Проектирование конструкции скважины

16.11.2020

Скважина является долговременным капитальным сооружением. Поэтому конструкция ее должна быть прочной, обеспечивать герметичное разобщение всех проницаемых пород, вскрытых при бурении, безусловную возможность достижения проектной глубины и решения геологических и других исследовательских задач в процессе бурения, осуществления запроектированных режимов эксплуатации на всех этапах разработки месторождения, соблюдения требований законов об охране недр и защите окружающей среды от загрязнения. Вместе с тем конструкция скважины должна быть экономичной.

На выбор конструкции скважины влияют многочисленные факторы: назначение скважины (разведочная, эксплуатационная на нефть или газ, нагнетательная и т. п.), проектная глубина ее, особенности геологического строения месторождения (наличие тектонических нарушений, соляных штоков, количество продуктивных объектов и расположение их друг относительно друга и другие) и степень достоверности знаний об этом, устойчивость горных пород, характер изменения с глубиной коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения, состав пластовых жидкостей (химический и по физическому состоянию: капельная жидкость, газ, газожидкостная смесь), положение устья скважины (на суше или в акватории водного бассейна), профиль скважины, способ и продолжительность бурения, уровень развития технологии бурения, метод вхождения в продуктивную толщу, температурный режим в период бурения и эксплуатации, дебит и способы эксплуатации данной скважины на разных этапах разработки месторождения, степень совершенства эксплуатационного оборудования, требования законов об охране недр и защите окружающей среды, экономичность (стоимость строительства при том или ином варианте конструкции, стоимость единицы добываемой продукции), субъективные моменты (квалификация инженерно-технического персонала, традиции предприятия и проектной организации и другие).

Спроектировать конструкцию скважины — это значит определить необходимое для условий данного конкретного участка месторождения количество обсадных колонн, размеры этих колонн (диаметр, глубину установки нижнего конца и длину каждой), диаметры долот для бурения ствола под каждую колонну, положение верхней и нижней границ интервалов цементирования и выбрать метод вхождения в продуктивную толщу. При решении этой задачи часто может быть получено несколько вариантов конструкции. За окончательный нужно принимать наиболее экономичный, т. е. тот, который позволяет обеспечить выполнение поставленных перед скважиной задач при минимуме затрат на разведку (в случае поисково-разведочных скважин) или на разработку (для эксплуатационных, нагнетательных, наблюдательных скважин) месторождения или, по крайней мере, при минимальной себестоимости единицы добываемой продукции.

Выбор числа и глубины спуска обсадных колонн. Приступать к проектированию конструкции рекомендуется с построения графиков изменения коэффициента аномальности ka пластовых давлений и индекса давлений kп поглощения с глубиной. С помощью таких графиков можно определить те интервалы глубин, в пределах которых выполнимо условие (1.41), и наметить первый вариант конструкции. Если при бурении в нижележащем интервале должна быть использована промывочная жидкость со столь высокой относительной плотностью, что она будет поглощаться в тот или иной горизонт верхнего интервала, или со столь малой плотностью, что из верхнего интервала может начаться интенсивный приток пластовой жидкости, верхний интервал необходимо изолировать, прежде чем столь существенно изменять плотность промывочной жидкости. Один из наиболее распространенных способов изоляции — спуск обсадной колонны с последующим заполнением заколонного пространства раствором вяжущего.
Проектирование конструкции скважины

Пусть, например, характер изменения коэффициентов аномальности ka и индексов давления поглощения kп в районе N соответствует изображенному на рис. 24, а. При бурении до глубины примерно 350 м можно использовать промывочную жидкость с относительной плотностью не менее 0,98, а ниже до глубины 2250 м — не менее р0 = 1,10 для предупреждения притока из проницаемых пластов, залегающих в интервале 400—700 м. Для бурения ниже 2250 м требуется промывочная жидкость с p0 > 1,5, чтобы предотвратить приток из объекта, кровля которого находится на глубине 2370 м. Ho такая жидкость будет поглощаться в породы, залегающие в интервалах 0—350 м и 900—1000 м. Во избежание такого осложнения целесообразно спустить обсадную колонну до глубины 2200 м, изолировать верхний интервал, и только после этого увеличивать относительную ПЛОТНОСТЬ промывочной жидкости до p0 = 1,6.

Рассуждая аналогично, можно прийти к выводу, что при заданной ситуации в скважину придется спустить три обсадные колонны (рис. 24, б). Таков первый вариант конструкции. Затем он должен быть откорректирован с учетом других факторов, существенных для данной площади.

