Выбор конструкции ННС и ГС

Выбор конструкции скважины осуществляется исходя из требований успешного доведения скважин до проектной глубины, качественного вскрытия продуктивного пласта и эффективной эксплуатации скважины. При этом учитываются геологические условия бурения (наличие многолетнемерзлых пород, давления пластовые, поровые и гидроразрыва, интервалы возможных осложнений, пластовые температуры и др.), количество зон несовместимых условий бурения, количество подлежащих опробованию продуктивных объектов, предполагаемые способы бурения и профиль скважины.

Проектирование конструкции начинается с выбора диаметра эксплуатационной колонны (или диаметра открытого ствола в интервале продуктивного пласта). Он выбирается, главным образом, из условия обеспечения требуемой производительности скважины и удобства проведения в ней ремонтных и ловильных работ. Для нефтяных и газовых скважин диаметр эксплуатационной колонны обычно находится в пределах 114 – 168 мм, для высокодебитных газовых – до 219 мм и более.

Диаметр долота (D_д) при бурении под данную обсадную колонну диаметром (D_ок) с муфтами, диаметром (D_м) определяется из соображений беспрепятственного прохождения колонны по стволу скважины и достаточной толщины цементного кольца для надежного разобщения пластов, по формуле:

D_д = D_м + 2_*D, (7.1)

где D - требуемый минимальный радиальный зазор между скважиной и муфтой обсадной трубы.

Соотношения диаметров обычно применяемых обсадных колонн и требуемых минимальных радиальных зазоров приведены в таблице 7.1.

В соответствии с вычисленной величиной D_д по справочной таблице выбирается стандартный диаметр долота D_д^c.

Таблица 7.1 Соотношения условных диаметров обсадных колонн и требуемых минимальных радиальных зазоров по их муфтам

Номинальный диаметр спускаемой обсадной колонны, мм	114, 127	140, 146	168, 178, 194, 219, 245	273, 299	324, 340, 351, 377, 426
Требуемый минимальный зазор по муфте, мм	7,5		12,5	17,5	19,5 – 22,5

В сильно искривленных (до 45 – 60°) ННС и ГС при выборе диаметра эксплуатационной (а часто, и промежуточной) колонны учитывается возможность безопасного прохождения их по участкам увеличения зенитного угла. Должно соблюдаться условие:

D_ок < 2_*R(s_т – s_р)/Е, (7.2)

где R – наименьший радиус искривления; s_т, s_р – соответственно предел текучести для стали труб и напряжения растяжения в колонне на глубине искривления; Е – модуль Юнга для стали труб, Е = 2_*10⁵ МПа.

Исходя из этого стандартного диаметра рассчитываются требуемые внутренний (d_ок^т) и наружный (D_ок^т) диаметры предыдущей обсадной колонны по формулам:

d_ок^т = D_д^c – (6 ¸10) мм; D_ок^т = d_ок^т + 2_*d, (7.3)

где d - толщина стенки обсадных труб (принимается от средней до максимальной для труб уже примерно известного диаметра).

В соответствии с вычисленной величиной D_ок^т по справочной таблице выбирается стандартный диаметр предыдущей обсадной колонны D_ок^c и диаметр ее муфты D_м^c.

Такие расчеты последовательно проводятся при уже известном числе обсадных колонн снизу – вверх (от эксплуатационной колонны до направления).

Число обсадных колонн определяется числом зон несовместимых условий бурения. Глубина спуска колонн должна быть на 10 – 20 м ниже соответствующей границы зон. Всегда желательно, чтобы предпоследняя колонна (перед эксплуатационной) была спущена в кровлю продуктивного пласта.

Направление спускается на минимально необходимую глубину – для перекрытия верхних неустойчивых отложений и для обеспечения обвязки циркуляционной системы на устье скважины.

Кондуктор спускается на минимально необходимую глубину для перекрытия ММП, артезианских вод, неустойчивых отложений, поглощающих (но не проявляющих) горизонтов, для обеспечения возможности качественного цементирования следующей обсадной колонны и др. с целью установки на устье противовыбросового оборудования. Обычно, желательно, кондуктор диаметром 324 мм и более спускать выше глубины зарезки наклонного ствола.

