Крепление испытание и освоение нефтяных и газовых скважин

залежи и осадка всей толщи горных пород. Если эксплуатационная колонна нижним концом упирается в забой, то при осадке толщи пород в колонне могут возникнуть очень большие напряжения продольного сжатия, под влиянием которых на отдельных участках целостность ее может быть нарушена.

Уменьшить опасность возникновения аварийной ситуации можно, если в конструкции скважины предусмотреть возможность продольного перемещения призабойного участка эксплуатационной колонны вниз, вдоль зумпфа, пробуренного на 10–20 м ниже подошвы продуктивной залежи в хорошо устойчивой непроницаемой породе, или использовать одну из схем оборудования призабойного участка, предусматривающих возможность перемещения колонны

(см. рис. 3.9, в, г, д).

В разведочных и поисковых скважинах из-за недостаточно изученных условий крепления и необходимости большого объема исследований в крепленом стволе обычно предусматривается перекрытие перспективных пластов эксплуатационной колонной на всю толщину с последующей перфорацией (см. рис. 3.9, е, ж).

3.4. Проектирование конструкции скважины

При проектировании конструкции скважины необходимо обосновать число и глубины спуска обсадных колонн, диаметры долот и колонн, интервалы цементирования.

Последовательность выбора конструкции забоя скважины с учетом конкретных факторов производится согласно схеме, приведенной на рис. 3.9.

Глубина скважин по вертикали, продуктивные пласты которых предусматривается полностью перекрыть эксплуатационной колонной (см. рис. 3.9, е, ж, з), может быть рассчитана следующим образом:

71

L = Aу + Hк + hпл + hз + hст.

Глубина зумпфа hз, оставляемого для обеспечения прохождения геофизического, испытательного и промыслового оборудования до подошвы пласта и сбора выносимой твердой фазы при последующей эксплуатации, принимается до 30 м. Высота цементного стакана hст, оставляемого в эксплуатационной колонне (10–30 м), зависит от места остановки верхней разделительной пробки (места установки кольца «стоп» или обратного клапана типа ЦКОД (цементировочный клапан обратный дроссельный)).

Для выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород (ГРП) и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах «глубина – эквивалент градиента давления». Под эквивалентом градиента давления понимают относительную плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению ГРП, то есть

пл Рпл ;

0,01Нпл

ГРП 0,01РГРПНпл .

Расчет значений эквивалентов градиентов давлений для пластов, насыщенных жидкостью и имеющих толщину до 200 м, проводится для середины пласта и принимается одинаковыми для всего пласта. Для газовых пластов и для пластов, насыщенных жидкостью и имеющих толщину более 200 м, расчет проводится как для кровли, так и для подошвы пласта, и полученные точки на графике соединяются прямой линией.

Величины пластовых давлений для проницаемых пластов берутся из геологической характеристики района работ

72

(водоносность, нефтегазоносность), для непроницаемых пород в расчет принимают поровое давление, которое чаще всего равно гидростатическому.

Величины давлений ГРП по разрезу скважины берут также из геологической характеристики (если они известны) или определяют расчетным путем, используя известные методики.

По Б.А. Итону давление гидроразрыва пород для проницаемых пластов можно рассчитать, зная величины горного и пластового давлений, а также коэффициент Пуассона горных пород:

РГРП (1 ) Рг Рпл Рпл.

Для горных пород, характеризующихся коэффициентом Пуассона, равным 0,25 (среднее значение для пород осадочного происхождения при глубине залегания до 3000 м), можно использовать формулу Хубберта–Уиллиса:

РГРП = 13 Рг Рпл Рпл .

Принимая плотность горных пород равной 2600 кг/м3, К.В. Гаврилкевич предложил использовать более упрощенную формулу:

РГРП = 0,0083Нпл + 0,66 Рпл.

Для глинистых горных пород давление ГРП можно рассчитать по формуле АзНИПИнефть:

РГРП 12 Рг Рпор Рпор.

Для условий строительства скважин на территории Пермского края давление ГРП можно рассчитывать по методике, утвержденной для бывшего ПО «Пермнефть»:

РГРП = А · Нпл.

73

Градиент давления гидроразрыва горных пород А выбирается следующим образом:

А= 0,012 МПа/м – для потенциально поглощающих пластов независимо от глубины;

А= 0,026 МПа/м – для непоглощающих пластов при глубине до 1000 м;

А= 0,0234 МПа/м – для непоглощающих пластов при глубине более 1000 м.

