книги / Практические расчеты крепления нефтяных и газовых скважин

мость. Поэтому стремятся уменьшить этот диаметр. При проектировании и бурении первых поисково-разведочных скважин на новой площади целесообразно ориентироваться на наименьший диаметр, при котором могут быть решены геологические задачи, обеспечено проведение геофизических исследований и опробование перспективных горизонтов. На площадях с установленной нефтегазоносностью диаметр эксплуатационных колонн разведочных скважин выбирают так же, как для эксплуатационных инагнетательных скважин.

При выборе диаметров эксплуатационных колонн добывающих скважин нужно учитывать также то, что из них возможно будут буриться дополнительные (боковые) стволы. И чем больше будет принят диаметр эксплуатационной колонны, тем большим диаметром можно будет бурить боковой ствол.

Диаметр долота для бурения под выбранную обсадную колонну определяется требуемым зазором между колонной и стенкой скважины:

Di	Di	2 .	(1.9)
д	м

При использовании труб, соединяемых муфтами, за наружный диаметр обсадной колонны ( Dмi ) принимают диаметр муфт.

Величина зазора между элементом обсадной колонны максимального диаметра и стенкой скважины ( ) зависит от диаметра и типа соединения обсадных труб, сложности геологических условий и степени искривления ствола скважины.

Минимальная разность диаметров обсадной колонны и ствола скважины (2 ):

диаметр обсадных	114–	141–	168–	219–	273–	325–	375–
труб, мм	127	146	194	245	299	351	426
разность диаметров,
мм	15	20	25	25	35	40	40–45

Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны может

быть определен следующим образом:
Di 1	Di	2 .	(1.10)
в	д

21

Зазор между внутренней поверхностью предыдущей обсадной колонны и долотом для последующего бурения, необходимый для свободного пропуска последнего (2 ), принимается равным 8–10 мм.

Наружный диаметр предыдущей колонны рассчитывается с учетом максимально возможной толщины ее стенки (t):

Di 1	Di 1	2t.	(1.11)
н	в

Аналогичные расчеты проводят для определения диаметров всех остальных обсадных колонн и долот для бурения под эти колонны. Заканчивается расчет выбором диаметра долота для бурения под направление.

В глубоких скважинах иногда применяют ступенчатые (двухразмерные) колонны (как промежуточные, так и эксплуатационные), когда верхнюю часть комплектуют из труб большего диаметра, чем нижнюю. Это позволяет значительно уменьшить гидравлические сопротивления при бурении под последующую колонну, использовать в компоновке колонны менее дорогие обсадные трубы с меньшим пределом текучести, разместить в верхней части эксплуатационной колонны более высокопроизводительноенефтепромысловоеоборудование.

Расчетные значения диаметров долот уточняют по ГОСТ 20692–75, аобсадныхтруб– поГОСТ632–80.

1.5. Обоснование интервалов цементирования обсадных колонн

Выбор высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве обсадных колонн зависит от назначения скважины, геологических условий и выбирается в соответствии с «Правилами безопасности …» [13].

В необсаженном предыдущей колонной стволе скважины цементированию подлежат:

продуктивные горизонты, кроме предусмотренных к опробованию и эксплуатации открытым стволом;

продуктивные горизонты, не предусмотренные к опробованию или эксплуатации открытым стволом, и горизонты с непромышленными запасами нефти и газа;

22

истощенные горизонты;

проницаемые горизонты, насыщенные пресной водой, а также всеми видами минеральных вод;

горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;

интервалы, представленные породами, склонными к пластическому течению и выпучиванию;

горизонты, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

Высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами при цементировании в один или несколько приемов должны выбираться с учетом следующих требований:

1) направления, кондукторы, потайные колонны, нижние и промежуточные ступени при ступенчатом цементировании промежуточных и эксплуатационных колонн цементируются на всю длину; 2) минимально необходимая высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных пластов, над устройствами ступенчатого цементирования или узлов соединения секций обсадных колонн, а также над башмаком предыдущей обсадной колонной в неф-

тяных скважинах 150 м, в газовых скважинах – 500 м; 3) не допускается разрыв сплошности цементного кольца по вы-

соте за обсадными колоннами; 4) при перекрытии кондуктором или промежуточной колонной

зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта

споследующим проведением встречного цементирования через межколонное пространство.

Высота подъема тампонажных растворов за обсадными колоннами должна отвечать также требованиям местных природоохранных организаций. Например, в настоящее время на территории Пермского края в скважинах любого назначения все обсадные колонны должны цементироваться до устья.

23

2. РАСЧЕТЫ, СВЯЗАННЫЕ С ПОДГОТОВКОЙ СТВОЛА СКВАЖИНЫ И СПУСКОМ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

2.1.Расчет давления опрессовки ствола скважины

иостаточного коэффициента приемистости

При подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны проводится оценка остаточной поглощающей способности разреза ствола скважины, по результатам которой определяется необходимость проведения изоляционных работ перед спуском обсадной колонны и выбирается способ цементирования колонны. Критерием подготовленности ствола скважины к цементированию по остаточной поглощающей способности является величина приемистости скважины при опрессовке интервала пробным давлением, равным избыточному давлению на проницаемый пласт в конце цементирования:

Ропр = (ρц – ρр)g Нпл 10–6,

(2.1)

где – коэффициент, учитывающий гидравлические сопротивления в затрубном пространстве при цементировании обсадной колонны, принимается равным 1,10–1,12.

