vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 1.7

Типоразмеры алмазных долот и долот, оснащенных синтетическими алмазами

17

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Примечание. Обозначения: К – бурильная головка; модификации: Р – радиальные, Т – ступенчатые; цифра 2 – порядковый (условный) номер модификации; *-ниппельная резьба.

Таблица 1.10

Параметры керноприемных устройств «Недра» с несъемным керноприемником для роторного способа бурения

18

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 1.11

Параметры керноприемных устройств «Силур» и «Кембрий» с несъемным керноприемником для роторного бурения.

19

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 1.12

Параметры керноприемных турбобуров (турбодолот) со съемным и несъемным керноприемниками.

20

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1.2. Выбор рациональных типов породоразрушающего инструмента

По характеру разрушения горной породы породоразрушающий инструмент подразделен на следующие классы: режущего и режущескалывающего, скалывающего и дробяще-скалывающего, а также истирающего действий.

По назначению породоразрушающий инструмент делят на три группы: для бурения без отбора керна (долóт), бурения с отбором керна (бурильные головки) и для специальных видов бурения (специальные долота).

1.2.1. Типы породоразрушающего инструмента для бурения нефтяных и газовых скважин.

Буровые долота:

Лопастные долота. По ОСТ-26-02-1282-75 выпускаются долота двухлопастные диаметрами от 76,0 до 165,1 мм и трехлопастные диаметрами от 120,6 до 489,9 мм. Лопастные долота изготавливаются с обычной (центральной) промывкой и гидромониторной (боковой). Пример обозначения долот: 3Л(Г)-215,9М – трехлопастное долото с гидромониторной промывкой, с диаметром 215,9 мм для бурения мягких пород.

Пикобуры. Пикообразные долота выпускаются с обычной промывкой диаметрами от 98,4 до 444,5 мм двух типов: Ц – для разбуривания цементных пробок; Р – для расширения ствола скважин. Пример обозначения: ПР-445,5 – пикообразное долото, диаметром 445,5 мм для расширения ствола скважины.

Истирающе-режущие долота. Выпускаются следующие долота истирающие-режущего типа: трехлопастные 3ИР диаметрами от 190,5 до 269,9 мм с обычной и гидромониторной промывкой; шестилопастные 6ИР диаметрами 76,0 до 269,9 мм с обычной и гидромониторной промывкой. Пример обозначения: 3ИРГ-190,5 С – трехлопастное долото истирающе-режущего действия диаметром 190,5 мм с гидромониторной промывкой для бурения пород средней крепости.

Долота ИСМ отличаются от 6ИР тем, что лопасти армируются сверхтвердым материалом «Славутич»; выпускаются диаметрами от 91,4 до 391,3 мм с обычной и гидромониторной промывкой.

Шарошечные долота. До 94-95% общего объема бурения выполняется шарошечными долотами. Такие долота выпускаются в соответствии с ГОСТ 20692-75 следующих видов: одношарошечные ( I ); двухшарошечные ( II ); трехшарошечные ( III ).

21

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Типы, области применения долот и исполнение шарошек соответствуют указанным в табл. 1.13.

По расположению и конструкции промывочных или продувочных каналов долота изготавливаются следующих типов: Ц – с центральной

Опоры шарошек изготавливаются:на подшипниках с телами качения – В; на двух и более подшипниках скольжения – А;на одном подшипнике скольжения – Н ( остальные подшипники с телами качения ); с герметизированными уплотнительными кольцами – У ( маслонаполненные опоры ).

Пример условного обозначения трехшарошечного долота диаметром 215,9 мм для бурения пород средней твердости с боковой гидромониторной промывкой с опорой шарошки на одном подшипнике скольжения: III 215,9 С-ГНУ,4 ГОСТ 20692-75.

