Тема 1 Тема 1 Конструкция скважины Количество

Тема 1.

Тема 1. Конструкция скважины. Количество часов: Лекционных 6 Практических занятий 2 Литература: 1. Подгорнов В. М. Заканчивание скважин. Учеб. для вузов. М. : ООО "Недра Бизнесцентр" 2008, 1 часть. 1. Басарыгия Ю. М. , Булатов А. И. , Проселков Ю. М. Заканчивание скважин. Учеб. пособие для вузов. М. : ООО "Недра Бизнесцентр" 2000. 670 с: ил. ISBN 5 8365 0053 3 2. Иванов С. И. , Булатов А. И. , Любимцев В. Л. , Яремийчук Р. С. Анализ научных и практических решений заканчивания скважин: Книга 1. М: ООО «Недра Бизнесцентр» , 2004. 334 с: ил.

Т «Залежь нефти» - замкнутое скопление углеводородов с едиными составом, р свойствами и отметками водо и газонефтяных контактов. е В месторождении количество залежей может достигать нескольких х десятков. м е р н а я м о д е л ь м Модель месторождения позволяет обосновать способ разработки е месторождения, наметить сетку скважин и последовательность их бурения, . с определить геолого-технологические мероприятия для оптимизации и т достижения максимального извлечения запасов углеводородов. о р. В структуре капиталовложений в нефтегазодобычу затраты на остроительство скважин достигают 50%. На поддержание в последующем ж необходимого качества скважин расходы составляют 10 -15% ежегодных доперационных затрат добывающих предприятий.

Скважинная добыча углеводородов Газ Нефть Вода Нагнетательная скважина Добывающая скважина Продуктивный коллектор

Пример структуры затрат на строительство скважины на суше (Коммерческая скорость ~800 м/ ст-мес. глубина ~ 2000 м ; по стволу ~3000 м Бурение и испытание ~ 3 мес. . , ) 2007 г. 1 -2 Строительномонтажные работы. 3 - Бурение и крепление. 4 Освоение. 5 Сервисные услуги. 6 - Прочие затраты. 7 -8 -Непредвиденные расходы и страховка 2011 г. 1 Строительно-монтажные работы. 2 Бурение и крепление. 3 -Освоение. 4 Сервисные услуги. 5 - Прочие затраты. 6 -Непредвиденные расходы и страховка.

Структура затрат на сервисные услуги при строительстве наклонно-направленной скважины глубина ~ 2000 м по вертикали ~ 3000 м по стволу Бурение и испытание ~ 3 мес. 1 -Инженерное сопровождение промывки, включая оборудование. 2 -Геофизические исследования скважины. 3 -Геолого-технические исследования в скважине. 4 -Услуги по супервайзингу 5 -Инженерное сопровождение наклонно-направленного бурения, включая оборудование 6 -Аренда оборудования

Структура затрат (в тыс. руб. ) на материалы при строительстве скважины коммеррческая скорость ~ 800 м/сут-мес. глубина ~ 2000 м по вертикали ~ 3000 м по стволу. Бурение и испытание ~ 3 мес. , 1. Крепление 2. Транспортные расходы (240 км. ) 3. Долота и бурголовки. 4. Химреагенты и добавки в растворы. 5. Обсадные колонны и оснастка 6. Цемент и добавки 7. Износ бурильных труб Амортизация верхнего привода 51 тыс. руб/сут

Скважина - горнотехническая выработка в недрах земли, глубина которой несоизмеримо больше её диаметра. Мировой рекорд 12 262 м при диаметре скважины 216 мм (СССР). Углубление прекратили не по техническим причинам. По состоянию на 2010 г. общий фонд нефтяных скважин в РФ около 160 000. Назначение скважин: 1. Получение горно-геологической информации: • опорные (общая геологическая информация) • параметрические (возраст и состав пород по разрезу, реперные параметры для уточнения сейсмических данных) • структурные (структурные особенность залегания пород) • поисковые (поиск перспективных нефтегазоносных структур) • разведочные (выделение нефтегазовых залежей в разрезе, расчёт запасов углеводородов). 2. Создание работоспособной и долговременной горной выработки для сообщения с проницаемыми горными породами, содержащими нефть, газ или воду для скважинной разработки месторождений углеводородов (добывающие, нагнетательные, оценочные, наблюдательные ).

о г л а с н о т р е б о в а н и я м п р а в и л П Б С

Конструкция скважины, объёмы и материалоёмкость Внутренний объём эксплуатационной колонны 53 м 3 185 м 3 ~420 т 260 м 3 ~600 т 145 м 3 ~330 т породы До 3500 м на 1 м Металла - 62 кг, Металла - 160 кг Металла - 36 кг Цемента - 46 кг Цемента - 115 кг Цемента - 28 кг Таким образом, используя инновационные разработки (кольматационные экраны, расширяющиеся трубы, бурение на обсадных трубах и др. ) можно существенным образом упростить конструкцию скважины – но при условии обеспечения надёжности, функциональности и безопасности.

