Продолжение

Наружный диаметр обсадных колонн, мм 219, 245 273, 299 325, 351 376, 426

Минимальный зазор, мм 28—30 30—45 35—45 45—50

Указанные величины зазоров на конкрет­ных месторождениях уточняются в зависимо­сти от длины интервала выхода из-под баш­мака предыдущей колонны, степени искривле­ния ствола скважины, степени совершенства технологии, обученности бригад и других фак­торов.

Выбор высоты подъема тампонажного раствора и конструкции забоя скважины

Высота подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется на ос­новании действующих инструктивных и методических материалов. Высо­ту подъема устанавливают исходя из геоло­гических особенностей месторождения:

за кондукторами — до устья скважины;

за промежуточными колоннами нефтяных скважин с проектной глубиной до 3000 м — с учетом геологических условий, но не менее 500 м от башмака колонны;

за промежуточными колоннами разведочных, газовых скважин независимо от глубины и нефтяных скважин с проектной глубиной бо­лее 3000 м — до устья;

за эксплуатационными колоннами нефтяных скважин — с учетом перекрытия башмака пре­дыдущей колонны не менее чем на 100 м.

Последнее условие распространяется на га­зовые и разведочные скважины при условии осуществления мероприятий, обеспечивающих герметичность соединений обсадных колонн. Во всех остальных случаях тампонажный ра­створ поднимают до устья скважины.

Основные факторы, определяющие конструк­цию забоя — это способ эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залега­ния.

Под конструкцией забоя понимают сочета­ние элементов крепи скважины в интервале продуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение флюидосодержащих горизонтов, проведение технико-техноло­гических воздействий на пласт, ремонтно-изо­ляционные работы, а также длительную экс­плуатацию скважины с рациональным деби­том.

Выбор конструкции забоя скважины регла­ментируется РД 39-2-771—82 «Методика обос­нования выбора конструкции забоев нефтяных добывающих скважин», которая распростра­няется на вертикальные и наклонные скважи­ны с кривизной ствола в интервале продук­тивного объекта до 45 град.

Однородным коллектором считают пласт, который по всей мощности литологически од­нотипен, имеет примерно равные фильтрационные показатели и пластовые давления в про-пластках, насыщен однородным флюидом. Пределы изменения проницаемости пород в пропластках не должны выходить за границы одного из следующих шести классов:

1) К >1; 2) К=0,5-:-1,0; 3) К=0,1-:-0,5; 4) К-0,05-:- 0,1; 5) К=0,01-:-0,05; 6) К = 0,001-:-0,01 мкм².

Пласт считают неоднородным, если он рас­членен пропластками с изменяющейся прони­цаемостью, имеет подошвенные воды, газовые шапки или чередование нефтегазоводонасыщенных пропластков с различным пластовым давлением. При превышении указанных выше пределов изменения проницаемости пород кол­лектор по признаку «К» считают неоднород­ным.

К прочным коллекторам относят породы, которые при эксплуатации скважины сохра­няют устойчивость и не разрушаются под воздействием фильтрационных и геостатических нагрузок. Оценка устойчивости пород призабойной зоны при эксплуатации скважины при­ведена в РД 39-2-771—82 и заключается в оценке соотношения б_сж < [б]_сж, где [б]_сж —предельная прочность пород продук­тивного пласта при различных вариантах экс­плуатации объекта (жидкость извлекается из пласта, нагнетается в пласт или движение жидкости отсутствует); определяется экспе­риментально в условиях одноосного сжатия; б_сж — ожидаемое напряжение в породах про­дуктивного пласта при соответствующих ва­риантах эксплуатации объекта; определяется в зависимости от плотности горных пород, пластовых и гидростатических давлений с ис­пользованием РД 39-2-235—79 «Руководство по прогнозированию и предупреждению осы­пей и обвалов в процессе бурения, связанных с АВПД».

К слабосцементированным коллекторам от­носят неустойчивые породы, частицы которых при эксплуатации скважин выносятся на по­верхность вместе с флюидом. Последнего не произойдет при условии р меньше или равно [р]_д, где р — прогнозная депрессия на пласт в процессе эксплуатации, определяемая как гидро­статическое давление; [р]_д — предельная де­прессия на пласт, определяемая силой сцеп­ления горных пород, размерами скважины и контура питания, проницаемостью (см. РД 39-2-771—82).