Вкрепких породах

Вочень крепких породах

22

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Алмазные долота. Эти долота изготавливаются диаметрами от 91,4 до 391,3 мм следующих модификаций:

однослойные с размещением зерен алмазов в поверхностном слое матрицы по определенной схеме: радиальные –ДР; ступенчатые –ДТ ; ступенчатые с торовидными выступами –ДК; лопастныеДЛ; с синтетическими алмазами –С. Пример обозначения: ДКС-139,7 С – однослойное алмазное долото ступенчатое с торовидными выступами с синтетическими алмазами диаметром 139,7 мм для бурения пород средней крепости;

импрегнированные – И с равномерным перемешиванием алмазов в объеме матричного материала: с шаровидными выступамиДИ; лопастные –ДЛИ. Пример обозначения: ДЛИ-187,3 С – импрегнированное алмазное долото диаметром 187,3 мм для бурения пород средней крепости.

Специальные долота. Долота для специальных целей предназначены для работ в пробуренной скважине и обсадной колонне (зарезные, расширители, фрезерные и др.).

Бурильные головки:

Бурильные головки предназначены для бурения с отбором керна и выпускаются трех типов: лопастные, шарошечные и алмазные для керноприемных устройств без съемного керноприемника (К) и со съемным керноприемником (КС).

Лопастные бурильные головки преднзначены для бурения мягких пород (М), мягких и средней твердости (МС).

Шарошечные бурильные головки – для бурения пород мягких с прослоями средней твердости, абразивных (МСЗ); средней твердости, абразивных (СЗ); средней твердости с прослоями твердых (СТ); для твердых абразивных (ТЗ); для твердых с прослоями крепких абразивных (ТКЗ).

Пример обозначения: КС-212,7/60 СТ – бурильная головка для съемного керноприемника диаметром 212,7 мм, диаметр керна 60 мм для бурения пород средней крепости с прослоями твердых пород.

Алмазные бурильные головки – выпускаются:

однослойные с выступами радиальными (КР) и торцевыми (КТ); импрегнированные (КИ).

23

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пример обозначения: КТ-138,1/52 С – однослойная алмазная бурильная головка с торцевыми выступами диаметром 138,1 мм, диаметр керна 52 мм для бурения пород средней крепости.

Выбор рациональных типов шарошечных долот.

Единым комплексным критерием оценки эффективности работы шарошечных долот является величина эксплуатационных затрат на 1 м проходки, определяемая по формуле

подготовительно-заключительные операции, отнесенные к рейсу, ч; С В - стоимость часа работы буровой установки, руб./ч; h - проходка на долото, м; VMEX - средняя механическая скорость проходки, м/ч.

Выбор рациональных типов долот осуществляется по «Обобщенной классификационной таблице соответствия типов шарошечных долот свойствам горных пород» (ОКТ) (рис 1.1) или по «Классификационной таблице парных соответствий категорий твердости и абразивности пород типам шарошечных долот» (КТС) (рис 1.2).

Структура таблицы ОКТ (рис 1.1) разработана таким образом, что гистограммам процентного содержания в пачках разных по твердости и абразивности горных пород классификационно поставлены в соответствие определенные типы шарошечных долот, наилучшим образом (по минимуму эксплуатационных затрат на проходку 1 м скважины) обеспечивающие соответствие типов долот свойствам пород. Выбор рационального типа долота осуществляется путем сравнения гистограмм, полученных при построении МКР, с типовыми гистограммами в таблице ОКТ. Например, если при построении МКР получены гистограммы, в наибольшей степени по форме и абсолютным значениям содержания пород с различными категориями твердости, абразивности соответствующие типовым гистограммам в таблице ОКТ, расположенным во второй строчке сверху, то для такой пачки рациональным будет долото типа МЗГ.

В случае, если гистограммы, полученные в МКР значительно отличаются от типовых в таблице ОКТ, то необходимо выбор рационального типа долота производить по таблице КТС. Например, после расчета по формулам (1.1) и (1.2) получили средневзвешенные

24

Рис.1.1. Обобщенная классификационная таблица соответствия типов шарошечных долот свойствам горных пород.