Схема комбинированного разобщения пластов (по Полякову В. Н. )

Снижение металлоёмкости конструкции на 25% за счёт использования безмуфтовых обсадных колон и хвостовиков Безмуфтовые соединения преобладают на рынке США во всём обороте продаж доля безмуфтовых соединений занимает 87% из-за возможности сокращения зазоров. -

Герметичные безмуфтовые соединения обсадных труб Особенности резьбового соединения Фаска 30° для ограничения затяжки Фаска 90° в средней части для ограничения затяжки Трапециевидная резьба 14° внутреннее уплотнение

Безмуфтовое резьбовое соединение «ТМК 2» (СТТм) «ТМК 1» (СТТ) • Равнопроходный наружный и внутренний диаметры • Конусность резьбы и радиального уплотнения 1: 12 • Уплотнение типа «метал-метал» , включающее внутренние радиальные уплотнительные(конус-конус) и наружные упорные (15°) поверхности Ш Дополнительный барьер герметизации обеспечивается установкой фторопластового уплотниельного кольца Предназначено для хвостовиков обсадных колонн и ремонта скважин

Green Well – без резьбовой смазки ОАО «ТМК-Премиум Сервис» разработана технология свинчивания резьбовых соединений обсадных труб без резьбовой смазки «Green Well» . Отличительные особенности: -Свинчивание соединения без резьбовой смазки -Соединение готово к спуску; -Не загрязняет окружающую среду -Полное отсутствие загрязнений -Нет необходимости очистки от смазки -Возможность многократного свинчивания-развинчивания; -Герметичность соединения достигается за счёт уплотнения «металл» -Резьбовое соединения защищено от коррозии во время хранения; -Использование протекторов с проведением шаблонирования без его снятия

СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ СВАРНЫЕ ИЛИ БЕСШОВНЫЕ? Качество сварных труб не только достигло параметров бесшовных горячекатаных, но по некоторым параметрам стало их превосходить. (см. табл. ) Диапазон размеров сварных обсадных труб, освоенных массовым производством, находится в пределах от 140 до 245 мм. (Поставки электроставных труб в 2008 г. производителями в РФ превысили 1 млн. т) Облагораживание сварного шва (снижение внутренних напряжений и улучшение структуры металла) осуществляется локальной термической обработкой – нагреву шва и зоны термического влияния до температуры 850 900°С. При этом значительно повышается сопротивляемость металла сварного шва ударным нагрузкам при минусовых температурах, что позволяет изготовлять сварные трубы в хладостойком исполнении по всему их сечению.

Электросварные обсадные трубы обладают следующими преимуществами по сравнению с бесшовными трубами: • меньшая овальность, повышающая сопротивление труб смятию от давления пластов в скважине (для электросварных обсадных труб повышенной точности поле допуска по овальности в 3 раза меньше, чем у бесшовных труб, что обеспечивает повышение критического давления для труб при расчете обсадных колонн на 15% и более, в зависимости от диаметра и толщины стенки трубы, повышая их эксплуатационные свойства); • более жесткий допуск по толщине стенки, не более ± 5% от номинальной толщины, что в 2 раза меньше, чем для бесшовных труб (-12, 5%, плюсовый допуск ограничивается весом трубы, который равен +6, 5%); • лучшее качество поверхности труб, исключающее дефекты, возникающие при прокатке бесшовных труб; • поставка труб мерной длины, равной 11, 0 ± 0, 1 м, что улучшает условия спуска колонн в скважины. В результате при равных условиях применение электросварных обсадных труб снижает металлоемкость колонны на 7 -10%.

СВАРНЫЕ ТРУБЫ Отличительные особенности: • Трубы изготавливаются из рулонной стали, что позволяет достичь узкого диапазона по химическому составу, низкого содержания вредных примесей (сера, фосфор) и включений, минимальной разнотолщинности в готовой трубе. • Высокая точность валкового инструмента придают значительно лучшую точность геометрических параметров в готовой трубе по сравнению с бесшовными трубамианалогами. • В линии трубоэлектросварочного агрегата удаляется наружный и внутренний грат. Наружный грат удаляется полностью, допустимая величина остатка внутреннего грата не превышает 0, 38 мм. • 100% сварных швов подвергаются локальной термообработке, что позволяет нормализовать структуру сварного шва и добиться равнопрочности шва и основного металла. • Технология и оборудование позволяет наносить на концы труб треугольные и трапециидальные резьбовые соединения по отечественным и зарубежным стандартам и лицензиям.