На построенном графике давлений (рис. 3.10) выделяют зоны с совместимыми условиями бурения. Под совместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда созданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины не вызовут осложнения

впробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной.

В пределах одной зоны, с одной стороны, относительная

плотность бурового раствора о.р должна обеспечивать необходимую репрессию на флюидосодержащие пласты для предотвращения проявлений и выбросов, а с другой – в скважине не должно возникать условий для гидроразрыва пород и поглощений бурового раствора, то есть

kр · пл о.р ГРП/kб.

Коэффициент превышения гидростатического давления столба бурового раствора в скважине над пластовым kр принимается в соответствии с «Правилами безопасности…» [18]: kр = 1,10 – для пластов, залегающих на глубине до 1200 м; kр = 1,05 – для пластов, залегающих на глубине более

1200.

Коэффициент безопасности для предотвращения гидроразрыва пластов kб принимается равным 1,2–1,5, в зависимости от степени изученности района буровых работ [22].

Определение зон совместимости проводят в следующей последовательности (см. рис. 3.10).

74

графике получаются две ломанные линии, характеризующие изменение эквивалентов градиентов пластового давления

идавления ГРП с глубиной.

2.Параллельно оси ординат проводят линии касательно крайним точкам (линиям) эквивалентов градиентов пластового (порового) давления (см. рис. 3.10, линии АВ, ЕF, КL)

илинии касательно крайним точкам (линиям) эквивалентов давлений ГРП (линии СD, GH, MN).

3.Выделяют зоны с совместимыми условиями бурения. В приведенном примере (см. рис. 3.10) такими зонами являются заштрихованные участки АВСD, EFGH, KLMN.

4.Выбирают число зон крепления скважины (число обсадных колонн), которое в первоначальном варианте конструкции соответствует числу зон с совместимыми условиями бурения. Глубину спуска обсадных колонн принимают на 10–20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий.

5.Корректируют число и глубину спуска обсадных колонн с учетом назначения скважины, способа заканчивания (конструкции призабойной зоны), особенностей строительства скважины в рассматриваемом районе и других факторов.

С целью защиты устьевого участка ствола от размыва

иканализации восходящего потока промывочной жидкости в очистную систему в конструкции скважины предусматривают направление. Глубина его спуска обычно выбирается с учетом перекрытия неустойчивых четвертичных отложений на 3–5 м.

Кондуктор обычно предназначен для крепления неустойчивых стенок верхней части разреза скважины, предотвращения поглощений бурового раствора, перекрытия пресных водоносных горизонтов от загрязнения. На кондукторе, как правило, устанавливают противовыбросовое оборудование и подвешивают последующие обсадные колонны.

76

В газовых скважинах одноколонной конструкции глубину спуска кондуктора нужно выбрать так, чтобы он перекрывал все проницаемые породы, которые имеют выход на дневную поверхность или сообщаются с ней посредством родников, колодцев и других горных выработок, имеющихся на данной структуре, а также слабые породы, которые могут быть разорваны при действии высокого давления, возникающего при закрытии превентора на устье скважины во время газового выброса.

Башмак кондуктора устанавливается в плотных непроницаемых породах. Глубина спуска кондуктора Нконд уточняется из условия предотвращения разрыва горных пород у башмака при герметизации устья скважины в случае нефтегазопроявлений:

Нконд 100 Ру Ру .

ГРП

k о.ж

б

На стадии проектирования конструкции скважины давление на устье Pу при его герметизации во время флюидопроявления рассчитывают, как правило, для случая полного замещения промывочной жидкости природным газом или пластовой нефтью.

Дополнительное давление на устье, возникающее при очистке скважины от поступивших пластовых жидкостейРу, в проектных расчетах принимают равным 1,0–1,5 МПа.

При расчете Нконд эквивалент градиента давления гидроразрыва ГРП принимается для горных пород, залегающих на глубине установки башмака кондуктора. За о.ж следует принимать относительную плотность жидкости (нефти) в скважине при проявлении или выбросе.

По той же методике уточняется глубина спуска промежуточной колонны, если на ней монтируется противовыбросовое оборудование.