Наносим точку по этим значениям на поле КТС (точка F). Видно, что точка F располагается на наиболее близком расстоянии к табличной точке, соответствующей долоту типа СТ. Следовательно, для бурения в пачке пород с такими значениями классификационных характеристик рациональным является долото типа СТ. В этом случае при бурении долотом этого типа в породах рассматриваемой пачки будут обеспечены минимальные эксплуатационные затраты на 1 м бурения скважины.

25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

26

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

27

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.1.2. Классификационная таблица парных соответствий категорий твердости и абразивности пород типам шарошечных долот.

Пример 1.1. В соответствии с геологическими данными и данными по категориям твердости и абразивности, а также с учетом зон осложнений и водонефтегазопроявлений (табл.1.14.) разделим весь геологический разрез на пачки пород, сходные приближенно по твердости и абразивности, а затем подберем необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота.

В нашем случае геологический разрез разделим на пять пачек пород.

Р е ш е н и е: Подставляя данные из таблицы 1.14 и используя формулы (1.1) и (1.2), получаем:

28

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Результаты расчетов сведем в табл. 1.15.

таблицу парных соответствий категорий твердости и абразивности пород типам шарошечных долот (см. рис.1.2) и данные таблицы 1.15, произведем выбор долот для каждой пачки. Ножка циркуля устанавливается на пересечении значений Т и А . Увеличивая радиус, проводим дуги, пока не пересечем ближайшую эталонную точку искомого типоразмера долота.

Так, для I пачки расчетная точка близко расположена к эталонной, соответствующей долоту типа СТ. Таким образом, для бурения пачки пород с заданными значениями классификационных характеристик рациональным является долото типа СТ. Для II пачкидолото типа М, для III пачки- Т, для IV пачки- М и, наконец, для V пачки - долото типа Т.

После выбора и проектирования конструкции скважины следует подобрать по табл. 1.5-1.9 типоразмер долота.

Необходимо отметить, что не всегда выбранный тип долота может соответствовать проектному диаметру бурения по конструкции скважины. Это относится и к наиболее востребуемым трехшарошечным долотам по ГОСТ 20 692-75, ТУ 26-02-874-80 малых диаметров от 98,4 до 161 мм и больших диаметров 320, 444,5 и 490 мм.

29

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В этом случае выбор типоразмера осуществляется по имеющимся в соответвующих ГОСТах, придерживаясь принципа усиления вооружения шарошек, по сравнению с заранее определенным, и уделяя особое внимание наличию абразивности горных пород пачки.

2. Проектирование конструкции скважины.

2.1. Общие положения.

Обоснование и расчет конструкции скважины составляет один из основных разделов технического проекта на строительство скважины.

Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения.

Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. Она должна удовлетворять требованиям "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", которые были утверждены Постановлением Госгортехнадзора России № 24 от 09 апреля 1998 г., а также требованиям по охране недр и защите окружающей среды.

От качества спроектированной конструкции скважины, ее соответствия геологическим условиям в значительной степени зависят надежность, технологичность, долговечность, производительность скважины и стоимость ее строительства.

При проектировании конструкции скважины для снижения риска и удешевления ее строительства стараются в полной мере использовать последние достижения и накопленный опыт строительства скважин в данном районе работ и в других районах, близких по геологическим условиям.

В разделе проекта по вопросу крепления скважины решаются следующие задачи:

обоснование способа вскрытия продуктивного пласта и конструкции призабойной части скважины;

обоснование конструкции скважины; расчет обсадных колонн на прочность и выбор обсадных труб

для комплектования колонн по секциям; установление интервалов цементирования обсадных колонн в

соответствии с "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности" [ 27 ] и требованиями Госгортехнадзора;

30

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

расчет цементирования обсадных колонн.

Из перечисленных задач здесь пока мы остановимся на задаче обоснования конструкции скважины. В свою очередь она распадается на две части:

определение необходимого количества обсадных колонн для крепления ствола скважины и глубины спуска каждой колонны;

согласование диаметров обсадных колонн и долот.