р о ц е с с с т р о и т е л ь с т П

СКВАЖИНЫ КОНСТРУКЦИЯ Устьевое оборудование Шахтное направление 245 – 1250 мм Кондуктор 177 -508 мм Промежуточная колонна 127 – 340 мм Эксплуатационная колонна предназначена для разобщения продуктивных горизонтов между собой и от других пластов, а также для транспортирования пластового флюида на поверхность или для нагнетания в пласт жидкости или газа. Хвостовик 127 -298 мм данных о количестве, глубинах спуска, диаметрах и пространственном Предотвращение расположении размыва устья обсадных колонн, диаметрах долот под обсадную Защита от размыва каждую колонну и интервалах и установка ПВО цементирования. Защита пласта и сохранение ствола ПЗС совокупность Эксплуатационная колонна может быть одноразмерной (скомпанованной из труб одного диаметра) или комбинированной (скомпанованной из труб разных диаметров). Эксплуатационная колонна может быть спускаться в кровлю, либо частично или Изоляция продуктивных зон полностью перекрывать продуктивную толщу. Летучка- хвостовик без связи с предыдущими колоннами

Примеры графического изображения конструкции скважин Dдол : а со сплошными колоннами; б с хвостовиком; Dдол в с комбинированн ой эксплуатационн ой колонной и хвостовиком

Конструкция скважины должна обеспечить функциональное назначение с заданными эксплуатационными качествами за счёт: • достижения скважиной проектной глубины и профиля; • создания герметичного и надежного канала для транспортирования пластового флюида или для нагнетания в пласт жидкости или газа; • предотвращения перетоков флюидов из одного пласта в дру гой или в атмосферу и связанных с ними тяжелых осложнений; • реализации заданных способов вскрытия продуктивных го ризонтов и методов их эксплуатации; • создания условий для надежного закрепления на устье скважины противовыбросового и эксплуатационного оборудова ния; • реализации высоких технико экономических показателей сооружения скважины; • предупреждения загрязнения окружающей природной среды при бурении и эксплуатации скважины, а также при ее ликвида ции. ,

Допустимые отклонения стволов скважин от проекта устанавливаются исходя из следующих ограничений: 1. точность построения геологического разреза (достоверность определения пространственного положения ствола); 2. отклонение от сетки скважин, принятой для разработки месторождения, (Лысенко В. Д. и Грайфер В. И. показали, что увеличение среднего хаотического отклонения забоев скважин с 30 м до 120 м приводит к уменьшению нефтеотдачи пластов и извлекаемых запасов нефти в 1, 26 -2, 27 раза ); 3. вписываемость используемого внутрискважинного инструмента и оборудования, жёсткость и прочность используемых труб (оптимизация технологии бурения и эксплуатации скважины в искривлённом стволе); 4. экономические соображения (оптимизация профиля ствола скважины и экономических показателей эффективности разработки месторождения). При определении допустимых отклонений учитывается вся совокупность перечисленных факторов.

Этапы жизни скважины

Качество скважины • характеризуется совокупностью свойств (функциональность, технологичность, долговечность, экологическую и техническую надежность, ресурсоемкость, экономичность), оптимальное сочетание которых зависит от назначения скважины, уровня ограничений и возможностей. Методология определения обобщённого (комплексного) показателя качества скважины основывается на суммировании преобразованных экспертными методами показателей свойств с учётом степени значимости в безразмерную шкалу предпочтительности (весомости, желательности и т. п. ). Для конкретных условий существует совокупность показателей свойств (по крайней мере, тех, которые поддаются оценке), характеризующая достигнутое качество строительства скважины.

С т р у к т у р а п о к а з а т е л

Основные факторы, влияющие на выбор конструкции скважины: • горно геологические условия бурения и степень достоверно сти информации об их изменении с глубиной; • горно технологические условия для крепи скважины; • назначение и цель бурения; • способы заканчивания, эксплуатации и ремонта скважины; • уровень организации, техники и технологии бурения и ква лификация инженерно технического персонала. На современном этапе развития технологии и техники бурения использованы почти все возможности упрощения конструкций скважин за счет снижения зазоров между скважиной и колонной и дальнейшее их совершенствование идёт по пути увеличения выхода незакрепленного ствола из предыдущей колонны Зарубежный и отечественный опыт бурение глубоких скважин показал , что конструкции скважин могут иметь выход из промежуточных колонн в пределах 1000 -3500 м, причем меньшие выходы приходятся на трубы диаметрами 219, 194 и 168 мм, из которых составляются наиболее ответственные колонны.

Величина открытого ствола при бурении скважины зависит: • от продолжительности бурения, т. е. максимально возможного времени устойчивости ствола скважины в осложненных геологических условиях; • от прочности предыдущей колонны, имеющей механический износ труб, к действию внешних и внутренних нагрузок. Степень износа труб определяется в основном числом спускоподъемных операций, выполненных в колонне, временем вращения бурильного инструмента в ней и значений прижимающих нагрузок, зависящих от угла и азимута искривления ствола скважины, длины и диаметра бурильного инструмента, скорости движения колонны. Поэтому обсадные колонны, предназначенные для глубоких скважин, не рекомендуется составлять из высокопрочных труб с пониженной толщиной стенки.