Башмак кондуктора (как и промежуточных колонн) необходимо располагать в плотных непроницаемых породах с тем, чтобы в случае нефтегазоводопроявления и закрытия превентера, давление флюида в скважине у башмака было меньше давления гидроразрыва пород.

При этом должны выполняться два требования:

1. Давление опрессовки цементного кольца за башмаком колонны должно на 5 % превышать ожидаемое давление в скважине у башмака при проявлении.

2. Давление опрессовки не должно превышать 95 % от давления гидроразрыва пород у башмака колонны.

С учетом этих требований, минимально необходимая глубина спуска кондуктора и промежуточных колонн определяется исходя из обеспечения возможности опрессовки цементного кольца за их башмаком по формулам:

* В случае возможности газопроявления при бурении из – под колонны

Н_мин ³ 1,05_*Р_у*h / [9,5_*10^-3_*G_гр*h – 1,05_*(Р_плh – Р_у)], (7.4)

где G_гр – градиент гидроразрыва пород в интервале установки башмака колонны, МПа/100 м; Р_плh – давление (МПа) в проявляющем пласте, залегающем ниже башмака колонны на глубине h (м); Р_у – давление на устье в случае проявления и закрытия превентера, МПа:

Р_у = Р_плh*е^-s, s = 10^-4_*r_o*h, (7.5)

где r_o – относительная плотность газа по воздуху, безразмерные единицы.

* В случае возможности проявления нефти, воды или смеси их с газом при бурении из – под колонны

Н_мин ³ 1,05_*(Р_плh – 10^-6_*r_с*g_*h) / [9,5_*10^-3_*G_гр – 1,05_*10^-6_*r_с*g], (7.6)

где r_с – плотность флюида в скважине при проявлении, кг/м³.

Высоту подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве устанавливают исходя из геологических особенностей месторождения в соответствии со следующими требованиями правил безопасности:

1. Направление и кондуктор цементируются до устья.

2. В нижележащей части разреза цементированию подлежат:

* продуктивные горизонты, кроме эксплуатирующихся открытым забоем;

* продуктивные горизонты не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами и истощенные;

* водоносные проницаемые горизонты;

* горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;

* интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформации;

* интервалы, в которых породы или насыщающие их флюиды могут вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

3. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн должна составлять:

* в нефтяных скважинах не менее 150 – 300 м;

* в газовых скважинах не менее 500 м.

4. Все выбранные с учетом изложенных требований интервалы цементирования объединяются в один общий. При этом высота подъема цемента за обсадными колоннами должна предусматривать:

* превышение давления столба бурового раствора (над цементом) и жидкости затворения над пластовыми давлениями перекрываемых пластов – коллекторов;

* исключение поглощения или гидроразрыва пластов;

* возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.

5. При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.

Конструкция забоя скважины (в интервале продуктивного пласта) должна обеспечивать устойчивость ствола, разобщение экплуатируемого горизонта от горизонтов с другими пластовыми флюидами (например, нефть от воды или от газа), позволять проведение различных операций по воздействию на пласт и ремонтно – изоляционных работ.

Конструкция забоя выбирается в зависимости от способа эксплуатации объекта, типа и физико – механических свойств пород – коллекторов пласта и условий его залегания.

Существует три основных типа конструкции забоя ННС и ГС:

* Открытый забой (продуктивный объект не обсажен и не зацементирован) – применяется в устойчивых, сравнительно малой толщины низкопроницаемых породах; в открытый участок может быть установлен фильтр.

* Закрытый забой (продуктивный объект полностью перекрыт, зацементирован с последующей перфорацией колонны) – применяется в достаточно хорошо проницаемых породах или при необходимости раздельной эксплуатации продуктивных горизонтов.

* Забой смешанного типа, когда нижняя (или дальняя) часть продуктивного горизонта открыта или перекрыта фильтром, а верхняя – перекрыта обсадной колонной и зацементирована; такая конструкция часто применяется в горизонтальных скважинах.