книги из ГПНТБ / Шацов Н.И. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах (конструкции, крепление и цементирование скважин)

Заслуживает внимания опыт работы треста Башзападнефтеразведка по спуску 89-жм эксплуатационной колонны в сква­ жину, пробуренную 118-мм долотом [39]. Опасаясь, что обсад­ ные трубы не дойдут до забоя, муфты этой колонны расточили до 100 мм, увеличив просвет до 9 мм на сторону (вместо 5,5 мм). Колонну труб спустили до глубины 1700 м и зацементировали без всяких осложнений. С 1955 г. стали спускать 89-лмг обсадные трубы в скважины диаметром 118-лш без расточки муфт, причем никаких осложнений не было. Таким образом, даже при просвете 5,5 мм на сторону спуск и цементирование 89-.илг труб можно считать освоенными.

С 1952 г. по всей Башкирии глубокие поисковые скважины малого диаметра бурят роторным способом при помощи буровой установки «Уфимец». В результате многолетнего опыта устано­ вили следующую рациональную конструкцию таких скважин с учетом технических возможностей бурового оборудования и инструмента.

1.219-лш (85/s") кондуктор спускают на глубину 40—100 м

ицементируют до устья. Под кондуктор бурят 295-лш долотами

(№ 12) на 114-лш (41/г'/) бурильных трубах.

2. 146-лглг (53/4л/) промежуточную колонну (для перекрытия неустойчивых пород и зон осложнения) спускают на глубину от 200 до 700 м и цементируют до устья. Под эту колонну бурят 190-л1.и долотами (№. 8) на 114-лог бурильных трубах.

3. 89-.М.И (31/з'/) эксплуатационную колонну спускают до про­ ектной глубины в ствол, пробуренный 118-мм долотами (№ 5) на 73-лглг (27/s") бурильных трубах. Цементный раствор за этой колонной поднимают на высоту, обеспечивающую перекрытие всех нефтеносных и газоносных горизонтов друг от друга, а также всех высоконапорных и агрессивных водоносных гори­ зонтов.

По инициативе УНП Башнефть ВНИИБТ создал малогаба­ ритный турбобур ТС4-5". В 1955 г. на месторождении Кандры впервые пробурили таким турбобуром скв. 4 малого диаметра Белебеевской ГПК треста Башзападнефтеразведка. Конструк­ ция скв. 4 была следующей. 273-лш кондуктор и 168-лглг проме­ жуточную колонну спустили соответственно на 18 и 241 м и за­ цементировали каждую колонну до устья. Под промежуточную колонну бурили долотами BCG-10 и АСГЛ-10 и турбобурами Т12М2-65/в" на 89-л1.и (ЗЦа") бурильных трубах.

Под эксплуатационную колонну до глубины 1340,7 м бурили трехсекционным малогабаритным турбобуром TG4-5" с трехпгарошечными опытными долотами 23Э-6-ВТ. Керн отбирали тур­ бобуром при помощи колонкового долота СДК1-5С с последующим расширением указанными выше долотами. Промывочная жид­ кость — вода. На бурение интервала 1080 м израсходовали три турбобура ТС4-5" и 88 долот 23Э-6-ВТ. Проходка на долото

52

составляла 12,3 м, а механическая скорость проходки 10,7 м/час. Один из турбобуров работал 50 час. и пробурил 287 м, второй турбобур — 74,3 часа и пробурил 362 м, третий турбобур — 22 часа и пробурил 431 м (с расширением).

Достигнутая механическая скорость проходки в 5 раз, а про­ ходка на долото на 10% оказались больше аналогичных показа­ телей серийных долот, применяемых при роторном бурении уста­ новками «Уфимец» на той же площади.

Себестоимость 1 м проходки по этой скважине составила 379 руб., вто время как средняя себестоимость по трем соседним скважинам со средней глубиной 1306 м, пробуренным на этом же месторождении роторным способом установкой «Уфимец», со­ ставляла 455 руб.

Бурение разведочных скважин большого диаметра буровыми установками Уралмашзавода в 1,5 раза дороже.