Иногда при бурении встречаются неустойчивые породы, и осложнение, обусловленное неустойчивостью, столь интенсивно, что без укрепления стенок колонной дальнейшее углубление становится невозможным либо возникает серьезная опасность для целостности конструкции скважины. Предположим, например, что в рассматриваемом случае в интервале глубин 1600—1640 м встречается пласт пластичной глины, которая неупруго деформируется под действием горного давления и выпучивается в ствол скважины.

По опыту бурения на данном месторождении известно, что скорость неупругой деформации глины не превосходит допустимой величины и процесс строительства существенно не осложняется только в том случае, если промывочная жидкость имеет малую водоотдачу и плотность не менее 1900 кг/м3. Жидкость с такой плотностью будет поглощаться многими горизонтами. Поэтому в первый вариант конструкции целесообразно внести следующие изменения: первую обсадную колонну спустить до глубины 1550 м; пласт пластичной глины перекрыть второй колонной-хвостовиком до глубины 1680 м (рис. 24, в). Это позволит при бурении верхнего интервала использовать промывочную жидкость с ро = 1,15, в пласте пластичной глины — жидкость с Po > 1,9, а ниже — более легкую жидкость с ро = 1,6.

Во многих районах нашей страны верхний интервал геологического разреза сложен многолетнемерзлыми породами. Мощность мерзлых пород колеблется от нуля до нескольких сот метров. Существуют, по крайней мере, два типа многолетнемерзлых пород. К одному типу можно отнести такие породы, частицы которых более или менее прочно связаны между собой тем или иным цементирующим веществом (но не льдом); при растеплении (т. е. при повышении температуры и превращении льда в воду) связь между такими частицами сохраняется и порода, вскрытая скважиной, ведет себя достаточно устойчиво. Обычно рекомендуют весь интервал мерзлоты, сложенной такими породами, перекрывать кондуктором (или промежуточной колонной), башмак кондуктора размещать на 100—200 м ниже границы мерзлоты, в устойчивой породе с постоянной положительной температурой.

Ко второму типу следует отнести породы, частицы которых взаимно связаны только льдом или в основном льдом. При растеплении таких пород связь между частицами утрачивается, как только лед растает, и они начинают интенсивно осыпаться в скважину. Если при бурении используется промывочная жидкость с положительной температурой, процесс растепления мерзлоты за счет тепла, содержащегося в этой жидкости, идет непрерывно и из скважины на дневную поверхность выносится огромное количество осыпавшихся частиц, а в стволе ее образуется крупная каверна, иногда объемом во много десятков кубометров. Нередко во время проходки глубоко залегающих горизонтов или даже в период эксплуатации в каверну обваливается порода более верхних горизонтов и вокруг устья скважины образуется крупная воронка, что ведет к аварии с эксплуатационным или буровым оборудованием. Во избежание этого в тех случаях, когда при бурении предотвратить растепление и осыпание мерзлых пород второго типа невозможно, целесообразно перекрывать их кондуктором сразу же после пробуривания и устанавливать башмак последнего на 10—20 м ниже нижней границы такой породы в мерзлой породе первого типа.

Хемогенные отложения часто также перекрывают специальной обсадной колонной, если при дальнейшем углублении скважины возможен сильный размыв их с образованием крупных каверн либо если хемогенные породы могут крайне неблагоприятно влиять на свойства промывочной жидкости.

Горные породы, залегающие близ дневной поверхности, обычно являются малопрочными и легко размываются потоком промывочной жидкости при бурении. Такие породы всегда перекрывают обсадной колонной — направлением или кондуктором. Если устье скважины должно быть расположено в акватории водного бассейна, обсадной колонной — направлением перекрывают всю толщу воды и донных осадков; башмак направления устанавливают в плотных коренных породах; верхнее сечение направления должно возвышаться над водной поверхностью настолько, чтобы при самых сильных штормах гребни волн были несколько ниже его.

При проектировании конструкции скважины необходимо учитывать также способ бурения, уровень технологии бурения в данном районе и профиль ствола скважины. В процессе бурения обсадные колонны изнашиваются долотами, бурильными замками и трубами. При большом объеме спуско-подъемных операций или весьма длительном вращении бурильной колонны обсадные трубы могут быть протерты насквозь, особенно в местах резких искривлений или перегибов. В тех случаях, когда сильный износ обсадной колонны может быть причиной серьезной аварии или тяжелого осложнения, необходимо принимать эффективные предупредительные меры. К числу таких мер можно отнести спуск дополнительной обсадной колонны, замену изношенного участка колонны новым, поворот на некоторый угол участка колонны с односторонним износом.

