а - з проміжною колоною;

б - з потайною проміжною

колоною(хвостовиком);

в - з комбінованою експлуатаційною колоною

Рисунок 10.1 – Схема

Конструкції свердловини

Однією вертикальною суцільною лінією показують обсадну колону; цифра біля верхнього кінця такої лінії означає зовнішній діаметр обсадної колони у міліметрах, а біля нижнього кінця - глибину спуску колони в метрах; якщо в конструкцію входить хвостовик, суцільною лінією показують тільки інтервал дійсного розміщення труб хвостовика, а пунктирною лінією - інтервал від верхнього кінця хвостовика до устя; на діаметр хвостовика вказує цифра біля верхнього кінця пунктирної лінії; цифра біля верхнього кінця суцільної лінії показує глибину верхнього кінця хвостовика від устя свердловини.

Інтервал цементування показують штрихуванням; цифри біля границь інтервалів цементування означають глибини цих границь від устя. Діаметри доліт у міліметрах позначаються цифрою над горизонтальною лінією із стрілкою.

Направлення на графічному зображенні конструкції, як правило, не показують.

Якщо обсадна колона складена із труб різних діаметрів, то її зображають відрізками двох (або трьох за кількістю діаметрів) прямих, нижній з яких розміщують ближче до осі свердловини, ніж верхній; у місці стикування секцій із труб різних діаметрів відрізки з’єднують похилою прямою і показують глибину місця стикування від устя. Біля верхнього кінця відрізка цифрами показують зовнішні діаметри секцій, наприклад (146168) мм.

10.3 Принципи проектування конструкцій свердловини

Вибір кількості і глибин спуску обсадних колон. В основі методики проектування конструкції свердловини є питання встановлення кількості і глибин спуску обсадних колон, які визначаються на основі суміщеного графіка зміни коефіцієнта аномальності пластового (порового) тиску та індексу тиску поглинання (гідророзриву).

Під коефіцієнтом аномальності пластового (порового ) тиску розуміють відношення пластового (порового) тиску до гідростатичного тиску стовпа прісної води:

, (10.1)

де Р_пл(пор) - пластовий (поровий) тиск, Па;

_в - густина прісної води, кг/м³;

g - прискорення вільного падіння, м/с²;

Н - глибина залягання пласта, м.

Під індексом тиску поглинання (гідророзриву ) розуміють відношення тиску поглинання (гідророзриву) до гідростатичного тиску стовпа прісної води:

, (10.2)

де Р_п(гр) - тиск поглинання (гідророзриву), Па.

На основі зміни коефіцієнта аномальності та індексу тиску поглинання (гідророзриву) (рисунок 10.2) виділяють зони з несумісними умовами буріння. Умови буріння в двох суміжних зонах вважаються несумісними в тому випадку, якщо при переході із верхньої зони до буріння в нижній зоні необхідно змінити густину промивальної рідини так, що це призведе або до поглинання останньої в один з горизонтів верхньої зони, або до флюїдопроявлень чи нестійкості порід у верхній зоні.

З метою побудови суміщеного графіка для кожного інтервалу знаходять значення коефіцієнта аномальності та індекса тиску поглинань (гідророзриву). На суміщений графік наносять точки, що відповідають їх значенням і проводять вертикальні прямі зміни коефіцієнта аномальності (лінії 1, 2, 3,....., 19) та індексу тиску поглинань (лінії 20, 21, 22,....., 39) (рисунок 10.2). Паралельно осі ординат проводять лінії АВ, EF, KL, OP за крайніми точками ліній коефіцієнта аномальності та лінії СD, GH, MN, QS за крайніми точками ліній індексу тиску поглинань. Зони ABCD, EFGH, KLMN, OPQS є зонами з несумісними умовами буріння.

Зони сумісних умов буріння є зонами кріплення свердловини обсадними колонами. Кількість зон кріплення відповідає кількості обсадних колон. Густина промивальної рідини в межах однієї зони повинна бути постійною. Крім цього, в будь-яких випадках необхідно проектувати спуск направлення і кондуктора, а також слід враховувати й інші фактори (вихід башмака колони з попередньої, наявність у розрізі товщі солей, вічномерзлих порід тощо). Глибина спуску колони визначається глибиною границі розподілу суміжних зон з несумісними умовами буріння. Необхідно також враховувати, що нижній кінець обсадної колони повинен бути розміщений у стійких, непроникних породах.

Рисунок 10.2 – Сумiщений графiк коефiцiєнта аномальностi

та iндексу тиску гiдророзриву

При проектуванні конструкції перших пошуково-розвідувальних свердловин необхідно передбачити в конструкції можливість спуску резервної колони.

