Методика проектирования конструкций эксплуатационных добычных скважин на нефть и газ
Конструкция скважин на нефть и газ определяется числом спускаемых обсадных колонн, глубиной их установки, диаметром применяемых труб, диаметром долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, высотой подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве и конструкцией забоя.
Характеристики указанных показателей при выборе конструкции скважины в общем случае зависят от комплекса неуправляемых и управляемых факторов.
К неуправляемым факторам следует отнести следующие:
- геологические условия месторождения: глубину залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства;
- пластовые и поровые давления, а также давления гидроразрыва проходимых пород;
- физико-механические свойства и состояние пород, вскрываемых скважиной с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования, передачи на колонны горного давления и т. д.
К управляемым факторам можно отнести:
- цель и способ бурения;
- число продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию;
- способ вскрытия продуктивных горизонтов;
- материально-техническое обеспечение
В первую очередь выбирают число обсадных колонн и глубины их спуска исходя из недопущения несовместимости условий бурения отдельных интервалов ствола. Под несовместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно или экономически нецелесообразно.
Диаметр эксплуатационной колонны
Наиболее значимые требования, по которым определяется диаметр эксплуатационной колонны, диктуются условиями надежной эксплуатации скважины (добыча нефти или газа, разобщение продуктивных горизонтов и изоляция их от других горизонтов, закачивание агентов в пласты).
Диаметры промежуточных обсадных колонн, а также кондуктора и направления выбирают в соответствии с величиной кольцевого зазора между долотом и спускаемой обсадной колонной и кольцевого зазора между обсадной колонной и спускаемым в нее долотом для бурения последующего интервала.
Диаметр долота для бурения под обсадную колонну рассчитывают по формуле:
D д = D ок + 2 Δ1 (5.4)
где Dд - диаметр долота, м; D ок - наружный диаметр обсадной колонны, м; Δ1 - рекомендуемое значение радиального зазора, м (табл. 5.5).
Диаметр (внутренний) предыдущей обсадной колонны dок определяют из условия беспрепятственного пропуска долота:
dok = Dд + Δ2 (5.5)
где Δ2-рекомендуемое значение приращения диаметров, м; Δ2 ≈ (4-5) ∙10-3 м.
Таблица 5.5. Рекомендуемые значения радиального зазора между скважиной и обсадной колонной
| Условный внешний диаметр обсадных труб Doк | 114; 127 | 140;146 | 168; 178; 194 | 219; 245 | 273; 299 | 325; 340; 351; | 377; 406; 426; 473; 508 |
| Радиальный зазор Δ1, мм | 10-15 | 15-20 | 20-25 | 25-30 | 30-35 | 35-45 | 45-50 |
Указанные величины зазоров на конкретных месторождениях уточняются в зависимости от длины интервала выхода из-под башмака предыдущей колонны, степени искривления ствола скважины, степени совершенства технологии, обученности бригад и других факторов.
Конечный диаметр бурения выбирается в соответствии с диаметром эксплуатационной колонны, который принимается в соответствии с возможным суммарным дебитом продуктивного пласта (табл. 5.6).
Таблица 5.6. Соответствие рекомендуемого условного внешнего диаметра эксплуатационной колонны и суммарного дебита продуктивного пласта
| Нефтяные скважины | Газовые скважины | ||
| Суммарный дебит, м3 /сут | Рекомендуемый внешний диаметр эксплуатационной колонны, мм | Суммарный дебит, тыс.м3/ сут. | Рекомендуемый внешний диаметр эксплуатационной колонны, мм |
| < 40 | 114 | < 75 | 114 |
| 40-100 | 127-140 | 75 - 250 | 114-146 |
| 100-150 | 140-146 | 250 - 500 | 146 - 168 |
| 150-300 | 168-178 | 500 - 1000 | 168-219 |
| >300 | 178-194 | 1000 - 5000 | 219-273 |
Выбор конструкции забоя скважины
Выбор конструкции забоя скважины производится согласно схеме, представленной на рис. 5.3 из следующих вариантов.
На рис. 5.3 а, б, в приведены конструкции с открытым забоем:
- продуктивный горизонт открыт и не зацементирован, при этом конструкция может быть как с фильтром, так и без него;
- на рис. 5.3 г, д — конструкции забоев смешанного типа: нижняя часть продуктивного объекта открыта, а верхняя перекрыта обсадной колонной с последующим ее цементированием и перфорацией;
- на рис. 5.3, е приведена конструкция с закрытым забоем: продуктивные горизонты перекрыты сплошной или потайной колонной с последующим цементированием скважины и вскрытием пласта перфорацией;
- на рис. 5.3, ж — конструкция забоя для предотвращения выноса песка: против продуктивного пласта установлены забойные фильтры;
- на рис. 5.3, з — конструкция забоя для предотвращения выноса песка: призабойная зона закреплена проницаемым тампонажным материалом.
Рис. 5.3. Схема выбора конструкции призабойного участка скважины
