Файл: Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007.doc

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 . 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 .

Р е ш е н и е.

Пластовое давление в газоносном пласте

МПа

2. Необходимая плотность раствора для вскрытия газоносного пласта

= k_з· k_а · = 1,1·1,5·1000 = 1650 кг/м³

3. Гидростатическое давление бурового раствора на глубине 2200 м

р_{г.ст. =} · g · z₂ = 1650 · 9,8 · 2200 =35,6 МПа

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

= р_г.ст. + р_пл = 35,6 + 33,8 = 69,4 МПа

5. Давление гидроразрыва пород на глубине 2200 м

р_г.р. = k_п· · g · z₂ =2,1· 1000 · 9,8 · 2200 = 45,3 МПа

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 k_п = 2,1 до вскрытия газоносного пласта, либо рассчитать допустимое давление на пласт и уровень допустимого давления на устье при вымывании газовой пачки.

6. Допустимое давление на глубине 2200 м во избежание гидроразрыва пород

---

р_доп.2200 = 45,3 : 1,05 = 43,1 Мпа, где к=1,05 – коэфициент запаса[ .. ]

7. Допустимое давление на устье скважины при вымывании газовой пачки

р_доп.у. = р_доп.2200 – р_г.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.

Таблица 2.2

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

Нефтяная скважина		Газовая скважина
Суммарный дебит, м3/сут	Ориентировочный диаметр, мм	Суммарный дебит, тыс. м3/сут	Ориентировочный диаметр, мм
<40 40-100 100-150 150-300 >300	114,3 127,0; 139,7 139,7; 146,1 168,3; 177,8 177,8; 193,7	<75 75-250 250-500 500-1000 1000-5000	114,3 114,3-146,1 146,1-177,8 168,3-219,1 219,1-273,1

---

Таблица 2.3

Минимальная допустимая разность диаметров ствола

cкважины и муфты обсадной колонны по [ 27 ]

Номинальный диаметр обсадной колонны, мм	Разность диаметров 2δ*, мм	Номинальный диаметр обсадной колонны, мм	Разность диаметров 2δ*, мм
114,3 127,0 139,7 146,1 168,3 244,5	15,0 20,0 25,0	273,1 298,5 323,9 426,0	35,0 35,0-45,0

* 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 диаметра обсадной колонны (см. табл. 2.3).

Расчетный диаметр долота определяется по формуле:

= d_м + 2δ (2.2.)

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

Затем по расчетному диаметру находится ближайший нормализованный диаметр из типоразмеров ГОСТ 20692-80.

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

d_вн = + 2∆ (2.3)

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

По известному внутреннему диаметру

---

d_внобсадной трубы с использованием ГОСТ 632-80 подыскивается нормализованный 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

d_вн = d_н - 2δ_тр (2.4)

где d_вн и d_н – внутренний и наружный диаметры обсадной трубы, мм; δ_тр - 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

d_э = 146,0 мм.

Рассчитать двухколонную конструкцию скважины.

Р е ш е н и е.1. Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 (см. табл. 2.4) мм

2. Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну

D = d + 2δ = 166 + 20 = 186 мм

где: 2δ = 20 мм (см. табл. 2.3).

3. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

---

D = 190,5 мм > 186 мм

4. Внутренний расчетныйдиаметр промежуточной колонны

d = D + 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 D = 244,5 + 25 = 269,5 мм, где зазор 2δ = 25 мм по табл. 2.3. 7. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80 D = 269,9 мм > 269,5 мм 8. Внутренний расчетный диаметр кондуктора d = 269,9 + 15 = 284,9 мм

Рис. 2.2.Кострукция скважины

9. Нормализованный диаметр кондуктора по

ГОСТ 632-80 (см. табл. 2.4) d_к = 323,9 мм с максимально допустимой толщиной стенки δ_к = 14 мм, наружный диаметр муфты d_м = 351,0 мм.

10. Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор

D = 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 = 393,7 мм > 391,0 мм

12. Внутренний расчетный диаметр направления

= 393,7 + 15 = 408,7 мм

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

(см. табл. 2.4) d_напр = 426,0 мм

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

14. Расчетный диаметр долота для бурения под направление

D =451,0+45=496,0

---