2.4. Особенности проектирования конструкций газовых и газоконденсатных скважин

В этом случае следует учитывать следующие характерные особенности:

- давление газа на устье близко к забойному, что требует обеспечения наибольшей прочности труб в верхней части колонны;

- небольшая величина вязкости газа обусловливает его высокую проникающую способность, что повышает требования к герметичности резьбовых соединений и затрубного пространства.

- интенсивный нагрев обсадных колонн приводит к возникновению дополнительных температурных напряжений на незацементированных участках колонны. Требуется учет этих явлений при расчете их на прочность.

- возможность газовых выбросов в процессе бурения требует установки соответствующего противовыбросового оборудования;

- длительный срок эксплуатации и связанная с ним возможность коррозии эксплуатационных колонн требует применения антикоррозионного покрытия и пакеров.

Общие требования, предъявляемые к конструкциям газовых и газоконденсатных скважин могут быть сведены к следующим:

- прочность конструкции в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонной и цементного кольца в затрубном пространстве;

- качественное разобщение всех горизонтов и в первую очередь газонефтяных пластов, являющихся объектом самостоятельной разработка с возможностью их раздельной эксплуатации;

- максимальное использование пластовой энергии газа для его транспортировки по внутрипромысловым и магистральным газопроводам.

2.5. Особенности проектирования конструкции скважин в районах многолетней мерзлоты.

В районах многолетнемерзлых горных породах к конструкции скважин предъявляют дополнительные требования:

- толщина мерзлых пород должна перекрываться полностью;

- глубина спуска кондуктора должна исключать гидравлический разрыв пластов, лежащих выше башмака, при достижении в стволе скважины давления равного пластовому;

- для успешной проводки скважины после перекрытия мерзлых пород и последующей, эксплуатации тепловое воздействие ее на породы с отрицательной температурой необходимо свести к минимуму;

- необходимо оценить величины сминающих нагрузок и проверить прочность конструкции в целом при цикличном растеплении и смерзании многолетнемерзлых пород, вызванных вынужденными остановками эксплуатирующихся скважин.

2.6. Проектирование конструкции скважин

В настоящее время необходимое количество обсадных колонн и глубины их спуска выбирают из условия предупреждения гидроразрывов горных пород и несовместимости отдельных интервалов по условиям бурения. При этом вводится, единый принцип выбора конструкций скважин - совместимость отдельных интервалов геологического разреза по горно-геологическим условиям бурения. Под совместимостью бурения или, наоборот, под несовместимостью условий бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала вызывают осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно.

Определение зон совместимости, количества обсадных колонн и глубин их спуска производится в такой последовательности.

1. По литологической характеристике разреза выделяют интервалы с аномальной характеристикой пластовых давлений и давлений гидроразрыва.

2. Для выбранных интервалов находят значения коэффициента аномальности пластовых (поровых) давлений и индекса давления поглощения слагающих пород.

3. На совмещенный график наносят точки значений коэффициента аномальности индекса давления поглощения по которым строят соответствующие (точки 1 - пластовых давлений, 2 - индекса давления поглощения, 3 - коэффициента устойчивости).

4. Параллельно оси ординат проводят линии касательно крайним точкам.

5. Зоны 1 и 2, 5 и частично 6 являются зонами совместимых условий бурения, а 3 и 4, 4 и 5 несовместимыми по условиям бурения.

Зоны совместимых условий бурения являются зонами крепления скважины обсадными колоннами. Количество зон крепления соответствует количеству обсадных колонн.

6. Глубина спуска обсадной колонны (установки башмака) принимается на 10-20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий.

7. Плотность бурового раствора, применяемого при бурении в данной зоне крепления, должна находиться в пределах зоны совместимых условий и отвечать следующим требованиям.

Для скважин глубиной до 1200 м гидростатическое давление в скважине, создаваемое столбом промывочной жидкости, должно на 10 15 % превышать пластовое, а для скважин глубиной более 1200 м превышение должно составлять 5 - 10 %. Отклонения от установленной величины плотности промывочной жидкости для ее значений до 1,45 г/см³не допускается больше чем на 0,02 г/см³, а для более высокой плотности - не более0,03 г/см³.

Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется способами заканчивания и эксплуатации скважины, а глубина спуска кондуктора - требованиями охраны источников водоснабжения от загрязнения, предотвращения осложнений при бурении на очередную обсадную колонну, обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием и подвески обсадных колонн.

При проектировании и бурении первых трех разведочных скважин, если достоверность геологического разреза недостаточна, допускается включение в конструкцию скважины резервной промежуточной колонны.

