Методика проектування конструкції

Свердловини

 

Вибір кількості і глибин спуску обсадних колон.

Спочатку необхідно визначити коефіцієнти аномальності пластових (порових) тисків k_а (k_ап), індекси тиску поглинання k_п або гідророзриву k_гр, індекси тиску відносної стійкості порід k_ст і відносної густини промивальної рідини r_о, яка необхідна для розбурювання порід в різних зонах.

Коефіцієнт аномальності пластового (порового) тиску – відношення пластового (порового) тиску на глибині z до гідростатичного тиску стовпа прісної води на тій самій глибині

, (2.1)

 

, (2.2)

де , - відповідно пластовий і поровий тиск, Па;

- густина прісної води, кг/м³ ( =1000 кг/м³);

g – прискорення вільного падіння, м/с².

Індекс тиску поглинання або гідророзриву - відношення тиску поглинання (гідророзриву) на глибині z до гідростатичного тиску стовпа прісної води на тій самій глибині

 

, (2.3)

де , - відповідно тиск поглинання і гідророзриву, Па.

Індекс тиску стійкості порід - відношення тиску відносної стійкості порід на глибині z до гідростатичного тиску стовпа прісної води на тій самій глибині

 

, (2.4)

де - тиск відносної стійкості порід, Па.

Для визначення індексу тиску стійкості порід необхідно знати величину густини промивальної рідини , при якій забезпечується стійкість стінок свердловини на термін від розкриття до закріплення пласта

. (2.5)

Осипання нестійких глинистих порід і мергелів часто виникає у разі, коли різниця між поровим тиском в породі і тиском у свердловині перевищує величину депресії р_деп. В цьому випадку

. (2.6)

визначається за промисловими даними.

Для розрахунків k_а (k_ап), k_п(гр), k_ст по розрізу свердловини використовуютьдані промислових досліджень, проведених у розташованих поблизу свердловинах.

За відсутності даних про величину тиску поглинання для прогнозування значень можна скористатися формулою Б. А. Ітона

, (2.7)

де - індекс геостатичного тиску;

– коефіцієнт Пуассона для гірської породи.

Для глинистих порід знаходять за формулою

, (2.8)

Індекс геостатичного тиску - відношення геостатичного тиску на глибині z до гідростатичного тиску стовпа прісної води на тій самій глибині

, (2.9)

 

, (2.10)

 

, (2.11)

 

де - геостатичний тиск, Па.

- середня об’ємна густина вищезалягаючої товщі гірських порід, кг/м³;

h_і – товщина і -го шару породи, м;

- глибина залягання породи, м;

П_і - пористість і -го шару породи, частка одиниці;

, - відповідно густина скелету та рідини в порах і -го шару породи, кг/м³.

Значення коефіцієнта Пуассона для різних гірських порід за даними лабораторних досліджень подані в таблиці 2.1.

 

Таблиця 2.1 - Значення

Гірська порода	Глини пластичні	Глини щільні	Глинисті сланці	Вапняки	Піско-вики	Кам’яна сіль
	0,38÷0,45	0,25÷0,35	0,1÷0,2	0,28÷0,33	0,25÷0,35	0,44

 

Ці значення є орієнтовними і за можливості їх необхідно уточнити.

Якщо, наприклад, у свердловині здійснили гідророзрив з метою інтенсифікації припливу нафти або глушіння відкритого фонтану, величину m /(1- m) для такої породи можна уточнити за формулою

 

, (2.12)

 

де – тиск на усті свердловини під час гідророзриву, Па;

- густина рідини в свердловині під час гідророзриву пласта, кг/м³;

z – глибина розповсюдження тріщини гідророзриву, м.

Якщо відомо, що при використанні цементного розчину з густиною не зафіксовано його поглинання, то безпечна величина тиску поглинання може бути визначена за формулою

, (2.13)

де - глибина рівня цементного розчину в свердловині, м;

– густина промивальної рідини, кг/м³;

z – глибина січення, що розглядається, м;

- градієнт гідродинамічного тиску в кільцевому просторі свердловини в кінці цементування, Па (для наближених розрахунків можна приймати = 1кПа/м).