Ствол скважины опрессовывают в один прием или поинтервально снизу вверх при использовании колонны бурильных труб и гидромеханического пакера.

По результатам исследований рассчитывают остаточный коэффициент приемистости Kп, м3/(ч·МПа):

K	п		Qп	.	(2.2)
			Р
			опр

Более подробно порядок выбора способа цементирования в зависимости от проведенных исследований изложен в работе [5].

24

2.2. Расчет допустимой скорости спуска обсадной колонны

Оптимальной скоростью спуска обсадных колонн в скважину считают ту наибольшую скорость спуска, при которой исключаются гидроразрывы горных пород или смятие обсадных труб под воздействием возникающих гидродинамических давлений в затрубномпространстве.

Для приближенных расчетов может быть рекомендована следующая упрощенная методика определения допустимой скорости спуска обсадной колонны в скважину.

Предупреждение гидроразрыва горных пород (ГРП) и смятия тонкостенных обсадных труб в процессе спуска колонны обеспечиваются, если гидродинамическое давление в кольцевом пространстве (КП) спускаемой колонны не превысит допустимых значений:

Р

РГРП

Н

пл

g 10 6 ,

(2.3)

КП

kб

р

Р

Рсм

(Н Н

у

)

g 10 6.

(2.4)

[п

]

КП

р

см

Если значения давлений гидроразрыва горных пород (РГРП) неизвестны, их можно определить с использованием методики, изложенной в подразд. 1.3.

Значения сминающих давлений для труб рассматриваемого участка колонны (Рсм) могут быть взяты из справочных таблиц прочностных характеристик обсадных труб [17] или в прил. 1.

Величина коэффициента безопасности гидроразрыва горных пород (kб) принимается равной 1,2–1,5, а коэффициента запаса прочности на смятие обсадных труб nсм в период их спуска в скважину – не менее 4,0.

При расчете максимальной скорости спуска обсадной колонны учитывают минимальное значение допустимого давления в кольцевом пространстве, полученное из выражений (2.3), (2.4).

Максимальная допустимая скорость спуска колонны (Vк) при наличии действующего обратного клапана в компоновке обсадной колонны определяется исходя из зависимости:

25

V	V	D2	D2		(2.5)
		c	н	.
к	КП		D2
			н

Величину допустимой скорости восходящего потока определяют по преобразованной формуле Дарси – Вейсбаха:

	VКП	2gP	(D D ) 106	.	(2.6)
		КП	c н

КП рL

В приближенных расчетах коэффициент гидравлических сопротивлений при движении буровых растворов ( КП) можно принимать равным 0,025.

На практике максимальные скорости спуска обсадных колонн принимаются [7] для кондукторов – до 0,5 м/с; для промежуточных колонн – до 0,8 м/с. Для эксплуатационных колонн скорость спуска:

1)в обсаженном стволе скважины должна быть в пределах 0,7–1,0 м/с; если ствол скважины обсажен до кровли продуктивного пласта или до глубины выше кровли продуктивного пласта на 150–200 м и менее, то скорость спуска за 150–200 м до входа в продуктивный пласт принимать 0,5–0,3 м/с;

2)в необсаженном стволе скважины до глубины выше кровли продуктивного пласта на 200–250 м принимать 0,5–0,3 м/с;

3)в интервале продуктивного пласта принимать 0,25–0,20 м/с.

2.3. Обоснование состава технологической оснастки обсадной колонны

При выборе типов и мест установки элементов технологической оснастки обсадной колонны следует учитывать кольцевые зазоры, профиль и конфигурацию ствола скважины, проектируемые режимы цементирования и другие факторы.

Центраторы устанавливают в интервалах цементирования и у устья для удобства обвязки обсадных колонн. Расстояния между центраторами рассчитываются отдельно для растянутой и сжатой частей обсадной колонны [7]. Расстояние от башмака колонны до нейтрального сечения (Zo) при использовании облегченного цемент-

26

ного раствора и раствора нормальной плотности можно определить из выражения

D2

Н Н

ц

ц

h

р

Н

ц

h

D2

Н

Zo

н

о.ц

в р

, (2.7)

Dн2

Dв2

м

где м, ц.р, о.ц, р – соответственно плотность металла обсадных труб, цементного, облегченного цементного и бурового растворов; Нц – глубина смены цементного и облегченного цементного растворов в затрубном пространстве обсадной колонны.

Втабл. 2.1 приведены рекомендуемые расстояния между центраторами в сжатой части обсадной колонны [7].

Врастянутой части колонны расстояние между центраторами необходимо увеличить на 10–15 % по сравнению с расстояниями, приведенными в табл. 2.1.