Высокими, нормальными и низкими пласто­выми давлениями считают давления, соответ­ствующие условиям: р_пл>0,1, р_пл =0,1, р_пл <0,1 МПа/10 м.

Высокопроницаемым пластом является кол­лектор, у которого следующие значения поровой (К_п) или трещинной (К_т) проницаемо­стей: К_п >0,1; К_т больше или равно 0,01 мкм²

При значениях К_п и К_т меньших указан­ных величин коллектор считают низкопрони­цаемым.

Близкорасположенным пластом по отноше­нию к продуктивному является объект, рас­стояние до которого меньше 5 м.

Конструкция скважин определяется числом спускаемых обсадных колонн , глубиной их установки , диаметром применяемых труб, диаметром долот ,которыми ведется бурение под каждую колонну, высотой подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве и конструкцией забоя .

Характеристики указанного перечня показателей при выборе конструкции скважины в общем случае зависят от комплекса неуправляемых и управляемых факторов. К неуправляемым факторам следует отнести геологические условия месторождения глубину залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; пластовые и поровые давления а также давления гидроразрыва проходимых пород; физико-механические свойства и состояние пород ,вскрываемых скважиной с точки зрения возможных обвалов , осыпей, ковернообразования ,передачи на колонны горного давления и т.д.

К управляемым факторам можно отнести цель и способ бурения; число продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия продуктивных горизонтов; материально-техническое обеспечение.

Конструкция во многом определяет возможность доведения скважин до проектной глубины и оказывает существенное влияние на технико-экономические показатели бурения

Общепринято считать рациональной конструкцию, которая обеспечивает минимальную стоимость строительства скважины, а также выполнение технических (существующие технические средства и материалы, условия их доставки ), технологические (освоенные технологические приемы , организация труда основных и вспомогательных подразделений ) и геологических ( проявление пластовых флюидов , поглощение буровых и тампонажных растворов, обвалообразование и пластическое течение горных пород ) ограничений и требований к надежности и долговечности скважины( обеспечения успешного испытания , освоения и эксплуатации). Однако в понятие рациональности могут входить, кроме стоимости, и другие критерии в зависимости от задания на проектирование.

Задача №3.

Определить верхнюю границу прихвата колонны бурильных труб и рассчитать нефтяную ванну для его ликвидации. Данные выбрать из табл. 3.

Таблица 3.

Предп. цифра шифра	Диаметр скваж., мм Дс	Глубина скваж., H,м	Диам. бур. колонны Dбк, мм	Посл. цифра шифра	Длина бур. колонны одного диаметра, м				Толщина стенок бур. труб, мм				Вес 1 м бурильных труб, кг
					L1	L2	L3	L4	δ1	δ2	δ3	δ4	g1	g2	g3	G4
0	190	3400	140	0	600	800	1000	1000	10	9	10	11	37	34	37	40
1	161	3500	89	1	700	750	900	1000	10	9	10	11	37	34	37	40

Продолжение таблицы 3

2	145	3200	73	2	800	650	850	900	10	9	10	11	37	34	37	40
3	172	4000	114	3	900	850	900	1000	10	9	10	11	37	34	37	40
4	269	3600	168	4	550	800	900	1000	10	9	10	11	37	34	37	40
5	214	2900	140	5	650	900	950	1000	10	9	10	11	37	34	37	40
6	243	3000	140	6	750	950	1000	1000	10	9	10	11	37	34	37	40
7	320	3400	168	7	850	850	950	1000	10	9	10	11	37	34	37	40
8	269	3700	140	8	900	900	1000	1110	10	9	10	11	37	34	37	40
9	295	3670	168	9	800	950	1000	1100	10	9	10	11	37	34	37	40

Указание. Считать, что при усилии P₂-P₁=ΔP=25 кН удлинение колонны Δl=75 см; коэффициент кавернозности κ=1,2. Коэффициенты потерь

C₁ - C₅ при движении выбрать из таблицы П3 приложений.