Назначение и цель бурения определяют диаметра эксплуатационной колонны, от которого зависят диаметрами всех других обсадных колонн. При бурении поисковых скважин на новых площадях диаметр эксплуатационной колонны зависит от возможности проведения полного комплекса промыслово геофизических исследований и испытания перспективных объектов. В условиях геологической неопределенности разреза в конструкции может быть предусмотрена возможность спуска резервных колонн. Для эксплуатационных скважин диаметра обсадной колонны зависит от флюида, ожидаемых пластовых давлений и дебита скважин, способ их эксплуатации и другие факторы. Специфические требования предъявляются к конструкции газовых скважин, а также к наклонно направленным и горизонтальным скважинам.

Горно-геологические условия бурения относятся к числу неуправляемых факторов, и они являются определяющими при выборе конструкции скважины. Перечень важнейших характеристик горногеологических условий, которые необходимо учитывать при обосновании конструкции скважины, включает: • литолого-стратиграфическую характеристику и тектонические особенности разреза; • физико-механические свойства и состояние пород разреза скважины с позиций возможных осложнений процесса бурения; • проницаемость пород и пластовые (поровые) давления; • углы падения пород; • распределение температуры по стволу скважины.

Технико-технологические причины ослабления крепи скважины 1. Традиционная технология крепления скважин, основанная на получении в заколонном пространстве цементного камня высокой прочности не в полной мере учитывает особенности работы крепи в условиях действия термомеханических нагрузок и современных повышенных технологических и экологических требований. (Жесткое крепление обсадной колонны в скважине, основанное на получении высокопрочного цементного камня приводит либо к разрушению цементного кольца, либо к слому обсадных труб при действии на крепь знакопеременных нагрузок, превышающих физикомеханические параметры цементного камня и усталостные прочностные характеристики обсадной колонны. )

Технико-технологические причины ослабления крепи скважины 2. Обсадные колонны и цементное кольцо разрушаются бурильным инструментом в процессе бурения и проведения СПО, растрескиванию и разрушению камня от циклических нагрузок и температур. Эти факторы особенно проявляется в глубоких скважинах при значительных количествах СПО в наклонных и горизонтальных стволах, и напряжённых термобарических условиях эксплуатации.

Технико-технологические причины ослабления крепи скважины 3. Наиболее опасным для цементного кольца и крепи в целом являются проведение кумулятивной и пулевой перфорации, а также опрессовка обсадной колонны. При этом деформация цементного камня сопровождается образованием зазора между обсадной колонной и цементным кольцом, а также его растрескиванием

Технико-технологические причины ослабления крепи скважины 4. В промежуточных колоннах при большом выходе открытого ствола суммарный путь трения колонн может доходить до 500 -550 тыс. м при возвратно-поступательном движении и 150 тыс. м при вращении бурильных труб. В тех случаях, когда сильный износ обсадной колонны может быть причиной серьезной аварии или тяжелого осложнения, необходимо принимать эффективные предупредительные меры. К числу таких мер можно отнести спуск |дополнительной обсадной колонны, замену изношенного участка колонны новым, поворот на некоторый угол участка колонны с односторонним износом.

Для определения объема работ при возвратно-поступательном движении L 1 и вращении бурильного инструмента в колонне L 2, а также износа обсадных труб i предложены следующие зависимости: где Но - общая длина УБТ; Н 1 - начальная глубина бурения; h -длина бурильного замка в свинченном виде; s - средняя длина бурильной колонны при спуске или подъеме за рейс; I – средняя длина одной трубы с замком; lo - расстояние между замками бурильной колонны; d - диаметр замка бурильной трубы; п -средняя частота вращения ротора при бурении в интервале от Н 1 до Н 2, об/мин; t - время бурения роторным способом, мин; 41 500 - условное линейное перемещение бурильной колонны, м, необходимое для износа стенок обсадных труб на 1 мм; с -число рейсов.

Расчет механического износа труб промежуточных колонн для конструкций приведённых на рис. показывают, что при длине выхода из колонн 1000— 1500 м и средней проходки на долото 10 м износ стенок предыдущих потайных колонн составляет 30 77 % от начальной, а для 299 и 245 мм колонн в подобных конструкциях при рассчитанном объёме работ в них возможно сквозной износ обсадных труб. Вот ещё одна причина использовать дорогие долота имеющие очень высокую проходку.

Скважины в ММП. (многолетнемерзлые породаы) Зацементированная эксплуатационная колонна обычно растягивается усилием, примерно равным ее весу (см. рис. , б). При нарушении сцепления цементного камня за кондуктором с окружающими породами этот же участок эксплуатационной колонны окажется сжатым (рис , в) под воздействием собственного веса, веса кондуктора, фонтанных труб и обвязки Конструкция скважины в многолетнемерзлых породах (а), распределение напряжений в зацементированной эксплуатационной колонне (б), в эксплуатационной колонне после растепления мерзлых пород (в)

Скважины в ММП. (многолетнемерзлые породы) На рис. г показано возможное распределение температуры вдоль ствола скважины после окончания бурения (кривая 1) и распределение температуры газа по стволу работающей скважины в зависимости от времени работы (кривые 2 и 3). Наиболее высокая температура мерзлых пород и относительно высокая температура газа наблюдается у нижней границы зоны вечной мерзлоты. Процесс таяния мерзлого грунта начинается снизу и распространяется к верхней границе мерзлоты. Когда этот процесс достигает такой высоты, на которой прочность сцепления нерастаявшего участка с цементным камнем и силы трения в разрыхленных оттаявших породах окажутся неспособными противостоять весу труб кондуктора, натяжению эксплуатационной колонны и весу фонтанных труб, произойдет укорочение колонны и устье скважины вместе с фонтанной арматурой опустится. (смещения устья скважины может достигать 0, 5 м и более в зависимости от мощности слоя вечной мерзлоты, веса кондуктора и длины незацементированной части колонны).