Исходные данные для проектирования конструкции скважины поступают от заказчика, финансирующего реализацию проекта. Они включают следующие сведения:

назначение и глубина скважины; проектный горизонт и характеристика породы – коллектора;

геологический разрез в месте заложения скважины с выделением зон возможных осложнений и указанием пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород по интервалам;

диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр скважины, если спуск эксплуатационной колонны не предусмотрен.

Более полно перечень исходных данных представлен в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Перечень исходных данных, поступающих от заказчика и необходимых при обосновании и расчете конструкции скважины

31

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

эксплуатации

10.Состав пластовых жидкостей

11.Интервалы залегания прони-цаемых пород

12.Пластовые давления и давле-ния гидроразрыва пород

13.Интервалы высокопластич-ных и неустойчивых пород

14.Характеристика горных по-род по буримости

15.Особенности буровых работ в данном районе

16.Применявшиеся конструк-

ции скважин в данном районе работ.

Диаметр эксплуатационной колонны задается заказчиком с учетом ожидаемого дебита добывающей скважины и габаритных размеров скважинного оборудования, которое планируется применить на поздней стадии разработки. Если проектом не предусматривается оборудование скважины эксплуатационной колонной, то конечный диаметр

открытого ствола скважины определяется по условию беспрепятственного прохождения инструментов и приборов, которые намечается использовать в конечном интервале.

2.2. Обоснование конструкции скважины в интервале продуктивного пласта.

Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продук-тивного пласта решаются следующие задачи:

обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта; задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт,

обеспечивающего длительную безводную добычу; изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;

32

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.

Решение всех этих задач в совокупности усложняется большим разнообразием конкретных условий. В зависимости от строения залежи, литологического состава породы-коллектора, его устойчивости в стенках скважины, пластового давления, насыщенности продуктивного пласта нефтью или газом применяются различные схемы вскрытия. Все их можно свести к трем основным типовым схемам:

схема 1 – спуск эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного пласта с последующей установкой потайной колонны после вскрытия пласта или оставление открытого ствола, если порода-коллектор достаточно устойчива в стенках скважины; схема 2 - спуск эксплуатационной колонны после вскрытия

продуктивного пласта и проведение манжетного цементирования колонны выше кровли пласта; схема 3 - спуск эксплуатационной колонны после достижения

проектной глубины и ее цементирование от нижнего конца с перекрытием всей продуктивной толщи.

Каждая из указанных типовых схем имеет свои преимущества и области применения. Схема 1 позволяет обеспечить наиболее благоприятные условия при вскрытии продуктивного пласта, но может быть применена лишь в однопластовой залежи сравнительно небольшой толщины (до 15-20 м) без подошвенных вод. Схема 2 позволяет сохранить неизменным диаметр скважины при вскрытии продуктивного пласта, но также применяется в случае однопластовой залежи без подошвенных вод. Схема 3 пригодна в сложном геологическом разрезе с многопластовой залежью и водоносными пропластками. Эта схема наиболее опасна для продуктивных пластов из рассмотренных, так как не обеспечивает их защиты от проникновения цементного раствора и его вредного влияния на проницаемость коллектора.

В последнее время все большее распространение получает схема вскрытия продуктивного пласта горизонтальной скважиной. В этом случае направляющий участок горизонтальной скважины до кровли продуктивного пласта закрепляется эксплуатационной колонной, а конечный интервал горизонтальной скважины, располагающийся в продуктивном пласте, в большинстве случаев (устойчивый коллектор) остается открытым либо закрепляется перфорированной потайной колонной (хвостовиком). В редких случаях при проведении гидроразрыва пласта может быть спущена и зацементирована потайная колонна с последующей ее перфорацией в заданных интервалах.

33

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По вскрытию продуктивного пласта в проекте дается обоснование выбранной схемы и проводится ее графическое представление с указанием основных размеров.

2.3. Обоснование требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска.