Якщо при цементуванні було поглинання, то величина тиску поглинання буде становити

 

. (2.14)

В останньому випадку величину m /(1- m) для породи в інтервалі поглинання можна уточнити за формулою

 

. (2.15)

 

Для пластичних (хемогенних) порід за відсутності іншої інформації можна прийняти

. (2.16)

Для сильно карстових і крупнотріщинуватих порід .

Відносна густина промивальної рідини - відношення густини промивальної рідини до густини прісної води

. (2.17)

 

Відносна густина промивальної рідини, яка необхідна для розбурювання порід в різних зонах визначається згідно наступних умов

а) ;

б) ;

в) ; (2.18)

г) ,

де - коефіцієнт резерву;

- допустима статична репресія на продуктивний пласт на глибині z, Па;

- відносна еквівалентна густина стовпа промивальної рідини – відношення суми статичного і гідродинамічного тиску промивальної рідини на глибині z до гідростатичного тиску стовпа прісної води на тій же глибині

, (2.19)

де - градієнт гідродинамічного тиску в кільцевому просторі на ділянці від устя до глибини z, Па/м (для практичних розрахунків часто приймають =1кПа/м);

- надлишковий тиск у кільцевому просторі на усті, Па.

Згідно з чинними інструкціями коефіцієнт резерву встановлюється в залежності від глибини інтервалу. Обмежується також абсолютна величина допустимої статичної репресії на пласт (таблиця 2.2).

Таблиця 2.2 - Величини коефіцієнта резерву

і репресії

Глибина інтервалу, м	£ 1200	1200–2500	> 2500
Коефіцієнт резерву,	1,1–1,15	1,05–1,1	1,04–1,07
Допустима репре­сія, , МПа	1,5	2,5	3,5

 

Після визначення значень k_а (k_ап), k_{п (гр.)} , k_ст і r_о для всіх зон будують суміщений графік індексів тисків (рисунок 2.1).

 

 

Глибина, м	Ускладнення по розрізу	Тиск, МПа			Інтервал кріплення
			1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 1,1 1,3 1,5 1,7 1,9

Рисунок 2.1 - Суміщений графік індексів тисків

 

На суміщеному графіку індексів тисків виділяють зони з несумісними умовами буріння.

Умови буріння в двох суміжних зонах є несумісними, якщо для переходу до розбурювання нижньої з них густину або склад промивальної рідини потрібно змінити так, що це призведе до виникнення ускладнень у верхній зоні. Для запобігання ускладнень, до початку розбурювання нижньої зони верхню необхідно надійно ізолювати.

Сумісною за умовами буріння буде та зона, в якій виконуються умови (2.18).

У попередньому варіанті конструкції свердловини передбачається перекриття кожної зони, яка виділена на суміщеному графіку індексів тисків, окремою обсадною колоною. Відповідно, кількість обсадних колон в конструкції рівна кількості зон з несумісними умовами буріння, а глибини спуску обсадних колон перш за все визначаються границями розподілу цих зон. При цьому треба передбачити, щоб нижній кінець (башмак) кожної колони було встановлено в стійких, непроникних породах.

Потім кількість обсадних колон та глибини їх спуску уточнюють згідно з такими рекомендаціями та вимогами:

1 З метою захисту ствола свердловини біля устя від розмиву та направлення потоку промивальної рідини, що виходить із свердловини в очисну систему, в конструкції свердловини передбачають направлення.

2 Якщо зони з несумісними умовами буріння відсутні, то в конструкціях всіх свердловин, устя яких на період буріння повинні бути оснащені противикидним обладнанням, а також свердловин на родовищах, в розрізі яких є горизонти прісних вод, передбачають встановлення кондуктора.

3 Якщо відстань між нижніми кінцями двох суміжних обсадних колон є дуже великою і за час буріння під попередню наступна може бути зношена до аварійного стану або міцність останньої внаслідок зношення може зменшитися настільки, що виникне небезпека розриву цієї колони у випадку закриття встановленого на ній превентора при газонафтоводопроявленнях, то в конструкцію свердловини передбачають заміну зношеної верхньої ділянки колони новою до розкриття горизонту, з якого можливе проявлення, або спуск додаткової проміжної колони.