Скважины в ММП. Одним из основных требований, предъявляемых к конструкциям скважин в условиях большой мощности мерзлых пород, является крепление их кондуктором, спускаемым на 100 -150 м ниже уровня вечной мерзлоты, с упором его о забой и цементированием до устья скважины цементным раствором специально подобранного состава. Бурение под кондуктор должно продолжаться до пород, подстилающих мерзлые, связанных минеральным цементом, плотных и устойчивых при оттаивании. За эксплуатационной (или промежуточной) колонной цементной раствор поднимается на 100 150 м выше башмака кондуктора, а кольцевое пространство между кондуктором и этими колоннами должно быть заполнено до устья скважины незамерзающим теплоизолятором, например мазутом, обладающим низким коэффициентом теплопроводности.

Крепление скважины в условиях залегания ММП. (Ведищев И. А. , Юртаев В. В. ) Возможные решения. Проблемы. Перекрытие кондуктором всей зоны ММП не менее чем на 50 метров ниже. Устойчивость стенок скважины Использовать буровые растворы Охлажденные до температуры плавления льда Кавернообразования Соблюдать умеренные скорости циркуляции б. р. в кольцевом пространстве скважины. Смятие обсадных труб в связи С растеплением ММП , что Приводит к сужению ствола. Необходимость повысить модуль упругости цементного камня. Тамп. р-р. Должен иметь : -min тепловыделение ; -быть расширяющимся в период, -до 12 часов с момента затворения. Растепление ММП во время ОЗЦ (выделение тепла тамп. р-ром). Поглощение тамп. р. -ра в зоне ММП. Использовать облегченный тамп. р-р. Пассивные методы защиты Нарушение естественного теплового режима ММП , что приводит к снижению надежности скважины. Заполнение кольцевого пространства жидкостью или газом с низкой теплопроводностью. Применение труб с двойными стенками. Высоко-температурная изоляция. Активные методы защиты Смятие колонны при обратном Промерзании. Постоянный или периодический нагрев стенок скважины. Закачка в межтрубное пространства хладоагента. Принудительная циркуляция в к. п. скважины Хладоносителя.

Зависимости температуры и устьевого давления от дебита газа (Уренгой - нижний мел. Газоконденсатные скважины) Лифтовые теплоизолированные трубы ЛТТ имеют внутренний кожух и кольцевой зазор заполняется теплоизоллятором. Теплоизолятор выполняет тройную функцию: предотвращает интенсивный теплообмен между рабочим агентом (нефть, газ) и стенками скважины (мерзлыми породами), а также снижает потерю теплоты газом и тем самым уменьшает вероятность образования гидратов в скважине.

Мероприятия по термоизоляции скважин в ММП (журнал Строит. Нефтяных и газовых скважин на суше и на море № 10; 2010 г) 1. Использование тампонажных материалов с низкой теплопроводностью . Если цемент ПЦТ-1 -50 имет коэф. теплопроводности камня 0, 7 Вт/(м. о. С), то ПЦТ-1 -50 с добавкой микросфер или Пеноцемент «Аэротам» -0, 2 Вт/(м. о. С), а с добавкой гранулированного пеностекла по ТУ 5914 -001 -84843324 -2008 -0, 16 Вт/(м. о. С), 2. Увеличение внешнего цементного кольца спуском шахтного направления на весь интервал ММП. Напр. , совокупно с использованием микросфер в ПЦТ-1 -50 и увеличением диаметра цементного кольца до 0, 726 м приводит к стабилизации температуры при 0 Со на внешней границе цементного камня, против 15 -18 Со при диаметре 0, 406 м цементного кольца из ПЦТ-1 -50 без добавок и 6 -9 Со при диаметре 0, 406 м цементного кольца из ПЦТ-1 -50 с микросферами.

Крепление в пластичных отложениях Хемогенные отложения и высокоплатичные глины часто перекрывают специальной обсадной колонной, хвостовиком или летучкой и, если при дальнейшем углублении скважины возможен сильный размыв их с образованием крупных каверн либо если хемогенные породы могут крайне неблагоприятно влиять на свойства промывочной жидкости. При проектировании конструкции первых поисково разведочных скважин часто отсутствует достаточно достоверная информация о геолого физических характеристиках пород (устойчивости, пластовых давлениях и давлениях поглощения, продуктивности и коллекторских свойствах и т. д. ). Если есть основания полагать, что геолого физические условия в данном районе весьма сложны, в ряде случаев допустимо предусмотреть в конструкции резервную обсадную колонну. Такую колонну спускают, если крайне необходимо перекрыть зону осложнений, о которой при проектировании конструкции ничего не было известно, либо если в ходе строительства скважины выясняется, что проектную глубину ее нужно существенно увеличить.

