книги / Практические расчеты крепления нефтяных и газовых скважин

На рис. 1.1, е приведена конструкция с закрытым забоем: продуктивные пласты перекрыты сплошной колонной или хвостовиком с последующим цементированием обсадной колонны и вторичным вскрытием пласта перфорацией. Этот способ крепления призабойной части ствола скважины является самым распространенным.

Вслучае необходимости перекрытия пласта на всю толщину при возможности выноса в ствол скважины песка применяют конструкцию по схеме, показанной на рис. 1.1, ж, в которой предусмотрены забойные фильтры в зоне перфорации.

Конструкция, показанная на рис. 1.1, з, также предотвращает вынос песка за счет закрепления призабойной зоны проницаемым тампонажным материалом (в затрубном пространстве обсадной колонны).

Вразведочных и поисковых скважинах из-за недостаточно изученных условий крепления и необходимости большого объема исследований в крепленном стволе обычно предусматривается перекрытие перспективных пластов эксплуатационной колонной на всю толщину с последующей перфорацией (рис. 1.1, е, ж, з).

Вэксплуатационных скважинах конструкция с закрытым забоем применяется для крепления неоднородных коллекторов с целью изоляции близко расположенных пластов в неоднородном коллекторе порового, трещинного или порово-трещинного типа, в котором отмечается чередование устойчивых и неустойчивых пород, водо-

игазоносных пропластков с различными пластовыми давлениями, а также для обеспечения совместной, раздельной или совместнораздельной эксплуатации объектов.

Глубина скважин по вертикали, продуктивные пласты которых предусматривается полностью перекрыть эксплуатационной колонной (см. рис. 1.1, е, ж, з,) может бытьрассчитана следующимобразом:

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.

12

Высота цементного стакана (hст), оставляемого в эксплуатационной колонне (10–30 м), зависит от места остановки верхней разделительной пробки (места установки «стоп» кольца или обратного клапана типа ЦКОД).

1.3. Выбор числа обсадных колонн

Для выбора числа обсадных колонн в конструкции скважины 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, т.е.

Расчет значений эквивалентов градиента 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 соединятся прямой линией.

Величины пластовых давлений для проницаемых пластов берутся из геологической характеристики района работ (водоносность, нефтегазоносность), для непроницаемых пород в расчет принимают поровое давление, которое чаще всего принимают равным нормальному гидростатическому (давлению столба пресной воды).

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:

13

Горные породы характеризуются следующими значениями коэффициента Пуассона ( ):

крепкие кварцевые песчаники – 0,17;

песчаники – 0,20–0,25;

известняки, доломиты – 0,25;

алевролиты, аргиллиты – 0,30;

уплотненные глины – 0,35;

пластичные глины, каменная соль – 0,40–0,44.

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:

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

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

Для условий строительства скважин на территории Пермского края давление ГРП можно рассчитывать по следующей методике:

В выражении (1.7) градиент давления ГРП (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;

14

А = 0,0234 МПа/м для непоглощающих пластов при глубине бо-

лее 1000 м.

На построенном графике давлений 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 в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной.

В пределах одной зоны относительная плотность бурового раствора ( о.р), с одной стороны, должна обеспечивать необходимую репрессию на флюидосодержащие пласты для предотвращения проявлений и выбросов, а с другой стороны, в скважине не должно возникать условий для гидроразрыва пород и поглощений бурового раствора, т.е.

kр · пл о.р ГРП/kб.

Коэффициент превышения гидростатического давления столба бурового раствора в скважине над пластовым (kр) принимается в соответствии с «Правилами безопасности…» [13]: для пластов, залегающих на глубинедо1200 м, kр = 1,10, на глубине более1200 м – kр = 1,05.

Коэффициент безопасности для предотвращения гидроразрыва пластов (kб) принимается равным 1,05–1,5 в зависимости от степени изученности района работ.

Определение зон совместимости проводят в следующей последовательности (рис. 1.2).

1.На совмещенный график наносят вертикальные линии или точки, соответствующие значениям эквивалентов градиентов давлений. На границах пластов эти линии или точки соединяют горизонтальными линиями, в результате чего на графике получаются две ломаные линии, характеризующие изменение эквивалентов градиентов пластового давления и давления ГРП с глубиной.

2.Параллельно оси ординат проводят линии касательно крайним точкам (линиям) эквивалентов градиентов пластового (порового) давления (на рис. 1.2 линии АВ, ЕF и КL) и линии касательно крайним точкам (линиям) эквивалентовдавлений ГРП(линии СД, GH, MN).

15

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 более 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 и направления 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.

Башмак кондуктора устанавливается в плотных, непроницаемых породах.

Минимальная глубина спуска обсадной колонны, на которой устанавливается противовыбросовое оборудование (кондуктор или техническая колонна), уточняется из условия предотвращения разрыва горных пород у башмака при герметизации устья скважины в случае нефтегазопроявлений:

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

17

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

Ввыражении (1.8) эквивалент градиента давления гидроразрыва

( ГРП) принимается для горных пород, залегающих на примерной глубине установки башмака колонны. За ρо.ж следует принимать относительную плотность жидкости (нефти) в скважине при проявлении или выбросе.

Вгазовых 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, а также слабые породы, которые могут быть разорваны при действии высокого давления, возникающего при закрытии превентора на устье скважины во время газового выброса.

Если расстояние между нижними концами двух смежных обсадных колонн достаточно большое (большой выход из-под башмака предыдущей колонны) и за время бурения ствола под последующую колонну 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), то 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 такая по составу 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. Например, такая дополнительная колонна обычно спускается для перекрытия солевых пород, для разбуривания которых требуется специальный буровой раствор.

18

Если ту или иную зону можно надежно изолировать другим способом (цементные мосты, профильные перекрыватели и др.), 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.

Вцелях уменьшения расхода металла на крепление скважины некоторые из промежуточных обсадных колонн делают в виде хвостовиков или летучек. Сплошную колонну можно заменить хвостовиком в том случае, если за период бурения под последующую колонну предыдущая колонна 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 75 м в нефтяной скважине и не менее чем 250 м в газовой скважине. Если предыдущая колонна перекрывает толщу пород, склонных к пластическому течению, то верхний конец хвостовика колонны нужно размещать выше кровли такой толщи не менее чем на 25–50 м.

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

19

1.4. Расчет диаметров обсадных колонн и долот

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

В нефтяных скважинах диаметр эксплуатационной колонны выбирают, исходя из ожидаемых дебитов жидкости (нефть + вода) на различных стадиях эксплуатации, габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в эксплуатационную колонну для обеспечения заданных дебитов жидкости, и глубины скважины.

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн для нефтедобывающих скважин:

В газовых 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 возможно меньшими.

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн для газовых скважин:

В нагнетательных 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 в колонну.

Диаметр эксплуатационной колонны оказывает большое влияние на стоимость скважины: чем он больше, тем, как правило, выше стои-

20