4 Якщо для розбурювання породи в одній зоні необхідна така за складом промивальна рідина, застосування якої в суміжній зоні недопустиме через небезпеку виникнення серйозних ускладнень або економічно невигідно через необхідність витрати великої кількості хімічних реагентів на її обробку, в конструкції свердловини може бути передбачена додаткова проміжна колона.

5 Якщо ту чи іншу зону можна надійно ізолювати іншим способом, крім спуску обсадної колони, і вартість спорудження свердловини при цьому не збільшиться, то відповідну колону з конструкції виключають.

6 Якщо відстань між нижніми кінцями двох суміжних колон є дуже великою і існує велика небезпека, що наступну колону не вдасться спустити до необхідної глибини внаслідок виникнення великих значень сил опору, обумовлених насамперед притисненням її до стінки необсадженої ділянки ствола свердловини, то збільшують глибину спуску попередньої колони або передбачають додаткову проміжну колони між ними.

7 Уточнюють глибини спуску тих обсадних колон, на яких необхідно встановити противикидне обладнання. Башмак колони необхідно встановити з таким розрахунком, щоб у випадку часткового або повного викиду промивальної рідини при подальшому поглибленні свердловини і заповненні її пластовою рідиною породи, що залягають нижче цього башмака, не могли бути розірвані тим тиском, який виникає в стволі після герметизації устя превентором.

8 Вибирають схему обладнання привибійної зони свердловини (див. наступний розділ) і в конструкцію свердловини вносять корективи, обумовлені вибраною схемою.

9 Якщо в процесі розробки родовища можуть суттєво зменшитися пластові тиски, і це призведе до осадки всієї товщі гірських порід, то в конструкції свердловини передбачають можливість повздовжнього переміщення привибійної ділянки експлуатаційної колони вниз у зумпф, пробурений на 10÷20 м нижче підошви продуктивного покладу в стійкій непроникній породі.

10 Для зменшення витрат металу на кріплення в деяких випадках спускають обсадну колону, верхній кінець якої не доходить до устя. Такі колони називають хвостовиками. Суцільну колону можна замінити хвостовиком у тому випадку, якщо за період буріння від башмака попередньої суцільної колони до глибини спуску наступної суцільної колони попередня не буде зношена до аварійного стану. Не рекомендується проектувати хвостовиками дві суміжні обсадні колони. Верхній кінець хвостовика розміщують вище башмака попередньої обсадної колони; якщо попередня колона перекриває товщу порід, схильних до текучості під впливом гірського тиску, то верхній кінець хвостовика розміщують вище покрівлі цієї товщі не менш ніж 25-50 м.

Проектування інтервалів цементування обсадних колон.

Згідно з нормативними документами направлення і кондуктор цементують на всю довжину. Інші обсадні колони можуть цементувати як до устя, так і частково (тільки в нижній частині). Останнє стосується переважно нафтових свердловин. Обсадні колони газових свердловин, як правило, цементують до устя, щоб забезпечити герметичність конструкції.

При проектуванні інтервалів цементування проміжних колон нафтових свердловин глибиною до 3000 м допускається їх неповне цементування, але на висоту не менш ніж 500 м від башмака.

Експлуатаційна колона має бути зацементована на висоту, не менш ніж на 100 м вище від башмака попередньої колони.

В свердловинах глибиною понад 3000 м, а також у газових і розвідувальних свердловинах всі обсадні колони цементують до устя. Як виняток, для експлуатаційних колон допускається їх цементування з виходом цементного розчину в попередню колону не менше, ніж на 100 м при умові, що будуть передбачені спеціальні заходи з підвищення герметичності незацементованої частини (зварні або спеціальні різьбові з’єднання, ущільнюючі матеріали тощо).

 

Проектування діаметра експлуатаційної колони.

