Практична робота №1. Вибір конструкції свердловини за промисловими даними.

1. Мета роботи

Метою роботи є вивчення і закріплення знань із методики вибору конструкції свердловини за промисловими даними для набуття досвіду проведення робіт з проектування конструкції нафтових і газових свердловин.

2. Основні теоретичні положення

Свердловина є довгостроковою капітальною спорудою. Тому її конструкція має бути міцною, забезпечувати герметичне розрізнення усіх проникних порід, розкритих при бурінні, можливість досягнення проектної глибини і вирішення геологічних та інших дослідницьких задач у процесі буріння, здійснення запроектованих режимів експлуатації на усіх етапах розробки родовища, дотримання вимог законів про охорону надр і захист навколишнього середовища від забруднення. Крім того конструкція свердловини має бути економічною.

На вибір конструкції свердловини впливає багато факторів:

– призначення свердловини (розвідувальна, експлуатаційна на нафту чи газ, нагнітальна і т. п.);

– проектна глибина;

– особливості геологічної будови родовища (наявність тектонічних порушень, соляних штоків, кількість продуктивних об’єктів та їх розміщення один відносно іншого) та ступінь достовірності названих геологічних знань;

– стійкість гірських порід;

– характер зміни з глибиною коефіцієнтів аномальності пластових тисків та індексів тисків поглинання;

– хімічного складу пластових рідин та їх фізичний стан (капельна рідина, газ, газо-рідинна суміш);

– положення гирла свердловини (на суші чи в акваторії водного басейну);

– профіль свердловини;

– спосіб і тривалість буріння;

– рівень розвитку технології буріння;

– метод входження в продуктивну товщу;

– температурний режим в період буріння та експлуатації;

– дебіт і способи експлуатації свердловини на різних етапах розробки родовища;

– ступінь досконалості експлуатаційного обладнання;

– вимоги законів про охорону надр і захист навколишнього середовища;

– економічність (вартість будівництва при тому чи іншому варіантах конструкції, вартість одиниці продукції, що добувається);

– суб’єктивні моменти (кваліфікація технічного персоналу і традиції підприємства та проектної організації та ін.).

3. Методика виконання роботи

3.1. Побудова графіка суміщених тисків відповідно до вихідних даних.

Проектування конструкції свердловини починають з виділення зон із несумісними умовами буріння. Умови буріння у двох суміжних зонах вважаються несумісними якщо при переході із верхньої зони буріння в нижню необхідно змінити густину промивальної рідини і це призведе або до поглинання останньої в один із горизонтів верхньої зони, або до флюїдопроявів із верхньої зони чи нестійкості порід у верхній зоні.

Обвалювання, осипання і випучування потенційно нестійких порід верхньої зони починається не в момент розкриття їх бурінням, а через деякий час. Тривалість цього періоду залежить від складу і густини промивальної рідини, амплітуди коливань тисків у свердловині та порового тиску в породі.

Щоб звести до мінімуму названі ускладнення потрібно дотримуватись умов:

k_a < ρ_o < k_п ,

k_ст < ρ_o < k_п ,

де k_a – коефіцієнт аномальності;

ρ_o – густина промивальної рідини у свердловині;

k_п – індекс тиску поглинання;

k_ст – індекс тиску стійкості,

k_ст = Р_в.ст./ ρ_в g h ,

де Р_в.ст – тиск відновлення стійкості порід (тиск стовпа промивальної рідини при якому зберігається стійкість стінок свердловини протягом достатнього часу для розбурювання всієї товщі потенційно нестійких порід та закріплення їх обсадною колоною).

Розбурювати нижче залягаючі зони можна після надійної ізоляції попередньої зони. Ізолюють зони кріпленням їх обсадними трубами та цементуванням цих участків. Границею розділу двох зон є та мінімальна глибина на яку необхідно спустити обсадну колону перед заміною густини промивальної рідини до величини, яка визначена умовами буріння в новій зоні.

Зони з несумісними умовами буріння виділяють за допомогою суміщеного графіка зміни коефіцієнту аномальності та індексу тиску поглинання.

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. Необхідною умовою є також проектування направлення і кондуктора. Глибина спуску колони визначається глибиною границі розподілу суміжних зон з несумісними умовами буріння. Необхідно враховувати також, щоб нижній кінець обсадної колони був розміщений у стійких, непроникних породах. Якщо на обсадну колону будуть установлювати превентори, то її башмак повинен бути на такій глибині, щоб при глушінні проявлення не відбулося розриву порід, які залягають вище.

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

3.2. Розрахунок діаметра експлуатаційної колони.

Діаметр експлуатаційної колони вибирають виходячи з максимально очікуваних дебітів пластового флюїду (нафта + газ + вода, газ + конденсат + вода) на різних стадіях експлуатації свердловини, габаритів обладнання, яке повинно бути спущене в дану колону для забезпечення заданих дебітів, та глибини свердловини.

Внутрішній діаметр експлуатаційної колони повинен бути достатнім для спуску та встановлення обладнання в період експлуатації свердловини, виконання підземного та капітального ремонту.

Для газових свердловин, з урахуванням дебіту, діаметр експлуатаційної колони необхідно перевірити виходячи з двох умов:

а) забезпечення виносу потоком газу частинок води та породи, які попадають із пласта на вибій (d_{в. макс.});

б) забезпечення мінімальних втрат тиску в процесі руху газу у колоні

(d_{в. мін.}).

У пошуково-розвідувальних свердловинах діаметр експлуатаційної колони вибирають з урахуванням проведення в них комплексу геофізичних досліджень.

Таблиця 3.1. – Приблизні співвідношення діаметрів експлуатаційних колон і дебітів для нафтових та газових свердловин

Сумарний дебіт нафти, м3/добу	< 40	40 – 100	100 – 150	150 – 300	> 300
Діаметр експлуатаційної колони, мм	114	127 – 140	140 – 146	168 – 178	178 – 194
Сумарний дебіт газу, м3/добу	до 75	до 250	до 500	до 1000	до 5000
Діаметр експлуатаційної колони, мм	114	114 – 146	146 – 148	168 – 219	219 – 273

3.3. Розрахунки діаметрів обсадних колон і доліт.

Для того, щоб обсадну колону можна було спустити у свердловину, діаметр свердловини повинен бути більшим від максимального зовнішнього діаметру колони:

D_с. = D_м. + 2Δ_к. ,

де D_с. – діаметр свердловини (приймають рівним діаметру доліт, якими пробурили даний участок), мм;

D_м. – максимальний діаметр колони (діаметр муфти), мм;

Δ_к. – радіальний зазор між стінкою свердловини і виступаючими зовні елементами колони (муфтою), достатній для вільного спуску обсадної колони.

Таблиця 3.2. – Залежність величини зазору від діаметру обсадної колони

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

Діаметр долота для буріння стовбура під наступну обсадну колону (D_д.наст.) повинен бути меншим за внутрішній діаметр попередньої колони:

D_д.наст. = D_{в.попер.} – 2Δ ,

де, D_{в.попер.} – внутрішній діаметр попередньої колони, мм;

Δ – необхідний радіальний зазор для вільного проходження долота через попередню колону. Як правило Δ = 5 – 15 мм; більший зазор приймають для доліт більшого діаметру.