77

Расстояние между нижними концами двух смежных обсадных колонн может быть достаточно большим (большой выход из-под башмака предыдущей колонны), и за время бурения ствола под последующую из них предыдущая может быть изношена до аварийного состояния или ее прочность из-за износа может уменьшиться настолько, что возникнет опасность разрыва этой колонны (в случае закрытия установленного на ней превентора при газонефтепроявлениях). В таком случае в конструкции скважины предусматривают замену изношенного верхнего участка колонны новым до вскрытия горизонта, из которого возможно проявление. Если такая замена невозможна, то производят спуск дополнительной промежуточной колонны для установки на ней противовыбросового оборудования.

Если для разбуривания пород в одной зоне требуется промывочная жидкость, применение которой в смежной зоне недопустимо из-за опасности возникновения серьезных осложнений или экономически невыгодно, в конструкции скважины может быть предусмотрена дополнительная промежуточная колонна, разобщающая эти зоны.

Если ту или иную зону можно надежно изолировать другим способом (цементные мосты, профильные перекрыватели и т.п.), то соответствующую обсадную колонну из конструкции скважины исключают.

Если расстояние между нижними концами двух смежных обсадных колонн очень большое и существует опасность, что последующую колонну не удастся спустить до необходимой глубины из-за большой величины сил сопротивления, обусловленных, прежде всего, прижатием ее к стенкам необсаженного участка ствола скважины, то увеличивают глубину спуска предыдущей колонны или предусматривают дополнительную промежуточную колонну между ними.

Необходимость в спуске промежуточной колонны может быть вызвана также неустойчивостью некоторых горных

78

пород при использовании определенных типов промывочных жидкостей в процессе бурения скважины либо агрессивным действием пород на данную промывочную жидкость. Например, буровые растворы на основе пресной воды непригодны для разбуривания солевых отложений, так как они растворяют соли, сами коагулируют, а в скважине образуются большие каверны. Высокоминерализованные буровые растворы, которые с успехом используются при разбуривании солевых отложений, не всегда подходят для вскрытия других отложений и могут вызвать осложнения в других интервалах ствола скважины, так как имеют повышенную плотность.

Вцелях уменьшения расхода металла на крепление скважины некоторые из промежуточных обсадных колонн делают в виде хвостовиков или потайными. Сплошную колонну можно заменить хвостовиком в том случае, если за период бурения под последующую колонну предыдущая не изнашивается до аварийного состояния и допускает герметизацию устья скважины в случае газонефтяного проявления или выброса. Не рекомендуется делать в виде хвостовиков две смежные обсадные колонны. Верхний конец хвостовика герметично подвешивается в предыдущей колонне выше ее башмака на расстоянии не менее чем 100 м. Если предыдущая колонна перекрывает толщу пород, склонных к пластическому течению, то верхний конец хвостовика колонны нужно размещать не менее чем на 25–50 м выше кровли такой толщи.

Висключительно редких случаях промежуточная колонна может быть спущена в скважину в виде «летучки» (потайной колонны) для перекрытия локально осложненного интервала ствола (неустойчивых горных пород, поглощающих пластов и т.д.). Такая колонна не имеет связи с предыдущей обсадной колонной.

Если достоверность информации о геологическом разрезе недостаточна, при проектировании и бурении первых трех разведочных скважин допускается включение в конструкцию

79

скважины резервной промежуточной колонны, которая при отсутствии непредвиденных осложнений не спускается.

Диаметры обсадных колонн и долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.

Внефтяных скважинах диаметр эксплуатационной колонны выбирают, исходя из ожидаемых дебитов жидкости (нефть + вода) на различных стадиях эксплуатации, габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено

вэксплуатационную колонну для обеспечения заданных дебитов жидкости, и глубины скважины.

Вгазовых и газоконденсатных скважинах диаметр эксплуатационной колонны выбирают с учетом ожидаемого дебита на разных стадиях разработки месторождения, устойчивости пород продуктивного горизонта, допустимой депрессии в приствольной зоне, содержания жидкой фазы (конденсат, вода), а также наличия в добываемом газе компонентов, вызывающих коррозию труб; гидравлические сопротивления при движении газа от забоя до устья должны быть минимальными.

Внагнетательных скважинах диаметр эксплуатационной колонны выбирают в зависимости от заданного типа закачиваемого рабочего агента (вода, газ, пар), а также габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено

вколонну.

Диаметр эксплуатационной колонны оказывает большое влияние на стоимость скважины. Чем он больше, тем, как правило, выше стоимость строительства скважины. Поэтому обычно 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 эксплуатацион-

80