Головним критерієм вибору діаметра експлуатаційної колони є очікуваний дебіт. Нижче наведені загальні рекомендації для вибору діаметра експлуатаційної колони (таблиці 2.3-2.4)

Таблиця 2.3 - Нафтові свердловини

Сумарний дебіт, м3/добу	<40	40–100	100–150	150–300	>300
Діаметр експлуатаційної колони, мм		127–140	140–146	168–219	178–194

Таблиця 2.4 -Газові свердловини

Сумарний дебіт, тис. м3/добу	<75	<250	<500	<1000	<5000
Діаметр експлуатаційної колони, мм		114–146	146–168	168–219	219–273

 

У разі необхідності, викликаної конкретними умовами родовища, до цих рекомендацій вносяться додаткові корективи. Наприклад, за наявності в продукції свердловини сірководню діаметр колони збільшують для того, щоб в неї можна було б спустити НКТ потрібного розміру з пакером, ізолювати міжколонний простір від поступлення сірководню, заповнити цей простір вуглеводневою рідиною і тим самим захистити обсадні труби від сірководневої корозії.

Для вибору оптимального діаметра експлуатаційної колони газової свердловини недостатньо обмежуватись рекомендаціями за очікуваним дебітом.

Під час проектування конструкції газової свердловини слід враховувати, що транспортування газу може здійснюватися через спущені в експлуатаційну колону фонтанні труби або безпосередньо через експлуатаційну колону.

Використання колони фонтанних труб обов’язкове тоді, коли газ містить у собі сірководень. У нижній частині колони фонтанних труб встановлюють пакер для захисту експлуатаційної колони від корозії і зношування. Наявність колони фонтанних труб забезпечує можливість глушіння свердловини, спрощує процес освоєння свердловини, проведення дослідження і контролю в процесі експлуатації.

Однак у разі використання колони фонтанних труб виникає необхідність збільшувати діаметр експлуатаційної колони, а разом з цим і діаметри інших колон. Крім того, обмежується дебіт газу і виникають додаткові втрати пластової енергії.

На окремих родовищах з невеликими дебітами свердловин, виключивши спуск фонтанних труб, можна зменшити діаметр експлуатаційної колони, наприклад, з 146 мм до 114 і навіть 89 мм.

Діаметр колони, через яку ведеться транспортування газу, має забезпечувати умови для повного винесення частинок породи і води, які можуть накопичуватись на вибої свердловини, а також забезпечувати максимально можливий дебіт протягом тривалого часу з мінімальними втратами тиску.

Винесення частинок породи або води забезпечується за умови, що швидкість руху газу в свердловині перевищує на 20 % величину критичної швидкості (), за якої частинки містяться в потоці газу у змуленому стані, тобто

, (2.20)

де – швидкість руху газу в газопровідній колоні, м/с.

Критичну швидкість знаходять за формулою Ріттінгера

, (2.21)

де – діаметр частинки, м;

– відповідно густина частинки і газу, кг/м³;

– аеродинамічний коефіцієнт ковзання.

Для краплі води =0,45; для твердих частинок кулястої форми =0,2÷0,25, а для призматичної – 0,7.

Найменша швидкість газу спостерігається на вибої свердловини, оскільки там густина газу більша і він займає менший об’єм, ніж ближче до устя свердловини.

З урахуванням вибійних умов

, (2.22)

де – дебіт газу, тис. м³/добу;

– коефіцієнт стисливості газу за тиску і температурі на вибої свердловини;

– відповідно тиск і температура газу за атмосферних умов.

З виразу (2.22) можна знайти розрахункову формулу для визначення діаметра газопровідного каналу (внутрішнього діаметра колони)

. (2.23)

Таким чином, за відомих значень добового дебіту і вибійного тиску за формулою (2.23) можна визначити максимально допустимий внутрішній діаметр експлуатаційної або іншої газопровідної колони для конкретної свердловини. Фактичний діаметр слід приймати не більшим ніж той, що обчислений за формулою (2.23), щоб не порушити умови виносу частинок з вибою свердловини.

Мінімально допустимий діаметр газопровідного каналу газової свердловини з умов втрати енергії газу, що рухається цим каналом, знаходять із допустимої величини депресії (формула Адамова)

, (2.24)

де – дебіт свердловини, тис. м³/ добу;

– тиск на вибої свердловини, Па;

– тиск на усті свердловини, Па;

– коефіцієнт тертя при русі газу в колоні;

,

де – відносна густина газу за повітрям;

– глибина залягання підошви газового пласта;

– коефіцієнт надстисливості газу;

– середня температура газу в інтервалі () за шкалою Кельвіна;

– глибина, на якій визначається пластовий тиск.