В этом случае бурение скважины производят в расчете на крепление резервной обсадной колонной намеченного интервала. Однако если в процессе бурения будет установлено, что необходимость в ее спуске отпала, то продолжают углубление ствола под очередную обсадную колонну до запроектированной глубины.

Интервалы цементирования колонны определяются в соответствии с едиными правдами ведения буровых работ 7, согласно которым кондуктора, промежуточные и эксплуатационные колонны в газовых и разведочных скважинах, а также промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиною 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 нижнего конца предыдущей обсадной колонны. Промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиною менее 3000 м цементируются участком длиною 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 резьбовых соединений труб.

Диаметры обсадных колонн и диаметры долот для бурения под них определяют снизу вверх по формулам:

(13)

(14)

где: а_i - зазор между колонной и стенкой ствола скважины.

Величина а_i зависит от диаметра колонны, устойчивости пород и интервала выхода данной колонны из башмака предыдущей. Для колонн диаметром 114 - 168 мма_i принимается равным 5 - 15 мм, колонн диаметром 178 - 255 =15 - 25 мм, колоны диаметром 273 - 351 мм - 25 - 40 мм и колонн большего диаметра - 40 - 50 мм. В наклонных скважинах зазор должен быть несколько больше. Если участок ствола скважины представлен недостаточно устойчивыми породами, породами склонными к выпучиванию, величину зазора также необходимо увеличивать:

- зазор между долотом и внутренней поверхностью обсадной колонны. Величину выбирают с учетом возможного неблагоприятного сочетания овальности труб и допусков на диаметры труб и долот. Обычно принимают равным 5-15 мм.

Конструкцию скважины рекомендуется представить в виде схемы. Проектную конструкцию скважины сравнить с применяемой на данной площади. Дать критический анализ.

Проектирование конструкции скважины производится с обоснования метода вскрытия продуктивных пластов, затем определяют число обсадных колонн, их размеры, диаметры долот, интервалы цементирования.

Число обсадных колонн определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения. Число интервалов, несовместимых по условиям бурения, определяется по совмещенному графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений (К_а), индексов давлений поглощения (К_п) и устойчивости породы с глубиной 1, 2, 3.

При отсутствии данных о давлениях поглощения для прогнозирования значений К_пможно пользоваться 4, 5, 6:

- для проницаемых пород:

(1)

(2)

(3)

- для глинистых пород:

(4)

- для непроницаемых пород:

(5)

- для трещиноватых пород:

(6)

где:  - коэффициент Пуассона. Значения  приведены в 7.

Ориентировочно для пластичных глин  = 0,38  0,48; плотных глин - 0,25  0,35; глинистых сланцев - 0,10 0,20; известняков - 0,28  0,33; плотных песчаников - 0,20  0,35; песчаника крупнокристаллического - 0,30  0,35; среднекристаллического - 0,30  0,33; мелкокристаллического - 0,23  0,28; глинистых песчаников и алевролитов - 0,20  0,30; песчаноглинистых сланцев - 0,25  0,35; песчаников и алевролитов с карбонатным цементом - 0,25 0 ,27; каменной соли - 0,35  0,45; ангидритов - 0,30  0,40; аргиллитов - 0,10 0,25; лессовидных отложений - 0,05  0,20.

Ка - коэффициент аномальности пластового давления;

(7)

где: - пластовое давление, Па;

- плотность пресной воды (=1000 кг/м³);

- глубина залегания пласта, м;

- индекс геостатического давления, Па;

(8)

- геостатическое давление, Па;

(9)

- пористость породы, доли единицы;

- плотность скелета данной породы, кг/м³;

Порода (пески, песчаники, алевролиты, глины) , кг/м³26402680; 26002880; 26502730; 26202750.

Порода (глинистые сланцы, мергели, известняки) , кг/м³; 28003000; 26702730; 27002740; (доломиты, ангидриты) 27502880; 23002400.

- толщина слоя той же породы, м;

-плотность жидкости в порах породы, кг/м³;

q-ускорение свободного падения, м/с ;

- объемная плотность вышележащих пород, кг/м³;

-коэффициент аномальности порового давления;

(10)

- поровое давление, ( Па).

Для пластичных хемогенных пород ; для закарстованных, крупнотрещиноватых пород . Если принять и , то . Индекс давления устойчивости породы:

Для неустойчивых глинистых пород:

- давление относительной устойчивости породы, Па;

- ожидаемая депрессия на пласт при бурении, Па.