Проектирование обвязки обсадных колонн

Цель раздела – определить необходимость использования противовыбросового оборудования (ОП) и колонной обвязки (КО) для нормальной проводки скважины при вскрытии продуктивного пласта.

При выборе противовыбросового оборудования и колонной обвязки необходимо учитывать величину максимального устьевого давления Р_му, которая для нефтяной скважины рассчитывается по формуле:

Р_му = Р_пл – ρ_н∙g∙H_кр, (5)

где Р_пл – пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа;

ρ_н – плотность нефти (см. «Нефтеносность по разрезу скважины»), кг/м³;

g – ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с²;

H_кр – глубина залегания кровли продуктивного пласта, м.

Для газовой скважины величина максимального устьевого давления считается по формуле:

(6)

где Р_пл – пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа;

s – степень основания натурального логарифма, рассчитываемая по формуле:

s = 10^-4∙γ_отн∙H, (7)

где H – глубина залегания кровли продуктивного пласта, м;

где γ_отн – относительная плотность газа по воздуху (см. «Нефтеносность по разрезу скважины», в случае отсутствия данных принимается равным 0,6).

При выборе колонных обвязок, помимо максимального устьевого давления, необходимо учесть диаметры всех обвязываемых обсадных колонн.

В прил. 1 представлено оборудование обвязки обсадных колонн производства ООО «Уралнефтемаш» типов ОКК1 (обвязка кондуктора и эксплуатационной колонны), ОКК2 (обвязка кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн) и ОКК3 (обвязка 4 колонн) соответственно. Причем направление с другими колоннами не обвязывается.

В том, случае, если отсутствуют колонные головки с диаметром обвязываемых колонн, она может быть выполнена на заказ.

Условное обозначение противовыбросового оборудования (ОП) по ГОСТ 13862-90 состоит из слова «оборудование противовыбросовое», шифра, построенного по приведенной ниже схеме:

· номер схемы обвязки;

· диаметр условный прохода манифольда, мм;

· рабочее давление, МПа;

· тип исполнения изделия по коррозионной стойкости - в зависимости от скважинной среды;

· обозначение модификации, модернизации (при необходимости).

В соответствии с указанным выше ГОСТом предусмотрено 10 типовых схем обвязки ОП:

· схемы 1 и 2 – с механическим (ручным) приводом превенторов;

· схемы 3–10 – с гидравлическим приводом превенторов.

Для выбора схемы обвязки ПВО производится анализ пластового давления.

Высокими, нормальными и низкими пластовыми давлениями считаются давления, имеющие градиенты соответственно ∆p_пл > 0,1 МПа/10 м; ∆p_пл = 0,1 МПа/10 м; ∆p_пл < 0,1 МПа/10 м.

Аномально низким пластовым давлением считается давление, при котором ∆p_пл 0,08 МПа/10 м.

Аномально высоким пластовым давлением считается давление, при котором ∆p_пл ≥ 0,11 МПа/10 м.

Третью схему рекомендуется применять при вскрытии нефте- и водонасыщенных пластов с аномально низким пластовым давлением.

Пятую схему применяют при вскрытии нефтяных и водяных пластов с нормальным давлением. Эта схема, в соответствии с геологическими условиями, является основной при бурении скважин на территории Западной Сибири.

Шестую схему используют при вскрытии газовых, нефтяных и водяных пластов с аномально высоким давлением при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 35 МПа и объёмном содержании сероводорода до 6%.

Десятая схема должна быть использована в следующих случаях:

· при вскрытии пластов с аномально высоким давлением и объёмным содержанием сероводорода более 6%, а также с наличием сероводорода до 6% и избыточным давлением на устье более 35 МПа;

· при использовании технологии спуска и подъёма труб при избыточном давлении на загерметизированном устье.

Кроме того, десятую схему ПВО правила безопасности предписывают использовать при бурении всех морских скважин.

Пример условного обозначения ОП по схеме 6 на рабочее давление 35 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм и манифольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудование ОП6-280/80x35, ГОСТ 13862-90.

Основные параметры ОП и его составных частей соответствуют требованиям ГОСТ 13862-90 (прил. 2).

При выборе конкретной ОП, устанавливаемого на кондуктор либо техническую колонну, условный диаметр определяется с учетом прохода долота для бурения последующей колонны.

Приложение 1