Проектирование конструкции эксплуатационных и нагнетательных скважин целесообразно начинать с выбора метода вхождения в продуктивную толщу, поскольку последний может повлиять на глубину спуска и диаметр эксплуатационной обсадной колонны. Так, при втором из названных выше методов вхождения башмак колонны должен быть установлен не на проектной глубине скважины, а в непроницаемой породе близ кровли продуктивного пласта. При третьем и четвертом методах башмак эксплуатационной колонны должен быть установлен также у кровли продуктивного пласта даже в том случае, если соотношение (1.41) позволяет спустить эту колонну до проектной глубины скважины; собственно же продуктивный пласт должен быть перекрыт дополнительной колонной-хвостовиком.

При проектировании конструкции первых поисково-разведочных скважин часто отсутствует достаточно достоверная информация о геолого-физических характеристиках пород (устойчивости, пластовых давлениях и давлениях поглощения, продуктивности и коллекторских свойствах и т. д.). Если есть основания полагать, что геолого-физические условия в данном районе весьма сложны, в ряде случаев допустимо предусмотреть в конструкции резервную обсадную колонну. Такую колонну спускают, если крайне необходимо перекрыть зону осложнений, о которой при проектировании конструкции ничего не было известно, либо если в ходе строительства скважины выясняется, что проектную глубину ее нужно существенно увеличить.

Если на кондуктор или промежуточную колонну должно быть установлено противовыбросовое оборудование, глубину спуска такой колонны прежде всего в поисково-разведочных и газовых скважинах целесообразно выбирать с учетом наибольшего давления, которое может возникнуть в скважине после закрытия превентора при выбросе. Если это давление оказывается выше давления разрыва пород у предполагаемого места установки башмака данной колонны, глубину спуска нужно увеличить настолько, чтобы давление разрыва пород было больше максимального давления в скважине при выбросе.

Предположим, например, на месторождении X на глубине 2900—3000 м залегает газовый пласт с пластовым давлением в кровле 45 МПа. Он покрыт сверху толщей аргиллитов мощностью 700 м. Выше находятся терригенные отложения. Индексы давлений поглощения равны в интервале от 1500 до 1560 м kп = 1,6, на участке от 1560 до 1900 м — kп = 1,9, а ниже kп = 2,2. Плотность промывочной жидкости для вскрытия газового пласта равна 1670 кг/м3. В случае полного выброса этой жидкости скважина будет заполнена газом с относительной плотностью ро.г = 0,6. Коэффициент сжимаемости газа вс = 1,07, средняя температура газа по стволу скважины Tс = 368 К.

Очевидно, скважину можно заполнить промывочной жидкостью с плотностью 1670 кг/м3 лишь в том случае, если предварительно спустить обсадную колонну до глубины примерно 1600 м и изолировать пласты с kп = 1,6. Проверим, нет ли опасности разрыва нижележащих пород газом в случае закрытия превентора после выброса.

Давление газа на глубине 1600 м в закрытой скважине можно найти по формуле (2.8), если при определении величины s в формулу (2.9) вместо zпл подставить zпл — z, где z — предполагаемая глубина спуска колонны. В рассматриваемом случае

т. е. на глубине z = 1600 м условие (4.2) не соблюдается. Чтобы найти достаточную глубину спуска промежуточной колонны, нужно вычислить значения относительных давлений для нескольких глубин в интервале от 1600 до 3000 м и сопоставить их с величинами kп. В этом примере значения относительных давлений равны: на глубине 2000 м ротн = 2,19, на глубине 2200 м ротн = 2,02. Следовательно, чтобы условие (4.2) было выполнено, промежуточную колонну нужно спустить до глубины не менее 2000 м.

Чем глубже залегает продуктивный горизонт, тем, как правило, выше пластовое давление в нем и выше избыточное давление в колонне в случае закрытия превентора при выбросе. Обсадные колонны большого диаметра имеют малую прочность на разрыв от избыточного внутреннего давления. Поэтому, если верхний участок скважины перекрыт обсадной колонной большого диаметра, а при вскрытии глубоко залегающего горизонта может возникнуть опасно высокое для этой колонны избыточное давление, перед вскрытием такого горизонта верхний участок скважины приходится перекрывать дополнительно более прочной обсадной колонной меньшего диаметра. Таким образом, верхний участок обычно перекрывают несколькими обсадными колоннами. Если, однако, износ предыдущей обсадной колонны не представляет опасности, а угрозы возникновения высокого избыточного внутреннего давления не существует, в скважине с целью снижения стоимости ее и экономии металла новой обсадной колонной целесообразно укреплять лишь тот участок ствола, который не перекрыт предыдущей колонной, т. е. вместо сплошной колонны в конструкции скважины использовать хвостовик. Хвостовиками часто перекрывают интервалы пород, склонных к осыпанию или выпучиванию.

