При проектировании конструкции скважины на нефть и газ обосновывается выбор диаметра эксплуатационной колонны и согласовываются диаметры 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 указано 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. 6.2.
Таблица 6.2 Рекомендуемые диаметры эксплутационных колонн
|
Нефтяная скважина |
Газовая скважина | ||
|
Суммарный |
Ориентировочный |
Суммарный |
Ориентировочный |
|
<40 |
114,3 |
<75 |
114,3 |
|
40-100 |
127,0; 139,7 |
75-250 |
114,3-146,1 |
|
100-150 |
1390,7; 146,1 |
250-500 |
146,1-177,8 |
|
150-300 |
168,3; 177,8 |
500-1000 |
168,3-219,1 |
|
>300 |
177,8; 193,7 |
1000-5000 |
219,1-273,1 |
При выборе диаметра эксплуатационной колонны опорных, параметрических, структурных, поисковых и разведочных скважин следует предусмотреть диаметр 114 или 127 мм. Исключение составляют скважины, которые могут стать продуктивными.
В газовых добывающих скважинах эксплуатационную колонну желательно предусматривать диаметром 178 мм, а для скважин сложной конструкции 168 или 146 мм.
При расчете диаметров руководствуются нормами ГОСТ 632-80 на обсадные трубы (19 типоразмеров от 114,3 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 зависимости от диаметра обсадной колонны (табл. 6.3).
Таблица 6.3 Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны*
|
Номинальный диаметр |
Разность |
Номинальный диаметр |
Разность |
|
114,3; |
15,0 |
273,1; |
35,0 |
|
127,0 |
|
298,5 |
|
|
139,7; |
20,0 |
323,9; |
35,0-45,0 |
|
146,1 |
|
426,0 |
|
|
168,3; |
25,0 |
|
|
|
244,5 |
|
|
|
*Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности утв. Постановлением Госгортехнадзора России №24 от 09.04.1998 и введены в действие в 01.09.1998 г.
Расчетный диаметр долота определяется по формуле (6.2).
Затем по расчетному диаметру находится ближайший нормализованный диаметр долота.
Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти
dвн=Dд+2∆, (6.21)
где ∆ - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается ∆=5÷10мм (причем нижний предел - для труб малого диаметра).
По известному внутреннему диаметру dвн обсадной 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:
dвн=dн - 2δтр (6.22)
где dвн и dн - внутренний и наружный диаметры обсадной трубы, мм; δтр - толщина стенки трубы, мм.
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.
В отдельных случаях для разработки более компактной конструкции скважины предусматривается использование обсадных труб со специальными муфтами уменьшенного наружного диаметра или трубы безмуфтового соединения типа ТБО. Гладкие обсадные колонны могут быть составлены из безмуфтовых обсадных труб типа ОП1м, которые соединяются между собой по резьбам, нарезанным на концах гладкого тела трубы. Такие трубы обладают пониженной прочностью (снижение до 50-53 % от прочности гладкой трубы) и поэтому могут использоваться для потайных колонн (хвостовиков) или размещаться в нижней части эксплуатационной колонны.
