0 < 103 • 9,8 ~ ’

Принимаем р0 — 1,56.

Результаты аналогичных расчетов для других интервалов Приведены в табл. 6.4. По полученным результатам выбираем значения относительной плотности промывочной жидкости для бурения в разных интервалах скважины (см. графу 6 табл. 6.4).

Определим наибольшие значения репрессий на проницаемые породы при выбранной плотности жидкости.

Репрессия у подошвы верхнего мела на глубине 4700 м [см. формулу (6.13)]

рреп = (1,0 — 0,85) 10*-9,8-4700 = 6, 9 МПа.

Репрессия на, песчаник ка. рагана, на глубине 1600 м Рреп = (1,35 — 1,05) 103 — 9,8 — 1600 = 4,7 МПа.

Как видно из сопоставления с условиями примера, репрессии не превышают значений, выше которых при бурении возникали осложнения (прихваты).

После нанесения на совмещенный график безразмерных да­влений выбранных значений относительной плотности промы­вочной жидкости (см. рис. 6.3, кривая 3) выделяем следующие зоны с несовместимыми условиями бурения по интервалам: пер­вая — 0-1200 м; вторая — 1200-2700 м; третья — от 2700 при­мерно до 4200 м; четвертая — 4200-4700 м; пятая — 4700-5200 м.

Таблица 6.4 Интервал глубин, м Относительная плотность промывочной ЖИДКОСТИ Ро по формуле Рекомендуемая ПЛОТНОСТЬ промывочной ЖИДКОСТИ (6.6) (6.7), не менее (6.11), не более (6.15), менее 1 2 3 4 5 6 0-400 1,12-1,17 — 1,40 1,64 1,12 400-1150 — 1,54 — 1,90 1,56 1150-1600 1,10-1,16 — 1,15 1,40 1,10 1600-2200 1,34-1,41 — 1,21 1,50 1,35 2200-2700 — 1,25 — 1,50 1,35 2700-3500 — 1,90 — 2,20 1,90 3500-4150 — 1,85 — 2,00 1,90 4150-4700 0,88-0,91 — 0,93 1,30 1,00 1^4700-5200 1,56-1,61 — 1,57 1,65 1,56

Рис. 6.4. Предварительный вариант конструкции скважины

1200 27011 4200 4700 5200м

Следовательно, предварительный вариант кон­струкции скважины будет включать пять обсадных колонн (рис. 6.4).

Предварительно выбранный вариант конструк­ции скважины, удовлетворяющий только условиям бурения с учетом пластовых давлений, а также да­влений, при которых возможны осложнения, дол­жен быть откорректирован с учетом других суще­ственных факторов: наличия в разрезе неустойчи­вых, трещиноватых или многолетнемерзлых пород, хемогенных отложений, необходимости установки противовыбросового оборудования и др.

Так, если в районах распространения многолет­немерзлых пород встречаются интервалы с твер­дыми минеральными частицами, сцементирован­ными только льдом, всю толщу таких пород перекрывают кон­дуктором, башмак которого устанавливается ниже границы мерзлоты не менее чем на 100 м в устойчивой породе с поло­жительной температурой.

Для предотвращения растворения солей возможен вариант, когда надсолевая толща перекрывается одной, а хемогенная тол­ща — другой обсадными колоннами.

Если на рассматриваемую колонну должно быть установлено противовыбросовое оборудование, то башмак ее следует уста­навливать на такой глубине, чтобы в случае возникновения га — зонефтеводопроявления при дальнейшем углублении и выброса бурового раствора из скважины породы, залегающие ниже баш­мака, не могли быть разорва, ны тем высоким давлением, которое придется создать для глушения проявления (см. гл. 10).

Глубину, выше которой возможен гидроразрыв пород, можно найти из выражения

коти = -^Т < ^погл — (6.17)

Рв§гг

Ориентировочно глубина спуска кондуктора (если принягь давление газа у башмака его равным пластовому) и минималь­ная глубина спуска промежуточной колонны (м) для безопасного вскрытия пластов может быть рассчитана из выражения

Н = (6.18)

Ргр

где Рппк — давление на глубине /г, МПа; ргр — градиент да­вления разрыва пласта (ориентировочно для газовых скважин эта величина составляет 0,02 МПа/м и требует уточнения для каждого месторождения), МПа/м.