В южных районах Башкирии во второй половине 1956 г. изменили конструкцию скважины, приняв 273-жл. (103/л") напра­ вление и 168-мм (67s") кондуктор [86]. В этих условиях до проект­ ной глубины бурят 135-мм (№ 6) долотом на комбинированной колонне из 89-лш и 73-.m.m бурильных труб, применяя 89-.и.ч утя­ желенные бурильные трубы. В результате проходка на долото и механическая скорость проходки повысились в 2 раза.

Для турбинного бурения скважин малого диаметра спроекти­ рованы 100-лж турбобур и буровой пятиплунжерный насос БН-150 [67]. Этот быстроходный одинарного действия насос обеспечивает максимальную производительность 13 л/сек при

создать новые конструкции бурильных труб с равнопроходными отверстиями в замках диаметром 90—95 мм [39].

Для перфорации 89-льм насосно-компрессорных труб (с вну­ тренним диаметром 76 мм), используемых в качестве эксплуата­ ционных колонн в скважинах малого диаметра, созданы торпеды из 38-Л1.Ч насосно-компрессорных труб длиной 400 мм. Такая торпеда, заряженная 600 г тротила, пробивает 89-лиг. трубы, цемент­ ное кольцо и внедряется в продуктивный горизонт. В скв. 12 в Кандрах (Башкирия) после торпедирования подобной торпе­ дой получили фонтан нефти [67].

Если во время бурения скважин малого диаметра произошел прихват 73-зг.и (27/s") бурильных труб и известными способами не удается освободить инструмент, для ликвидации прихвата используют малые торпеды с наружным диаметром 20 мм, внутрен­

53

§ 2. Конструкции скважин малого диаметра в США и опыт их бурения

Можно считать, что в США скважины малого диаметра на­ чали бурить в более или менее заметных объемах с 1937 г. на по­ бережье Мексиканского залива и в Мид-Континенте [81 а]. Кон­ струкции скважин малого диаметра в США приведены в табл. 19.

Таблица 19

Конструкции скважин малого диаметра, применяемые в США

Для бурения скважин малого диаметра применяются три типа долот: лопастные, шарошечные и алмазные. В связи с ухудше­ нием работы опор шарошечных долот по мере уменьшения их размера существует мнение, что шарошечные долота должны применяться от 63/«" ДО 55/з". Долота этих размеров являются наименьшими. В них имеются игольчатые, роликовые и шари­ ковые стандартные подшипники.

В практике бурения имеются случаи, когда скважины бурили 43/4" трехшарошечными долотами в интервале 100—1370 м, израсходовав при этом всего лишь шесть долот, из которых четыре имели струйные насадки.

Для бурения скважин малого диаметра роторным способом в качестве бурильной колонны в США применяют 73-жлг. (27/»"), 89-мм (31/г") и ЮО-льм (4”) бурильные трубы, а также 63-жи (23/з") и 73-мм (27/s") насосно-компрессорные трубы1.

Когда насосно-компрессорные трубы применяют в качестве бурильных труб, мощность, передаваемая через них долоту,

1 Здесь, как и в других местах, указываются действительные наружные диаметры.

54

должна составлять одну треть от мощности, передаваемой через бурильные трубы марки Д того же размера.

Для бурения скважин малого диаметра предпочитают при­ менять бурильные трубы с замками, имеющими широкое внутрен­ нее отверстие и небольшое увеличение наружного диаметра по

(4") бурильные трубы. Они отличаются меньшей толщиной сте­ нок и имеют специальную резьбу.

Все бурильные трубы, а также 10% утяжеленных бурильных труб обычно находятся в растянутом состоянии.

Осевая нагрузка на долото осуществляется только частью веса утяжеленных бурильных труб (90%). Необходимо^ коли­ чество УБТ в бурильной колонне устанавливается на однудве трубы больше, чем требуется для создания максимально рекомендуемой нагрузки на долото.

По мнению ряда специалистов, следовало ожидать, что при бурении скважин малого диаметра гидравлические потери сильно возрастут. Но этого не произошло. На основании тщательного анализа потерь напора на каждом участке и в каждом элементе циркуляционной системы удается подобрать такие соотношения диаметров долот, их промывочных отверстий или насадок, диа­ метров (внешних и внутренних) УБТ, бурильных или насосно­ компрессорных труб, а также поверхностного оборудования, которые обеспечивают при данном расходе жидкости минималь­ ные гидравлические потери, легко преодолеваемые выбираемыми насосами.