Вибір діаметрів обсадних колон і доліт. Діаметр експлуатаційної колони вибирають, виходячи з максимально очікуваних дебітів рідини (нафта+газ+вода; газ+конденсат+вода) на різних стадіях експлуатації, габаритів обладнання, яке повинно бути спущене в дану колону для забезпечення заданих дебітів, і глибини свердловини. Внутрішній діаметр експлуатаційної колони повинен бути достатнім для того, щоб обладнання можна було спустити і встановити на необхідній глибині і щоб в період експлуатації свердловини можна було виконувати підземний і капітальний ремонти.

У більшості випадків діаметр експлуатаційної колони визначається замовником.

У пошуково-розвідувальних свердловинах діаметр експлуатаційної колони вибирають таким, щоб в них можна було виконати весь необхідний комплекс геолого-геофізичних досліджень.

Приблизні співвідношення діаметрів експлуатаційних колон і дебітів для нафтових і газових свердловин, що застосовуються на практиці, наведені в таблицях 10.1 і 10.2.

Таблиця 10.1 - Нафтові свердловини

Сумарний дебіт, м3/добу	<40	40-100	100-150	150-300	>300
Приблизний діаметр експлуатаційної колони, мм	114	127-140	140-146	168-178	178-194

Таблиця 10.2 - Газові свердловини

Сумарний дебіт, тис. м3/добу	до 75	до 250	до 500	до 1000	до 5000
Приблизний діаметр експлуатаційної колони, мм	114	114-146	146-168	168-219	219-273

Діаметри проміжних колон і кондукторів, а також діаметри доліт для буріння під кожну колону знаходять із таких співвідношень. Діаметр долота Д_д для буріння під дану (наприклад, експлуатаційну) колону завжди повинен бути дещо більший від найбільшого зовнішнього діаметра (муфти) d_м розглядуваної колони.

Д_д=d_м + 2_к , (10.3)

де _к — мінімально необхідний радіальний зазор для вільного проходження колони у свердловину при спуску.

Залежність величини зазору від діаметра наведена в таблиці 10.3.

Таблиця 10.3 – Рекомендовані значення радіального зазору

Зовнішній діаметр обсадної колони,мм	114-127	140-168	178-194	219-245	273-299	324-351	377
Радіальний зазор, мм	7-10	10-15	15-20	20-25	25-35	30-40	40-50

За найбільший зовнішній діаметр d_м беруть зовнішній діаметр муфт, з допомогою яких обсадні труби з’єднуються між собою.

Величину зазору _k вибирають із врахуванням жорсткості колони, глибини її спуску у відкритий ствол свердловини, викривлення ствола, стійкості стінок свердловини, розмірів, конструкції і кількості елементів спеціального обладнання, що монтується на обсадній колоні, а також загальної кількості обсадних колон, що спускаються в свердловину. Чим більший діаметр, а значить і жорсткість колони, тим більша величина зазору. У похилих свердловинах зазор дещо більший, ніж у вертикальних. У свердловинах з багатоколонною конструкцією часто обмежуються мінімальними зазорами, навіть, якщо це не дуже сприятливо для робіт по розмежуванню пластів.

Внутрішній діаметр d_вп попередньої обсадної колони повинен бути більший від діаметра доліт Д_д для буріння під наступну обсадну колону

d_вп= Д_д+2_в , (10.4)

де _в — радіальний зазор, необхідний для вільного пропуску всередині даної колони долота для буріння під наступну колону.

Величину зазору беруть _в = (3-5) мм, причому зазор збільшують при збільшенні діаметра долота.

Знаючи необхідний внутрішній діаметр колони, знаходять за стандартом відповідний йому зовнішній діаметр труб.

Вибір інтервалів цементування. Інтервали цементування обсадних колон проектуються згідно з вимогами єдиних технічних правил проведення бурових робіт при будівництві свердловини.

Цементування кондукторів і хвостовиків у свердловинах всіх категорій проводиться на всю довжину.

Проміжні колони у всіх пошукових, розвідувальних, параметричних, опорних і газових свердловинах незалежно від їх глибини, а також в нафтових свердловинах глибиною більше 3000 м цементуються на всю довжину. Проміжні колони у нафтових свердловинах глибиною до 3000 м цементуються в інтервалі довжиною не менше як 500 м від башмака.

Експлуатаційні колони всіх свердловин, крім нафтових, цементуються на всю довжину, а в нафтових - від башмака колони до перерізу, розміщеного не менше, ніж на 100 м вище башмака попередньої обсадної колони. Дозволяється останній варіант і при цементуванні експлуатаційних колон в інших категоріях свердловин за умови, що забезпечується герметичність з’єднань обсадних труб.