Разработка конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства скважин в данном районе. При этом особое внимание обращается на возможное упрощение и облегчение конструкции скважины с учетом имеющегося опыта. Если буровые работы в данном районе ранее не проводились и имеются сомнения в достоверности представленного геологического разреза,то в конструкции первой скважины может быть предусмотрена резервная колонна на случай возникновения непредвиденной ситуации.

При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы (интервалы катастрофических поглощений, высокопластичных глин, соленосные и т.п.), которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент аномальности пластового давления – kа) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения – kп) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков.

Для разделения разреза на интервалы с несовместимыми условиями строится совмещенный график давлений, на котором по интервалам

где kз – коэффициент запаса, определяющий величину репрессии на пласт.

При этом, как видим, ограничивается максимально допустимая величина репрессии на пласт.

34

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Совмещенный график давлений и выделенные интервалы с несовместимыми условиями приведены на рис. 2.1.

Как следует из анализа ситуации, представленной на рис. 2.1, на глубине 300 м скважина входит в интервал kа 1,15 , что превышает

индекс давления поглощения в

Рис.2.1. Совмещенный график давлений для обоснования конструкции

вышележащем пропластке. Поэтому на этой глубине следует провести границу интервалов с несовместимыми условиями и для их разобщения спустить кондуктор. Рассуждая подобным образом, мы приходим к выводу, что с глубины 2100 м необходимо резко повысить плотность бурового раствора с 1,22-1,23 до 1,63-1,64. Поэтому

35

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вышележащий интервал должен быть изолирован промежуточной колонной. Таким образом, с учетом эксплуатационной колонны, которая спускается в продуктивный пласт, скважина должна быть оборудована еще направлением, кондуктором и промежуточной колонной.

После определения потребного количества обсадных колонн необходимо уточнить глубину спуска каждой колонны. Если ниже спущенной колонны будут вскрываться пласты с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), глубина спуска уточняется с таким расчетом, чтобы были перекрыты интервалы слабых пород, в которых возможен гидроразрыв после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины. Возникновение повышенного давления в скважине в случае притока пластового флюида можно проиллюстрировать на следующем примере.

Пример 2.1. И с х о д н ы е д а н н ы е. Пусть на глубине z1 = 2300 м вскрывается газоносный пласт с коэффициентом аномальности пластового давления kа 1,15 . Необходимо определить максимальное

давление на стенки открытого ствола на глубине z2 = 2200 м, которое может возникнуть в процессе вымывания газовой пачки при герметизированном устье, а также рассчитать допустимое давление на устье, если на глубине 2200 м индекс давления поглощения горной породы kП 2,1.

Р е ш е н и е.

Пластовое давление в газоносном пласте

2.Необходимая плотность раствора для вскрытия газоносного пласта

б. р. = kз· kа · в = 1,1·1,5·1000 = 1650 кг/м3

3.Гидростатическое давление бурового раствора на глубине 2200 м

4. Гидростатическое давление на глубине 2200 м после перемещения газовой пачки к устью

рг' .ст. = рг.ст. + рпл = 35,6 + 33,8 = 69,4 МПа

5. Давление гидроразрыва пород на глубине 2200 м

Как видим, давление гидроразрыва 45,3 МПа значительно ниже того, что может возникнуть при закрытом устье, и велика опасность гидроразрыва пород и интенсивного поглощения. Чтобы избежать осложнения, надо либо предусмотреть изоляцию интервала с kп = 2,1 до вскрытия газоносного пласта, либо рассчитать допустимое давление на пласт и уровень допустимого давления на устье при вымывании газовой пачки.

36

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

6.Допустимое давление на глубине 2200 м во избежание гидроразрыва пород рдоп.2200 = 45,3 : 1,05 = 43,1 Мпа, где к=1,05 – коэфициент запаса[ .. ]

7.Допустимое давление на устье скважины при вымывании газовой

пачки

рдоп.у. = рдоп.2200 – рг.ст. = 43,1 – 35,6 = 7,5 МПа

Если же в процессе вымывания газовой пачки давление в открытом стволе превысит допустимое и может возникнуть опасность гидроразрыва пород, то указанный интервал должен быть перекрыт обсадной колонной до вскрытия продуктивного пласта.