Величина залежить від параметра Рейнольдса і від відносної шорсткості стінок труб. За швидкостей руху газу в трубах 5–10 м/с коефіцієнт тертя можна прийняти сталим. Наближені його значення для деяких розмірів труб наведені нижче (таблиця 2.5). Проміжні значення визначають методом лінійної інтерполяції.

Таблиця 2.5 – Значення коефіцієнта тертя

Діаметр труб, мм	50,8	69,5	76,2	101,6		152,4	177,8	203,2
Коефіцієнт тертя, l	0,026	0,022	0,02	0,018	0,0175	0,017	0,0165	0,016

З виразу (2.24) видно, що для родовищ з високим робочим дебітом, великою проникністю і відносно малим початковим тиском раціонально використовувати експлуатаційні колони великих діаметрів (194 і 219 мм). Для родовищ, які мають високий пластовий тиск і малу проникність, як, наприклад, на Шебелинському родовищі, раціональні малі діаметри (146 і навіть 114 мм).

Проектування діаметрів доліт, проміжних колон і кондуктора.

Діаметри проміжних колон і кондукторів, а також діаметри доліт для буріння під кожну з них підбирають відповідно до чинних стандартів на обсадні труби і долота.

Розрахунок починається з визначення діаметра долота для буріння під експлуатаційну колону із співвідношення (рисунок 2.2)

, (2.25)

де – найбільший зов­нішній діаметр обсадної колони (якщо обсадні тру­би мають муфтові з’єд­нання, то приймають діаметр муфти);

– радіаль­ний зазор між стінкою свердловини і виступа­ючим елементом колони (наприклад, муфтою).

З економічної точки зору бажано, щоб величина радіального зазору була якнайменшою. З іншого боку, вона має бути до­статньою для вільного спуску колони до проект­ної глибини і заповнення заколонного простору це­ментним розчином. Вели­чина радіального зазору залежить від жорсткості (діаметра) обсадної коло­ни, стану свердловини. Наявність перегинів ствола свердловини, товстої і рихлої фільтраційної кірки, випинання стінок свердловини вимагають збільшення величини зазору.

Після розрахунку приймається найближчий більший діаметр долота згідно із стандартом.

Діаметр проміжної колони (або кондуктора у випадку її відсутності) визначається з умови проходження в ній долота, вибраного для буріння під експлуатаційну колону

, (2.26)

де – внутрішній діаметр труб проміжної (попередньої) колони;

- діаметр долота для буріння під експлуатаційну колону, згідно із стандартом;

– діаметральний зазор між долотом і внутрішньою стінкою попередньої обсадної колони.

Величину зазору приймають із врахуванням овальності труб, допусків на зменшення їх діаметра, а також на збільшення діаметра доліт. Залежно від розмірів доліт зазор приймають в межах 5–15 мм.

Порівнюючи одержану величину із стандартними, приймають обсадні труби відповідного діаметра. Після цього визначають максимальний діаметр обсадної колони і, користуючись співвідношенням (2.25), знаходять діаметр долота для буріння під цю колону. Цикл розрахунків повторюється стільки разів, скільки обсадних колон передбачено в конструкції свердловини.

З виразу (2.25) видно, що при однаковій величині зазору діаметр долота можна зменшити зшляхом зменшення , тобто зменшуючи діаметр муфти. Для окремих конструкцій обсадних труб це передбачено стандартом. У разі спуску обсадних колон із стикозварними з’єднаннями максимальний діаметр колони практично збігається з зовнішнім діаметром труб, тому в цьому випадку величина зазору мінімальна і обмежується умовою цементування.

Із урахуванням досвіду будівництва свердловин в довідковій літературі дають рекомендації для вибору величини зазору. Для колон діаметром 114–168 мм - =5–15 мм; для колон діаметром 178–245 мм - =15–25 мм; для колон діаметром 245–351 мм - =25–40 мм; для більших діаметрів колон - =40–50 мм.

При спуску обсадних колон у похило-скеровані свердловини (ПСС) величину зазору приймають дещо більшою.