Пример 6.5. При бурении скважины на глубине Н = 1800 м Предполагается вскрыть газоносный горизонт с пластовым да­влением р„л =21 МПа, иричем в разрезе скважины отсутствуют водоносные горизонты. Требуется найти минимальную глубину спуска промежуточной колонны для безопасного вскрытия пла­стов, представляющих опасность выброса.

Решение. Принимая градиент разрыва пластов ргр = 0,02 МПа/м, по формуле (6.18) находим

Нтп = 21/0,02 = 1050 м.

Окончательная глубина спуска колонны устанавливается с учетом других факторов.

Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры долот для бурения стволов под каждую колонну находят из следующих соотношений:

диаметр долота для бурения ствола под обсадную колонну с наружным диаметром

Яд = йм + 2ДН; (6.19)

внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны

(6.20)

^пред — Да + 2ДВ;

наружный диаметр предыдущей обсадной колонны

^н. пред “ *^пред Т 2(5, (6.21)

где с1м — наружный диаметр муфты обсадной колонны; Дн — радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины (см. табл. 6.2) [23]; Дв — радиальный зазор между до­лотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (Дв > 3 — Г 5 мм); ^ •— наибольшая возможна,« толщина стенки труб данной колон­ны.

После этого выбираются интервалы цементирования.

1. От башмака обсадной колонны до устья цементируются: кондукторы во всех скважинах; промежуточные и эксплуата­ционные колонны в разведочных, поисковых, параметрических, °Порных и газовых скважинах; промежуточные колонны в неф­тяных скважинах глубиной свыше 3000 м.

2. На участке длиной не менее 500 м от башмака промежу­точной колонны в нефтяных скважинах глубиной до 3000 м (при

условии перекрытия тамнонажным раствором всех проницаемых и неустойчивых пород).

Интервал цементирования эксплуатационных колонн в неф. тяных скважинах может быть ограничен участком от башмака до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей промежуточной колонны.

Все обсадные колонны в скважинах, сооружаемых в аквато­риях, цементируются по всей длине.

Пример 6.6. Внести коррективы в предварительный вари­ант (см. пример 6.4) и выбрать окончательную конструкцию скважины.

Реше и ие [23]. Во избежание загрязнения верхних пресновод­ных горизонтов целесообразно спустить кондуктор до глубины приблизительно 450 м и перекрыть отложения плиоцена, и мео — тиса.. Башмак кондуктора следует установить в устойчивых гли­нистых породах близ кровли сармата.

Зону нефтеносных пород фораминифера и верхнего мела с. низкими коэффициентами аномальности пластовых давлений можно перекрыть потайной колонной, верхний конец которой можно установить на глубине 4100 м.

Комбинированную эксплуатационную колонну целесообразно

составить ниже глубины приблизи — а д б 5 тельно 4000 м из труб с наружным

450 ^ ‘у 3

диаметром 127 мм, а в верхнем интер­вале до указанной глубины — из обсад­ных труб диаметром 168 мм (рис. 6.5, а).

то’-

то

2500 Л

2500 4′,

г 7о о л

4000 4100 —^ 4-гоо-

4000 4100

4200 ‘

Конструкция скважины оказалась многоколонной. Для того чтобы умень­шить расход металла на крепле­ние, диаметры промежуточных колонн и кондуктора, целесообразно нижний участок эксплуатационной колонны в интервале от 4000 до 5200 м составить из безмуфтовых обсадных труб типа ОГ-1м (см. гл. 10) либо из труб со сварными соединениями. В этом слу­чае диаметр долот для бурения ство­ла под эксплуатационную колонну П° формуле (6.19)

А, = 127 + 2 • 6 = 139 мм.

SHAPE \* MERGEFORMAT

4700 5200

я 5200м /л

Рис. 6.5. Конструкция скважины к пр**" меру 6.6

Выбираем долота диаметром 139,7 мм. Внутренний диаметр потайной колонны по формуле (6.20)

(I = 139, 7 + 2 • 3 = 146 мм.

Выбираем обсадные трубы с наружным диаметром 168 мм с безмуфтовыми соединениями типа ОГ-1м (или со сварными).

Диаметр долота для бурения ствола под потайную колонну

Ра = 168 + 2 • 10 = 188 мм.