Таблица 2 . 1

Рекомендуемые расстояния (м) между центраторами в сжатой части обсадной колонны

Диаметр	Диаметр		Зенитный угол ствола скважины, град
скважины,	колонны,	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50
мм	мм
320	245	23	19	17	16	15	15	14	14	13	13
295	219	22	18	16	15	14	14	13	13	13	12
269	219	19	16	15	14	13	12	12	12	11	11
216	168	18	15	14	13	12	12	11	11	11	10
216	146	17	15	13	12	12	11	11	10	10	10
216	140	17	14	13	12	11	11	11	10	10	10
190	146	15	13	12	11	10	10	10	9	9	9
190	140	15	13	11	11	10	10	9	9	9	9
161	127	13	11	10	9	9	9	8	8	8	8

В промысловыхусловияхобычноцентраторыустанавливаютчерез 10 м в интервалах продуктивных пластов и местах искривлений ствола скважины, востальныхинтервалахцементирования – через50 м.

Турбулизаторы предназначены для завихрения восходящего потока цементного раствора с целью лучшего замещения бурового

27

раствора цементным, особенно в зонах каверн. Поэтому места их установки определяют по результатам кавернометрии. Расстояние между турбулизаторами обычно принимают равным 3 м (табл. 2.2).

Таблица 2 . 2 Технологическая оснастка обсадной колонны

Наимено-	Диаметр	Вид	Тип, шифр	Коли-	Глубина
вание	колонны,	оснастки		чество	установки,
колонны	мм				м
Эксплуа-	168	Башмак	БК-168	1	3000
тационная		Обр. клапан	ЦКОД-168-1	1	2980
		Центратор	ЦЦ-168/216-245-1	10	2990,
					2980,
		Турбулизатор	ЦТ 168/212-216	5	2970, ...
					2750,
		Скребки	СК 168/214	5	2745, ...
					2970,
		Пробка разд.	ПП-168	1	2965, ...
		верхняя

Скребки устанавливают на обсадной колонне с целью удаления короксостенокскважинывинтервалахзалеганияпроницаемыхпластов.

Удаление корок скребками осуществляется при промывке скважины и цементировании с «расхаживанием» обсадной колонны. Поэтому расстояние между скребками не должно превышать высоту расхаживания обсадной колонны. Обычно скребки устанавливают в интервалах продуктивных пластов на расстоянии 3 м друг от друга.

Низ колонны оборудуется башмаком с направляющей пробкой. В настоящее время используют в основном башмаки с бетонной пробкой типа БК.

Над башмаком, в первом или втором стыке обсадных труб, устанавливают один или два обратных клапана, которые предназначены для предотвращения поступления цементного раствора в обсадную колонну после окончательного его продавливания в затрубное пространство в процессе цементирования колонны прямым методом.

28

В последнее время наибольшее распространение получили обратные клапаны типа ЦКОД. Клапан ЦКОД дополнительно выполняет роль кольца «стоп», так как на него садятся разделительные пробки в процессе цементирования обсадной колонны.

Для предотвращения смешивания цементного раствора с промывочной и продавочной жидкостями на границах его движения по колонне используются разделительные пробки. При этом верхняя пробка используется практически всегда, а нижняя – в тех случаях, когда не используется буферная жидкость и если при перемешивании бурового и цементного растворов могут образоваться загущенные, трудно прокачиваемые пробки.

При необходимости проведения специальных способов цементирования (манжетный, ступенчатый и др.) места установки дополнительных элементов технологической оснастки обсадных колонн определяют в зависимости от конкретных условий и задач цементирования. Результаты расчетов и обоснований технологической оснастки обсаднойколонныприводят втаблице, пример которой дан в табл. 2.2.

29

3. РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Расчет обсадных колонн производят по максимальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробовании, эксплуатации, ремонте скважин), при этом учитывают раздельное и совместное их действие.

Расчет обсадных колонн осуществляют с учетом условий строительства скважины: значений горного и пластового давлений и интервалов их действия, давления гидроразрыва пласта и давления на устье скважины при закрытом противовыбросовом оборудовании (ПВО), снижения уровня жидкости в скважине и плотности бурового раствора при нефтегазоводопроявлениях.

В результате расчета определяют конструкцию обсадной колонны (типоразмер труб по секциям и их длины).

Расчет эксплуатационных обсадных колонн для нефтегазовых скважин производится для следующих видов нагрузок:

расчет на избыточные наружные (сминающие) давления;

расчет на растяжение (страгивание);

расчет на избыточное внутреннее давление (разрыв).

3.1. Расчет эксплуатационной колонны для нефтяной скважины

3.1.1. Расчет эксплуатационной колонны на избыточное наружное давление

Расчет эксплуатационной колонны на избыточные наружные (сминающие) давления проводят в проектном виде. При этом учитывают максимальные сминающие давления, возникающие в процессе строительства и работы скважины:

в момент окончания процесса цементирования обсадной ко-

лонны;

в момент снижения уровня жидкости в колонне при испытании

еена герметичность; по правилам безопасности уровень жидкости

30