Если сравнить общую потребную мощность для бурения сква­ жин малого диаметра с потребной мощностью для бурения сква­ жин обычного диаметра (D = 225 мм) в США, то можно установить, что на соизмеримых глубинах в первом случае требуется мощности

в2—3 раза меньше.

ВСША пытались уменьшить расходы на бурение путем при­

менения облегченных бурильных труб и долот малых размеров, пользуясь стандартной буровой установкой, применяемой для бурения скважин обычных диаметров. Но эти попытки оказались безуспешными, так как капитальные затраты и число рабочих в бригаде остались без изменения. В 1954 г. для бурения скважин ультрамалого диаметра применили бурильные трубы, имеющие наружный диаметр 42 мм, толщину стенок 3,5 мм и 56-лм утя­ желенные трубы. Диаметр колонковых долот специальной кон­ струкции 70 мм (23/i") и 73 мм (27/s"). Буровая установка, смон­ тированная на грузовом автомобиле, имела подъемную мачту высотой 14 м, выдвигающуюся при помощи гидравлического дом­ крата [80, 81а].

Эта установка предназначена для бурения разведочных сква­ жин в новых геологических районах, проверки результатов сей­ смической разведки, определения границ разведочного место-

55

56

ГЛАВА VII

РАСЧЕТ КОЛОНН ОБСАДНЫХ ТРУБ

§ 1. Методика расчета равнопрочных колонн обсадных труб

Целью расчета обсадных труб на сопротивляемость дей­ ствующим нагрузкам является уменьшение расхода металла, спускаемого в скважину. Поэтому расчет любой колонны (лю­ бого диаметра) надо начинать с выяснения возможности спуска труб с минимальной толщиной стенки.

К расчету промежуточной колонны

При расчете промежуточной колонны обсадных труб на проч­ ность надо прежде всего обращать внимание на условия бурения скважины.

Если известен интервал бурения ниже башмака промежуточ­ ной колонны и не ожидается ни катастрофических поглощений, ни выбросов, то колонна обсадных труб рассчитывается только с учетом напряжений растяжений. Если же возможно проявле­ ние указанных осложнений, то промежуточная колонна должна рассчитываться и на напряжения смятия.

Если условия бурения неизвестны, как это часто бывает при бурении разведочных скважин, то обсадные трубы должны рас­ считываться как с учетом напряжений растяжения, так и с уче­ том напряжений смятия.

Если скважину бурят на глубину свыше 3000—3500 м, то спускают промежуточные колонны относительно длинные (от 1500 м и более). Для облегчения веса обсадные трубы спускают с обратным клапаном, оставляя в колонне некоторый интервал, не заполненный жидкостью. В этих случаях колонна должна рассчитываться также с учетом напряжений смятия.

К расчету эксплуатационной колонны

Эксплуатационная колонна, как правило, рассчитывается на напряжения растяжения и на напряжения смятия.

Для газовых, глубоких нефтяных и наклонных скважин производят дополнительные расчеты.

58

Расчетное внутреннее давление с учетом противодавления жидкости в затрубном пространстве определяется по формуле

Н — глубина спуска эксплуатационной колонны (в ряде случаев

с теоретическими внутренними давлениями, которые обсадные трубы могут выдержать, и в зависимости от этого с учетом за­

на сопротивление внутреннему давлению как самую верхнюю трубу у устья скважины, так и верхнюю трубу той секции, в ко­ торой имеется наименьшая толщина стенок или наименьший пре­ дел текучести.

Следует иметь в виду, что максимальные напряжения растя­ жения наблюдаются при спуске труб в скважину и цементиро­ вании, а наибольшие напряжения смятия только в последний период жизни скважины.

Если в течение всего периода эксплуатации скважина фонта­ нирует (при поддержании пластового давления), то нет необхо­ димости рассчитывать с учетом напряжений смятия.