Подобными расчетами возможных изменений давления в скважине в результате их сопоставления с допустимыми с точки зрения гидроразрыва или потери устойчивости породы в стенках скважины определяется необходимость перекрытия обсадной колонной того или иного интервала. В любом случае глубина спуска обсадной колонны устанавливается с таким расчетом, чтобы ее башмак находился в устойчивых прочных малопроницаемых породах.

2.4. Соглосование диаметров обсадных колонн и долот.

На втором этапе разработки конструкции скважины после того, как было определено необходимое количество обсадных колонн, приступают к согласованию диаметров обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр ствола скважины, если спуск обсадной колонны проектом не предусмотрен. Как было сказано выше, диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств, намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в добывающих скважинах приведены в табл. 2.2.

37

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 2.3

Минимальная допустимая разность диаметров ствола cкважины и муфты обсадной колонны по [ 27 ]

* где δ- радиальный зазор между стенкой скважины и муфтой. Размер муфт приведены в табл.2.4

При расчете диаметров руководствуются нормами ГОСТ 632-80 на обсадные трубы (19 типоразмеров от 114,4 до 508,0 мм) и ГОСТ 20692-80 на шарошечные долота (39 типоразмеров),а также сведениями о номенклатуре долот, выпускаемых отечественной промышленностью и зарубежными фирмами.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по ее габаритному наружному размеру (наружный диаметр соединительной муфты) с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с регламентированным радиальным зазором, который определен в [мм] в зависимости от

38

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где dм – наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны по ГОСТ 632-80; 2δ - разность диаметров по табл.2.3.

Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти

где ∆ - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается ∆ = 5÷10 мм (причем нижний предел – для труб малого диаметра).

диаметр обсадной колонны и выявляется наибольшая допустимая толщина стенки трубы.

Так как в ГОСТ 632-80 нормализован наружный диаметр обсадных труб и для каждого размера установлено по несколько толщин стенки трубы, внутренний диаметр может варьировать в широких пределах

где dвн и dн – внутренний и наружный диаметры обсадной трубы, мм; δтр - толщина стенки трубы, мм.

Основные размеры обсадных труб и муфт к ним в соответствии с ГОСТ 632-80 приведены в табл. 2.4.

Разработанная конструкция скважины представляется на схеме, которая оформляется по общепринятой форме. На схеме наружные диаметры обсадных колонн указываются в миллиметрах у верхнего их конца. Если в конструкции предусмотрено использование потайной колонны, то ее принято пунктирной линией подводить к поверхности и здесь указывать ее наружный диаметр. Глубины спуска обсадных колонн показывают в метрах у нижнего конца каждой колонны. Диаметр ствола скважины в миллиметрах определяется по диаметру долот, которые будут использоваться в соответствующем интервале, и на схеме показывается у правого конца стрелки, проведенной до стенки ствола скважины. На схеме также должна быть указана глубина до уровня подъема цементного раствора за колонной.

При оценке сложности конструкции скважины их подразделяют на одно-, двух-, трехколонные и т.д. В подсчете количества колонн принято учитывать только промежуточные и эксплуатационные обсадные колонны; направление, кондуктор и потайная колонна в продуктивном пласте при этом не учитываются. Ниже приведен пример расчета диаметров.

Пример 2.2 И с х о д н ы е д а н н ы е. Пусть задан диаметр эксплуатационной колонны

dэ = 146,0 мм.

39

2. Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну

D Д .Н = 190,5 мм > 186 мм

4.Внутренний расчетный диаметр промежуточной колонны d пр.в н = D Д .Н + 2∆ = 190,5 + 10 = 200,5 мм

5.Нормализованный диаметр

обсадной колонны по ГОСТ 632-80 dпр

=219,1 мм с максимально

допустимой толщиной стенки δпр = 8,9 мм; наружный диаметр муфты dм

=244,5 мм (см. табл. 2.4).