Учёт возможности выброса при проектировании конструкции скважины. Глубину спуска колонны прежде всего в поисково разведочных и газовых скважинах целесообразно выбирать с учетом наибольшего давления, которое может возникнуть в скважине после закрытия превентора при выбросе. Если это давление оказывается выше давления разрыва пород у предполагаемого места установки башмака данной колонны, глубину спуска нужно увеличить настолько, чтобы давление разрыва пород было больше максимального давления в скважине при выбросе. ПРИМЕР. Предположим, например, на глубине 3000 м залегает газовый пласт с пластовым давлением в кровле 45 МПа. Выше в интервале от 1500 до 1900 м — kп =1, 9, а ниже kп =2, 2. 11 лотность промывочной жидкости для вскрытия газового пласта равна 1670 кг/м 3. В случае полного выброса этой жидкости скважина будет заполнена газом с относительной плотностью ρо. г. =0, 6. В случае закрытия превентора после выброса значения относительных давлений ρотн=рс/ρвgz на глубине 1600 м ρотн = 2, 69; на глубине 2000 м ρотн =2, 19, на глубине 2200 м ρотн =2, 02. Опасность разрыва пород газом очевидна для пород на глубине свыше 2000 м. Следовательно, чтобы условие ρотн

Чем глубже залегает продуктивный горизонт, тем, как правило, выше пластовое давление в нем и выше избыточное давление в колонне в случае закрытия превентора при выбросе. Обсадные колонны большого диаметра имеют малую прочность на разрыв от избыточного внутреннего давления. Поэтому, если верхний участок скважины перекрыт обсадной колонной большого диаметра, а при вскрытии глубоко залегающего горизонта может возникнуть опасно высокое для этой колонны избыточное давление, перед вскрытием такого горизонта верхний участок скважины приходится перекрывать дополнительно более прочной обсадной колонной меньшего диаметра. Таким образом, верхний участок обычно перекрывают несколькими обсадными колоннами. Если, однако, износ предыдущей обсадной колонны не представляет опасности, а угрозы возникновения высокого избыточного внутреннего давления не существует, в скважине с целью снижения стоимости ее и экономии металла новой обсадной колонной целесообразно укреплять лишь тот участок ствола, который не перекрыт предыдущей колонной, т. е. вместо сплошной колонны в конструкции скважины использовать хвостовик.

Хвостовиками часто перекрывают интервалы пород, склонных к осыпанию или выпучиванию. Чем сложнее конструкция скважины, тем она дороже. Поэтому целесообразность спуска каждой из обсадных колонн должна быть обоснована технологически и подтверждена экономическими расчётами (необходимо сопоставить варианты стоимости скважины при усложнении конструкции скважины ещё одной обсадной колонной и при использовании технологии, предотвращающей осложнения при бурении одним размером долота). Например, неустойчивость стенок скважины можно предупредить, используя соответствующие буровые растворы и методы упрочнения пород; поглощение промывочной жидкости — регулированием плотности и реологических свойств, оптимизацией гидравлической программы промывки скважин; опасность выброса можно исключить используя соответствующее аппаратуру и оборудование.

Понятия о коэффициенте аномальности пластового давления, индексе давления поглощения и относительной плотности промывочной жидкости Коэффициент аномальности отношение пластового давления р. Пл на глубине ZПЛ от устья скважины к давлению столба пресной воды такой же высоты Индекс давления поглощения отношение давления ри на стенки скважины, при котором возникает поглощение промывочной жидкости, к давлению столба воды высотой от рассматриваемого объекта до устья Для любой породы справедливо соотношение kn>ka. Относительная плотность р0 промывочной жидкости отношение её плотности рп к плотности пресной воды рв

Горно-геологическая и технологическая несовместимости пород в открытом стволе предопределяют количество обсадных колонн в конструкции скважины

Горно-геологическая несовместимость пород в открытом стволе скважины - условие при котором коэффициент аномальности одной из пород (kn), находящейся в открытом стволе скважины, больше индекса давления поглощения (ka) для другой породы, т. е. когда kn ≤ ka. Для исключения перетоков пласт-скважина плотность промывочной жидкости выбирают с таким расчетом, чтобы давление столба ее было несколько выше пластовых давлений в необсаженном участке скважины, но всегда меньше давлений поглощения

Граница горногеологической несовместимости пород в разрезе Г е

На выбор числа обсадных колонн влияет: 1. Невозможность нахождения пород в открытом стволе из за: • несовместимых зон в разрезе скважины; • предупреждения разрыва пород в верхней незакреплённой части разреза (или при недостаточной прочности на смятие предыдущей колонны) при выбросе газожидкосной смеси из высоконапорного интервала. 2. Технические причины из за: • необходимости крепления интервалов ограниченной по времени устойчивостью пород, с пластичными глинами, текучими хемогенными отложениями, интервалов ММП; • критического износа трением при бурении под следующую обсадную колонну. 3. Необходимости иметь запасной размер обсадной колонны (при поисковом, разведочном бурении и при большой протяжённости открытого ствола).