Выбираем долота диаметром 190,5 мм.

Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны <f= 190,5 + 2-5 = 201 мм.

Такой внутренний размер имеют обсадные грубы с наруж­ным диаметром 219 мм при толщине стенок 8,9 мм. Если расчет 219-мм обсадной колонны покажет, что прочность труб с тол­щиной стенок 8,9 мм (с учетом возможного износа их за. время бурения интервала 4200-5200 м) достаточна для спуска, колон­ны в скважину и крепления последней, то такую колонну можно использовать в качестве промежуточной для крепления ствола в майкопской толще. В противном случае следует использовать колонну диаметром 245 мм (рис. 6.5, б).

Диаметр долот для бурения ствола под 219-мм промежуточ­ную колонну с муфтовыми соединениями по формуле (6.19)

dn = 244, 5 + 2 • 12 = 269 мм.

Выбираем долота диаметром 269,9 мм.

Результаты аналогичных расчетов для выбора остальных об­садных колон показаны на рис. 6.5.

Предусматриваем цементирование промежуточных колонн и кондуктора по всей длине. Эксплуатационную колонну целесо­образно цементировать, по крайней мере, в интервале 2500- 5200 м, чтобы повысить прочность и надежность крепи в зоне залегания пород с высокими коэффициентами аномальности.

Пример 6.7. Обосновать конструкцию эксплуатационной скважины на нефть для условий, показанных на рис. 6.6. Про­дуктивный горизонт в интервале 4000-4100 м представлен не­однородной, неустойчивой толщей. Согласно условиям требует­ся селективный отбор нефти. Продуктивная толща вскрывает­ся до подошвы, перекрывается эксплуатационной колонной, це­ментируется с последующей перфорацией. Проектный дебит — ^5 м3/сут.

Решение. Диаметр эксплуатационной колонны согласно та-

6. 1 принимается равным 114,3 мм. Согласно ГОСТ 638-80 выбираются безмуфтовые трубы типа ОГ-1м (см. гл. 10).

Рис. б. б. График изменения кл и кпог„ и запроектированная кон­струкция скважины

Число (четыре) и глубина спуска (м) обсадных колонн со­гласно рис. 6.6 следующие:

TOC o "1-5" h z Эксплуатационная колонна. . . ^4100

Промежуточная вторая……………………… ^ 3300

Промежуточная первая…………………….. ^ 2000

Кондуктор…………………………………………. ^ 500

Определяются диаметры обсадных колон и долот:

диаметр долота под эксплуатационную колонну по формуле (6.19)

1)эп = 114, 3 + 2 — 10 = 134,3 мм.

Выбираем долото,0^ = 139,7 мм (см. табл. 3.1).

Внутренний диаметр промежуточной колонны 2 определяется по формуле (6.20)

йВП2 = 139,7 + 2-3 = 145,7 мм.

Выбираем обсадную колонну безмуфтовую ОГ-1м (см — табл. 10.8 гл. 10):

°?вп2 = 148,3 мм, <1нп2 = 168,3 мм;

диаметр долота под промежуточную колонну 2

£>дп2 = 168, 3 + 2 • 20 = 208, 3 мм.

Выбираем долото диаметром

внутренний диаметр промежуточной колонны 1 составит ^вп1 ~ 215,9-)-2 — 4 = 223, 9 мм.

Выбираем обсадную колонну безмуфтовую типа 0Г-1м:

с1вп1 — 228 мм; е? нп2 = 244, 5 мм;

диаметр долота под промежуточную колонну 1 равен

Дд„1 = 244,5 + 2 • 25 = 294,5 мм.

Выбираем долото диаметром

ДдП1 = 295,3 мм;

внутренний диаметр кондуктора составит

^вк ~ 295,3 + 2 • 4 = 303,3 мм.

Выбираем обсадную муфтовую колонну:

Лвк = 305 мм; с1НК = 323,9 мм; = 351 мм;

диаметр долота под кондуктор составит

£>дк = 351 + 2 • 35 = 421 мм.

Выбираем долото диаметром

ДдК = 444, 5 мм.

Интервалы цементирования: кондуктор и промежуточные ко­лонны цементируются от башмака до устья, а эксплуатационная колонна от башмака до отметки 1900 м. Конструкция скважины представлена на рис. 6.б.

Комментарии запрещены.