6. Расчетный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну

кондуктора

d в н.к = 269,9 + 15 = 284,9 мм

Рис. 2.2.Кострукция скважины

9. Нормализованный диаметр кондуктора по

ГОСТ 632-80 (см. табл. 2.4) dк = 323,9 мм с максимально допустимой толщиной стенки δк = 14 мм, наружный диаметр муфты dм = 351,0 мм. 10. Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор

D Д .Р = 351,0 + 40,0 = 391,0 мм,

где зазор 2δ = 40 мм в соответствии с табл. 2.3.

11.Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под кондуктор по ГОСТ 20692-80

D Д .Н = 393,7 мм > 391,0 мм

12.Внутренний расчетный диаметр направления

40

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

dв н.напр = 393,7 + 15 = 408,7 мм

13. Нормализованный диаметр обсадных труб для направления по ГОСТ 632-80

(см. табл. 2.4) dнапр = 426,0 мм

с максимально допустимой толщиной стенки δ=10 мм; наружный диаметр муфты dм = 451,0 мм.

14. Расчетный диаметр долота для бурения под направление

D Д .Р =451,0+45=496,0 мм

где зазор 2δ =45 мм в соответствии с табл.2.3

15. Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под направление по ГОСТ 20692-80 D Д .Н =490 мм

Рассчитанная конструкция скважины представлена по принятым правилам на схеме

(рис. 2.2).

В отдельных случаях для разработки более компактной конструкции скважины предусматривается использование обсадных труб со специальными муфтами уменьшенного наружного диаметра (табл. 2.5) или трубы безмуфтового соединения типа ТБО (табл. 2.6). Гладкие обсадные колонны могут быть составлены из безмуфтовых обсадных труб типа ОГ1м (табл. 2.7), которые соединяются между собой по резьбам, нарезанным на концах гладкого тела трубы. Такие трубы обладают пониженной прочностью (снижение до 50-53 % от прочности гладкой трубы), и поэтому могут использоваться для потайных колонн (хвостовиков) или размещаться в нижней части эксплуатационной колонны.

41

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 2.4

Основные размеры (в мм) обсадных труб и соединеительных муфт к ним по ГОСТ 632-80

Примечание. В скобках указан наружный диаметр муфт для труб исполнения Б*.

*см. вторую часть Практикума в разделе «Расчет обсадных колонн»

42

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 2.5

Соотношение диаметров обсадных колонн при использовании обсадных труб со спецмуфтами уменьшенного диаметра, мм

43

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

44

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3. Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа бурения – необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом геологотехнических условий бурения проектируемых скважин, глубины, профиля и конструкции скважины, а также рекомендаций, приведенных в табл. 3.1.[7]

Выбранный способ бурения должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно обеспечивали бы следующее: качественное вскрытие продуктивного пласта; достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможность применения долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

Целесообразность принятых решений по применению того или иного способа бурения пересматривается по мере совершенствования технологии и техники бурения.

В соответствии с данными табл. 3.1 роторный способ может быть использован в подавляющем большинстве случаев, а для бурения скважин глубиной до 3000-3500 м с промывкой водой и неутяжеленными буровыми растворами рекомендуется выбирать турбинный способ, как обеспечивающий более высокие показатели бурения по сравнению с роторным.

Основные технические характеристики ГЗД (в том числе турбодолот) и электробуров приведены в табл. 3.2, 3.3 и 3.4 [ 3 ].

Турбобуры с высокой частотой вращения (500 мин-1 и более) целесообразно применять на сравнительно малых глубинах и при использовании безопорных долот. Турбобуры с умеренной частотой вращения (200-400 мин-1) целесообразно использовать на средних и больших глубинах. Винтовой забойный двигатель целесообразно применять для бурения на средних и больших глубинах, когда на эксплуатационные затраты на 1 м проходки определяющее влияние оказывает проходка за рейс, а также для бурения долотами с герметизированными маслонаполненными опорами.

Комбинированный турбинно-роторный способ

рекомендуется использовать при бурении скважин:

45