Чем сложнее конструкция, тем она дороже. Поэтому включать ту или иную обсадную колонну в конструкцию скважины целесообразно лишь в том случае, если другими способами нельзя предотвратить осложнения при бурении либо эксплуатации или если при применении других способов стоимость скважины окажется более высокой, чем при усложнении конструкции. Например, во многих случаях осыпание пород удается прекратить путем установки цементного моста; поглощение промывочной жидкости — путем разумного регулирования ее плотности и реологических свойств, ограничения скорости и ускорения при выполнении технологических процессов (спуск труб, восстановление промывки и т. п.) либо путем временного тампонирования зоны поглощения; размыв хемогенных пород и так называемую пластическую деформацию ряда неустойчивых пород — заменой промывочной жидкости на водной основе углеводородной жидкостью. Опасность выброса, особенно на хорошо изученных месторождениях, можно предотвратить, если оснастить буровую соответствующей аппаратурой для автоматического контроля плотности и газосодержания промывочной жидкости, дегазаторами и противовыбросовым оборудованием и позаботиться о том, чтобы они надежно работали, а персонал был достаточно обучен и дисциплинирован.

Выбор диаметров обсадных колонн и долот. Для того чтобы обсадную колонну можно было спустить в скважину, диаметр последней всегда должен быть больше максимального наружного диаметра колонны

где dс — диаметр скважины (его принимают обычно равным диаметру долот, которыми пробурили данный участок); dм — наибольший наружный диаметр колонны (обычно это диаметр муфты, соединяющей две смежные трубы); Ак — радиальный зазор между стенкой скважины и выступающим наружу элементом колонны (например, муфтой), достаточный для свободного спуска ее.

Диаметр долота для бурения ствола под последующую обсадную колонну (dд)посл должен быть меньше внутреннего диаметра предыдущей колонны

где A — необходимый радиальный зазор для свободного прохода долота через предыдущую колонну.

Величину зазора Ак выбирают с учетом жесткости колонны, глубины спуска ее в открытый ствол скважины, искривленности ствола, устойчивости стенок скважины, размеров, конструкции и числа элементов специального оборудования, надеваемого на обсадную колонну для повышения качества разобщения проницаемых пластов, а также общего числа спускаемых в данную скважину колонн. Так, обычно в вертикальных скважинах при спуске колонн диаметром от 114 до 168 мм принимают Ак = 5-15 мм, колонн диаметром от 178 до 245 мм — Ак = 15-25 мм, колонн диаметром от 273 до 351 мм — Ак =25-40 мм, а колонн большего диаметра — Ак =40-50 мм. Чем больше диаметр и, следовательно, жесткость колонны, тем больше зазор. В наклонных скважинах, как правило, зазор несколько больше, чем в вертикальных. Если длинный участок ствола скважины пробурен через недостаточно устойчивые породы, склонные к выпучиванию, величину зазора Ак приходится брать больше, чем в случае, если ствол пробурен в устойчивых породах. В скважинах многоколонной конструкции часто ограничиваются минимальными зазорами, даже если это не вполне благоприятно для работ по разобщению пластов.

Величину зазора Д выбирают с учетом возможного неблагоприятного сочетания овальности труб предыдущей обсадной колонны, допусков на диаметр этих труб и на диаметр долот для бурения под последующую колонну. Обычно А = 5-15 мм; больший зазор принимают для долот большого диаметра.

Если опыт показывает, что на всем протяжении (или на большей части) интервала бурения под данную обсадную колонну фактический диаметр ствола скважины систематически значительно больше диаметра долот, используемых для проходки этого интервала, целесообразно при проектировании новых скважин соответственно уменьшать величину зазора Ак. Te небольшие участки, в пределах которых диаметр ствола близок к номинальному, можно расширить при проработке скважины перед спуском колонны. Благодаря же использованию долот меньшего диаметра часто удается повысить скорость бурения и сократить стоимость скважины. Конечно, наибольший наружный диаметр последующей обсадной колонны всегда должен быть меньше наименьшего внутреннего диаметра предыдущей колонны, а разность этих диаметров не должна быть меньше 2Д.

