Крепление скважины обсадными трубами

Факторы, определяющие конструкцию скважины. Несколько колонн обсадных труб различных диаметров и длины, концентрично спускаемых в скважину, в сочетании с такими величинами, как диаметр и длина участков ствола скважины в толще горных пород, образованными долотами соответствующих размеров, применяемыми для бурения данной скважины на отдельных интервалах ее глубины, образуют конструкцию скважины.

Скважина, в частности нефтяная или газовая, представляет собой капитальное сооружение, которое осуществляется по заранее составленному проекту.

Основным и исходным фактором для составления проекта являются выбор и обоснование конструкции скважины. Материалами для этого выбора являются геологический разрез и особенности бурения в данном районе. На основе этих данных должны быть определены:

1) способ бурения скважины с учетом наиболее простой ее конструкции;

2) конструкция низа эксплуатационной колонны;

3) способ вскрытия эксплуатационного пласта;

4) возможность возврата на вышележащие эксплуатационные горизонты;

5) ожидаемое пластовое давление, возможное затрубное давление и максимальное снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне.

В каждой конструкции следует различать следующие ряды обсадных труб (рис. 7.1): шахтовое направление 1, кондуктор 2, промежуточную колонну 3 и эксплуатационную колонну 4.

Первый ряд труб называется шахтовым направлением, или просто направлением. Оно служит для того, чтобы предохранить устье скважины от размыва промывочной жидкостью и направить струю потока в желоба. Шахтовое направление обычно спускают на глубину от 2 до 40 м.

Второй ряд труб называется кондуктором. Роль кондуктора, как и шахтового направления, заключается в обеспечении устойчивости стенок скважины в верхнем ее интервале. Наибольшая глубина спуска кондуктора 500–600 м.

Следующий ряд труб называется промежуточной колонной. Промежуточную колонну спускают в скважину для изоляции верхних водоносных пластов, нефтяных и газовых горизонтов, зон поглощения, зон обваливающихся пород и для обеспечения проводки скважины до проектного эксплуатационного объема. Промежуточных колонн может быть несколько.

Последней колонной, спускаемой в скважину, является эксплуатационная колонна. Эта колонна используется для извлечения нефти, газа или пластовой воды либо для нагнетания воды в продуктивный горизонт. Эксплуатационная колонна может быть спущена от устья до забоя скважины или частично – на небольшом участке от забоя. В последнем случае она называется хвостовиком, фильтром.

Если в скважину, кроме шахтового направления и кондуктора, спускают только эксплуатационную колонну, конструкцию называют одноколонной. Если же приходится спускать промежуточную колонну, то конструкцию называют двухколонной. При спуске двух промежуточных колонн и более конструкцию называют многоколонной.

Конструкцию скважины определяют, начиная с диаметра эксплуатационной колонны, величину которого надо рассматривать как основной фактор, предопределяющий все размеры проектируемой скважины.

Современные методы эксплуатации скважин дают возможность в большинстве случаев ограничиться спуском 146-миллиметровых обсадных труб. При весьма высоких среднесуточных дебитах (более 300 т нефти и 500 тыс. м³ газа) может потребоваться спуск 168-миллиметровых обсадных колонн.

После выбора диаметра эксплуатационной колонны устанавливают необходимость спуска промежуточной колонны. Спуск промежуточной колонны в скважину предусматривает предупреждение осложнений геологического характера, которые не могут быть преодолены существующими методами. На основании геологической характеристики пластов верхнего интервала скважины устанавливают диаметр и глубину спуска кондуктора.

После обоснования технического разреза скважины определяют конструктивные размеры ее ствола, которые могут обеспечить спуск обсадных колонн до намеченной глубины.

Выбор диаметра долота обусловливается следующими факторами: 1) диаметром муфты обсадной колонны; 2) величиной зазора между муфтой и стенками скважины для заполнения ее цементным раствором. Величина зазора должна быть увязана с величиной выхода данной колонны из-под башмака предыдущей колонны: чем больше выход, тем больше зазор.

Диаметр долота D_д, которым предстоит бурить ствол скважины под колонну обсадных труб, определяют по формуле:

D_д = D_м + 2δ (7.1),

где:

D_м – диаметр муфты спускаемой колонны обсадных труб в мм;

δ – величина зазора между муфтой и стенками скважины в мм.

Рекомендуемые зазоры между муфтой обсадной трубы и стенками скважины приведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1

Наружный диаметр, мм	Рекомен-дуемый зазор, мм	Наружный диаметр, мм	Рекомен- дуемый зазор, мм
обсадных труб	соединительных муфт	обсадных труб	соединительных муфт
141, 146

После того как установлен диаметр долота, определяют диаметр предыдущей колонны (промежуточной колонны или кондуктора). Разница между внутренним диаметром этой (предыдущей) колонны и размером долота, проходящего через нее, не должна превышать 6–8 мм.

При разработке конструкции скважины следует выбирать колонны минимального диаметра. Применение колонны малого диаметра позволяет путем сокращения расхода металла, цемента и других материалов уменьшить капитальные затраты на строительство скважин. Вместе с тем при проводке скважин малого диаметра увеличивается механическая скорость проходки и облегчается труд рабочих.

Проектирование конструкции скважины заканчивается выбором диаметра шахтового направления. Диаметр направления на 50–100 мм больше, чем диаметр долота, которым будут бурить скважину под кондуктор. Глубина заделки шахтового направления зависит от грунтовых условий места заложения проектируемой скважины.

При бурении разведочных скважин на новых площадях, когда неизвестно, будут ли найдены нефть или газ, целесообразно бурить их малыми диаметрами. Скважинами малого диаметра в настоящее время называются такие скважины, которые отличаются следующими особенностями:

1) основной ствол под эксплуатационную колонну пробурен долотами диаметром 190,5 мм и менее;

2) в большинстве случаев в них нет промежуточных колонн.