Выбор диаметров обсадных колонн и долот. Для того чтобы обсадную колонну можно было спустить в скважину, диаметр последней всегда должен быть больше максимального наружного диаметра колонны где Dс — диаметр скважины (его принимают обычно равным диаметру долот, которыми пробурили данный участок); Dм — наибольший наружный диаметр колонны (обычно это диаметр муфты, соединяющей две смежные трубы); Δк — радиальный заpор между стенкой скважины и выступающим наружу элементом колонны (например, муфтой), достаточный для свободного спуска ее. Dc=Dм+ 2Δк

Диаметр долота для бурения ствола под последующую обсадную колонну (Dд)посл должен быть меньше внутреннего диаметра предыдущей колонны, (Dд)посл= (Dk)пред -2Δ где Δ — необходимый радиальный зазор для свободного прохода долота через предыдущую колонну. При выборе диаметра долота под обсадную колонну необходимо учитывать угол наклона ствола

Диаметр долота при бурении под обсадную колонну выбирается из условия ее успешного спуска до забоя (по методике ВНИИКРнефти): Для наклонного ствола диаметр долота (как и компоновку низа бурильной колонны) для проходки скважины выбираются в зависимости от интенсивности пространственного искривления ствола, диаметра и жесткости спускаемой колонны и средневзвешенного угла наклона незакреплённого интервала График для определения диаметра скважин под обсадную колоннуα (с учетом кривизны ствола): l-sina α =0, 05; 2 sin α =0, 1; 3 -sin α =0, 2; 4 -sin α =0, 4.

ПРИМЕНЕНИЕ ХВОСТОВИКОВ 1. Ускоряется и облегчается крепление ствола скважины обсадными трубами. 2. Заканчивание скважин с меньшей нагрузкой на устье при спуске обсадных колонн. 3. Повышение качества операций цементирования. 4. Предотвращение потери циркуляции. 5. Возможность бурения с использованием бурильной колонны из разностенных труб. 6. Обеспечение эффективного управления скважиной в процессе бурения и заканчивания. 7. Обеспечение повышенной оперативной гибкости при заканчивании. 8. Обеспечение недорогого хвостовика для оценочных скважин. 9. Возможность углубления старых скважин. 10. Возможность экономичного испытания нижнего горизонта новой скважины перед тампонированием до первичного продуктивного интервала. 11. Обеспечение зарезки бокового ствола из вертикальной скважины. 12. Обеспечение оперативной гибкости для установки хвостовика с щелевидными продольными отверстиями в горизонтальные скважины с необсаженным забоем.

Высота цементного кольца за обсадными колоннами Кондуктор и хвостовики, как правило, цементируется до устья. Техническая и эксплуатационная колонны цементируются в зависимости от горно-геологической обстановки цементируются: 1. выше верхней границы проницаемого пласта не менее чем на 150 -200 м; 2. выше башмака предыдущей колонны не менее 200 м; 3. до устья. Полноценный цементный камень защищает обсадную колонну от продольной и поперечной деформации, от коррозии, изолирует проницаемые пласты и укрепляет стенки ствола скважины. Вероятность качественного цементирования снижается при увеличении интервала цементирования, при возникновении притоков пластовых газа и флюидов из проницаемых интервалов и в значительной степени зависит от соответствия свойств тампонажного материала реальной горно-геологической обстановке и от реализованной гидравлической программы цементирования. Цементирование устойчивых непроницаемых интервалов большой протяжённости чаще всего не оправдано, т. к. повышает вероятность некачественного цементирования, особенно при низком градиенте гидроразыва пород ствола скважины.

А. Е. Никитин, А. К. Куксов и И. О. Лебедев (2001 г. ) по результатам анализа различных способов заканчивания скважин установили, что средняя удельная продуктивность скважины с открытым забоем больше, чем у скважин с закрытым забоем в 1, 5 раза при прочих равных условиях. • • Высота цементного кольца за обсадными колоннами должна быть выше верхней границы проницаемого пласта не менее чем на 150 200 м, чтобы избежать фильтрацию из пласта в скважину после продавки цементного раствора за колонну. . • Если в разрезе несколько пластов насыщенных газом или нефтью с высоким газовым фактором, то при расстоянии между ними больше 300 м, их цементирование должно осуществляться ступенчато, чтобы избежать диффузии газа из пласта в скважину при твердении цементного раствора.

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ" 2013 г. XII. Требования к конструкции скважин 117. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать: максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины; применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтегазоотдачи пластов; условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах производства буровых работ и эксплуатации скважины; получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу; условия безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами и охраны окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепления скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и пространства вокруг устья скважины. 118. Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений, гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород. Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках. До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины.

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ" 2013 г. 119. Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн, а также диаметров обсадных труб при спуске безмуфтовых обсадных колонн устанавливается в рабочем проекте и выбирается исходя из оптимальных величин, установленных практикой производства буровых работ и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование. 120. Подвесное и герметизирующее устройство потайной колонны (хвостовика) должно устанавливаться выше башмака предыдущей обсадной колонны не менее чем на 75 м для нефтяных скважин и 250 м для газовых скважин. 121. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом: максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной смесью; снижения гидростатического уровня в процессе освоения или при механизированной добыче; нагрузок, возникающих в результате пространственного искривления ствола скважины; осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях производства буровых работ и эксплуатации скважины. Прочность кондукторов и технических колонн, а также оборудования устья скважины должна подтверждаться расчетом предельного объема поступившего в скважину флюида (Vпред), при котором возможно глушение проявления без превышения допустимых давлений для каждого вскрытого скважиной необсаженного пласта. Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования должна обеспечить: герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10%; устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности; противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород.

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ" 2013 г. 122. Конструкция устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должна обеспечивать: подвеску с расчетным натяжением промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании; контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами; возможность аварийного глушения скважины; герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважины; испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность. 123. Периодичность и способы проверки состояния обсадных колонн и колонных головок по мере их естественного износа или аварийного разрушения (смятие, разрыв и другие деформации) и необходимые мероприятия по обеспечению безопасности производства буровых работ и эксплуатации скважины устанавливаются рабочим проектом или иной документацией, содержащей аналогичные требования. Конструкция скважины должна предусматривать возможность капитального ремонта крепления скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ" 2013 г. XVII. Требования безопасности к применению буровых растворов 207. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями обеспечивать безаварийные условия производства буровых работ. 208. Буровой подрядчик должен осуществлять контроль наличия документов, подтверждающих соответствие химических реагентов и материалов, используемых для приготовления технологических и промывочных жидкостей. 209. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения. 210. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее: 10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м); 5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины. 211. В необходимых случаях в рабочем проекте может устанавливаться большая плотность бурового раствора, но при этом максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических нагрузок) должна исключать возможность гидроразрыва пород или поглощения раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения. 212. В интервалах, склонных к потере устойчивости стенок ствола и текучести пород, параметры бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом противодавление на горизонты в процессе циркуляции не должно превышать давления гидроразрыва пласта для всего интервала совместимых условий бурения. 213. При бурении с давлением на забое меньшим, чем пластовое давление, депрессия на стенки скважины должна быть не более 15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ" 2013 г. 232. Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат: продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем; продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами; истощенные горизонты; напорные водоносные горизонты, с коэффициентом аномальности более 1, 3; водоносные проницаемые горизонты, находящиеся или планируемые к разработке; горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа; интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям; интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб. 233. Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м. При включении в состав обсадных колонн межколонных герметизирующих устройств они должны располагаться на высоте не менее 75 м для нефтяных скважин и 250 м для газовых скважин выше башмака предыдущей обсадной колонны, устройства ступенчатого цементирования и узла соединения секций обсадных колонн. В таких случаях высота подъема тампонажного раствора ограничивается высотой расположения межколонного герметизирующего устройства.

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ" 2013 г. XIX. Требования к проведению испытаний крепи скважин на герметичность 243. Все кондукторы, промежуточные и эксплуатационные колонны, несущие на себе противовыбросовое оборудование, после установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов, после окончания ОЗЦ должны подвергаться испытанию на герметичность и качество цементирования. Все расчетные параметры испытаний устанавливаются с учетом фактического состояния скважины. Разрешается проведение испытаний на герметичность обсадных колонн в момент посадки продавочной пробки на цементировочный клапан обратный дроссельный (ЦКОД) и созданием необходимого давления при помощи цементировочного агрегата. 244. Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20 - 25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную). В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти.

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ" 2013 г. 245. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см 2 (0, 5 МПа). Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно. Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика и противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части). 246. После разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 - 3 м производится опрессовка прибашмачной зоны открытого ствола скважины. Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования. Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика и противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части). 247. В газовых и газоконденсатных скважинах, а также в нефтяных скважинах с высоким (более 200 м 3/т) газовым фактором, газонагнетательных скважинах с ожидаемым избыточным давлением на устье более 100 кгс/см 2 (10 МПа) приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой дополнительно опрессовывается инертным газом (азотом) давлением в соответствии с рабочим проектом.

Вопросы для самопроверки и контроля знаний. 1. Требования Правил Безопасности ПБ 08 -624 -03 к скважине. 2. Что входит в понятие качество скважины? 3. Функциональное назначение скважины. 4. Что влияет на выбор конструкции скважины? 5. Мероприятия по совершенствованию конструкции скважины. 6. Что такое горно-геологическая несовместимость пород в открытом стволе? 7. Порядок проектирования конструкции скважины.