Если в период эксплуатации скважины в стволе имеется высокий статический уровень жидкости, (вначале нефть с не­ большим количеством воды, а потом вода с небольшим количе­ ством нефти), то также нет необходимости рассчитывать с уче­ том напряжений смятия.

Г. М. Саркисов детально проанализировал взаимосвязь между наружным и внутренним давлениями на эксплуатационную ко­ лонну в различные периоды [58]. В первой стадии — в период бурения скважины — радиальные давления на ее стенках опре­ деляются давлением столба промывочной жидкости. На второй стадии спущенная в скважину обсадная колонна испытывает наружное и внутреннее давления, обусловленные столбом про­ мывочной жидкости. На третьей стадии — в процессе цементи­ рования (особенно в конечный период) — происходит перерас­ пределение давлений: для зацементированной зоны наружное давление слагается из столба цементного и находящегося над

же, каким оно было к концу цементирования, с той только раз­

59

ницей, что в зацементированной зоне наружное давление соз­ дается затвердевшей цементной оболочкой, а не жидким стол­ бом цементного раствора. На последней (пятой) стадии — в пе­ риод освоения и эксплуатации скважин — происходит вновь перераспределение давлений. Оно начинается с уменьшения внутреннего давления (Снятия давления у устья скважины и понижения уровня жидкости в колонне), что вызывает умень­ шение и наружного давления в зацементированной зоне колонны. При снижении внутреннего давления поверхность контакта ко­ лонны и цементной оболочки перемешается к центру, а это раз­ гружает цементную оболочку, благодаря чему давление на ко­ лонну уменьшается.

Во время снижения внутреннего давления в колонне наруж­ ное давление, действующее на колонну, уменьшается до тех пор, пока станет равным гидростатическому.

Если цементная оболочка по наружной поверхности нагружена гидростатическим давлением, которое вне зависимости от вели­ чины внутреннего давления практически полностью будет пере­ даваться на контактную поверхность, дальнейшего уменьшения наружного давления не произойдет [58, стр. 20].

Формула для определения расчетного давления в зацементи­ рованной зоне имеет следующий вид [58, стр. 10]

Ррао = (Р1 - кРс) - (Р2 - Рс) = (Pi - Р2) + (1 - к) Ро, (VII. 2)

= 2,1 • 106 кГ/см2, Е2 = 1,7 • 105 кГ/см2] А. — отношение наружного диаметра колонны к внутреннему.

Ниже приводятся вывод расчетных формул и методика поль­ зования ими, предложенные Г. М. Саркисовым [58, стр. 21—28].

ные веса цементного, глинистого растворов и продавочной жид­ кости в колонне.

60

Для сечения, расположенного на расстоянии z, имеются сле­ дующие значения давлений:

Pi = h уг + (z — h) уц; Р2 = Ру + ynz.

Ру определится из условия равенства Pj и Р2 у забоя сква­ жины, т. е.

Yr + (Н — h) Уч = Ру 4“ УпЯ>

откуда

Ру = h уг + (Я — h) уц — Н уп.

ное давление на колонну при снижении

Аас = (Yu — frYn)z — (1 — &)(y« —Уг)Л — &(Тц —Yn). (VII. 7)

61

Глубина z0, на которой давление Рг = кРс, определяемое из (VII. 6), доходит до гидростатического, равна:

z= (1-А-) (Уц-Тг)А + МУц-Уп) Н

°Уц — куа — ув

Таким образом, при полном осушении скважины и для зна­

Если рассматриваемое сечение зацементированной зоны на­ ходится выше уровня жидкости в колонне, то определение рас­ четного давления не отличается от случая полного осушения

жидкости до уровня цементного раствора) с соответствующими формулами расчетных давлений. При L<h расчетное давление во всей зацементированной зоне определяют по формуле (VII. 10).

Следует иметь в виду, что формула (VII. 10) так же, как и формула (VII. 7), справедлива для значений наружных давлений не меньших, чем гидростатические. Значение z (обозначенное через zo), при котором для этого случая имеется равенство на­ ружного и гидростатического давлений, определяется следую­ щим образом. При уменьшении внутреннего давления на

PG = Р2 — (z — L) ун

62