Расчет всегда начинают с выбора диаметра эксплуатационной колонны. Для эксплуатационных и нагнетательных скважин диаметр эксплуатационной колонны должен быть задан заказчиком — НГДУ. Его выбирают в зависимости от дебитов скважины по жидкости (нефть+вода+газ) на разных стадиях разработки месторождения; способов эксплуатации данной скважины; числа одновременно раздельно эксплуатируемых объектов в ней; габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в скважину для эксплуатации. Диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточным также для того, чтобы в скважине можно было выполнять ремонтные работы.

Диаметр эксплуатационной колонны для поисково-разведочных скважин выбирают так, чтобы в них можно было выполнить весь необходимый комплекс геолого-геофизических исследований, опробовать все перспективные горизонты, детально исследовать те из них, которые оказались — по данным опробования — продуктивными, а в ряде случаев также, чтобы можно было при необходимости из этой колонны углубить скважину, выполнить в новом участке такие же исследования и испытания и спустить хвостовик (так называемый резервный диаметр).

Часто в глубоких скважинах используют комбинированные обсадные колонны; верхний участок такой колонны составляют из труб большего диаметра, чем нижний. Комбинирование позволяет уменьшить гидравлические сопротивления, которые возникают при промывке скважины в период бурения ствола под последующую колонну; использовать в обсадной колонне менее дефицитные трубы, с меньшим пределом текучести, чем это необходимо для спуска колонны неизменного диаметра; увеличить пропускную способность эксплуатационного лифта; разместить в колонне более высокопроизводительное эксплуатационное оборудование. Комбинированными могут быть как эксплуатационные, так и промежуточные обсадные колонны.

Из тех вариантов конструкций, при которых обеспечивается решение поставленных перед скважиной задач, оптимальным является вариант, позволяющий добиться наименьшей себестоимости единицы добываемой продукции или наименьшей стоимости строительства.

Выбор интервалов цементирования. Заполнение пространства между обсадной колонной и стенками скважины раствором вяжущего, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращения перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или в атмосферу через заколонное пространство.

В процессе длительной эксплуатации скважин техническое состояние обсадных колонн изменяется. Одной из важнейших причин этого является коррозия труб. По данным ТатНИПИ-нефть, в скважинах Татарии в результате наружной коррозии герметичность труб может быть нарушена уже через несколько лет после начала эксплуатации; в подавляющем большинстве случаев интенсивная коррозия приурочена к тем участкам обсадных колонн, которые перекрывают водоносные проницаемые объекты и не были зацементированы. На зацементированные участки скважин приходится менее 2% нарушений герметичности обсадных колонн, связанных с коррозией.

Следовательно, заколонное пространство против всех проницаемых пластов должно быть зацементировано. Верхнюю границу цементируемого интервала следует размещать не менее чем на 200 м выше башмака предыдущей обсадной колонны или кровли верхнего проницаемого пласта.

Если колонна перекрывает многолетнемерзлые породы, ее необходимо надежно зацементировать также для того, чтобы теплая промывочная жидкость не могла проникнуть в заколонное пространство, интенсифицировать растепление мерзлых пород и разрушить их. Если же в процессе разбуривания мерзлых пород (например, указанного выше второго типа) началось кавернообразование, целесообразно не только в возможно кратчайший срок перекрыть такие породы колонной, но и заполнить заколонное пространство твердеющими материалами, чтобы предотвратить возможность обваливания пород в каверну.

Правилами ведения буровых работ в России предусмотрено, что кондукторы во всех скважинах, промежуточные и эксплуатационные колонны в газовых и разведочных скважинах, а также промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиной свыше 3000 м должны быть зацементированы по всей длине. Интервал цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах разрешается ограничивать участком от башмака до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше башмака предыдущей обсадной колонны, а промежуточных колонн в нефтяных скважинах глубиной менее 3000 м — участком длиной не менее 500 м от башмака с учетом геологических условий. Такое же ограничение интервала цементирования допускается для промежуточных и эксплуатационных колонн в газовых и разведочных скважинах, если приняты эффективные меры для обеспечения герметичности соединений труб.

Конечно, в тех случаях, когда цементируют лишь нижний участок колонны, нужно следить за тем, чтобы все проницаемые породы были надежно изолированы.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2020
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна