Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала). Так как скважина является долговременным капитальным сооружением, поэтому конструкция ее должна быть прочной, обеспечивать герметичное разобщение всех проницаемых пород, вскрытых при бурении, безусловную возможность достижения проектной глубины и решения геологических и других исследовательских задач в процессе бурения, осуществления запроектированных режимов эксплуатации на всех этапах разработки месторождения, соблюдения требований законов об охране недр и защите окружающей среды от загрязнения. Вместе с тем конструкция скважины должна быть экономичной.

При выборе окончательного варианта конструкции должны быть учтены следующие факторы:

- профиль скважины;

- большие зенитные углы до 90є;

- присутствие по разрезу водоносности;

- присутствие по разрезу нефтеносности;

- нефтегазоводопроявления;

- нозможные осложнения при бурении;

- сейсмической активности региона.

Выбор окончательного варианта конструкции скважины

По совмещенному графику индексов давлений несовместимых зон бурения нет. Проектирование конструкций скважин ведем, с учетом факторов указанных выше. Направление длиной 120 м забивается гидромолотом от стола ротора до проектной глубины, а затем выбуривается. Цель спуска - предотвращение сообщения скважины с морем, перекрытие верхних неустойчивых пород в приустьевой части разреза и перекрытие горизонта питьевой воды до перехода на буровой раствор на углеводородной основе, установка на устье (райзере) диверторторного оборудования.

Кондуктор спускается на глубину до 700 м по вертикали (до 722,4 м по стволу) и цементируется до дна моря. Цель спуска - перекрыть Майкопские глинистые пласты для предотвращения образования размывов при дальнейшем бурении. Набор кривизны со 135 м, для дальнейшей разводки скважин и снижения риска пересечения скважин, оптимального набора угла при вхождении в продуктивную толщу. Глубина установки башмака обсадной колонны должна быть выше эоценового газоносного пласта ориентировочно на 10м по вертикали, установка колонной головки FMC Speedlock 20 X 18 3/4-5K на обсадную колонну, установка на устье противовыбросового оборудования, демонтаж дивертора и райзера.

Первая промежуточная колонна проектируется до глубины 1315 м по вертикали (до 1497,3 м по стволу) и цементируется до дна моря. Цель спуска - для перекрытия палеогеновых отложений склонных к осыпям и обвалам. Создание надежного устья перед вскрытием продуктивных отложений нижнего мела.

Эксплутационная колонна проектируется до глубины 1562 м по вертикали (до 2600 м по стволу). С целью установки башмака на участке вхождения в пласт, перекрытие отложений нижнего мела, а именно газовых пластов альбского, аптского яруса, от газоконденсатонефтяной залежи неокомского надъяруса нижнего мела, которые склонны к интенсивному обвалу и осыпям. Спуск эксплуатационной колонны на предлагаемую глубину повышает гарантии успешного спуска хвостовика эксплуатационной колонны до проектной глубины в горизонтальный ствол. Цементируется до глубины по стволу с 2600 м до 700 м.

Хвостовик (фильтр) состоит из двух частей разного диаметра, спускается с глубины 1562 м по вертикали до проектной глубины (до 6772 м по стволу) перекрытием башмака предыдущий колонны на 100 м по стволу, с 1562 м по вертикали (2500 м по стволу) и герметизируется с помощью пакеров, фильтр закреплен на подвесной мандрели вместе с НКТ. Так как продуктивный пласт сложен средне-мягкими песчаниками и алевролитами, то фильтр не цементируется, а спускается с разбухающими пакерами через определенный интервал. Такая технология не нарушает свойств коллектора и способствует отбору флюида по всей горизонтальной протяженности скважины.

Расчет диаметров обсадных колонн

Диаметр хвостовика эксплуатационной колонны задан заказчиком и состоит из двух разных по диаметру частей (комбинированный) и равен 168,3 мм- наибольший, 139,7мм- наименьший. Также в комплект оснастки фильтра входят составляющие разного диаметра, не превышающий 194,3 мм, кроме разбухающих пакеров. Пакеры при разбухании имеют диаметр 241,3 мм. Соответственно выбор диаметра долота, выбираем по диаметру самого большего элемента оснастки.

Определение диаметра долота для бурения под

хвостовик

=,

где ? - зазор между муфтой трубы и стенкой скважины.

=194,3 мм,

где - диаметр муфты хвостовика.

= 12 мм,

м.

Выбираем долото стандартного диаметра типоразмера в большую сторону по диаметру

=241,3 мм,

так как фильтр-хвостовик не цементируем и стенки скважины

устойчивы, а пакеры диаметром 241,3 мм.

Определение диаметра долота под эксплуатационную колонну

,

где - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

- зазор между долотом и стенкой трубы,

,

.

Согласно табличным значений выбираем

=247,9 мм,

где - диаметр муфты эксплуатационной колонны.

=298,45 м,

= мм.

По справочнику выбираем

=342,9 мм.

3пределение диаметра долота под первую промежуточную колонну

=+

где - внутренний диаметр первой промежуточной колонны.

342,9+2·10=362,9 мм

По справочнику

=373,64 мм.

,

где - диаметр муфты первой промежуточной колонны

=406,4 мм,

=406,4+2·25=456,4мм,

=469,4 мм.

3.4.2.4 Определение диаметра долота под кондуктор

мм,

,

где - диаметр муфты кондуктора.

= 533,4 мм,

=533,4+2·50=456,4 мм,

=660,4 мм.

Конструкция скважины представлена в таблице 3.4. Схема конструкции скважины и график совмещенных давлений представлены в графическом изображении на рисунках 3.1 и 3.2.

Таблица 3.4 - Конструкция скважины

Рисунок 3.1 - Схема конструкции скважины

Рисунок 3.2 - График совмещенного давления

3. ВЫБОР РАВНОПРОЧНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Расчёт обсадной колонны производится с целью выбора и обоснования таких её параметров, которые позволят выполнять функции любой из обсадных колонн в конкретных геолого-технических условиях. В результате расчёта должны быть определены, выбраны и обоснованы следующие данные:

· типоразмеры труб по секциям и длины секций;

· типы резьбовых соединений и герметизирующие смазки для них;

· давления для испытания скважины на герметичность;

· запасы прочности по каждой секции.

Таблица 3

Исходные данные к расчету

Расчёт внутренних давлений.

В зацементированной части колонны:

при , МПа;

при , МПа;

Эпюры избыточных внутренних давлений см. приложение 2, рис

Расчет равнопрочной колонны кондуктора.

Исходя из приведенных методических рекомендаций, для наклонно-направленных скважин с диаметром 245 мм обсадных труб принимаем величину запаса прочности . Тип обсадных труб - ОТТМ

Исходя из принятого запаса прочности, определяем требуемое наружное давление для первой секции:

МПа.

Исходя из полученного значения требуемого давления по справочным данным выбираем обсадную трубу категории прочности «Д», толщина стенки мм, для которых МПа. Уточняем запас прочности на смятие:

.

.

Т.к. кондуктор бурится вертикально, то его средний зенитный угол 0° на данном интервале вычисляем длину для данного участка начального искривления:

м.

Для выбранных нами труб определяем запас прочности на внутреннее давление на глубине головы первой секции.

Определяем вес участка:

,

где - вес одного погонного метра выбранной трубы.

кН.

Проверяем на страгивание:

5. ВЫБОР ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА И СПОСОБА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Тампонажные материалы. Это такие материалы, которые при затворении водой образуют суспензии, способные затем превратиться в твердый непроницаемый камень.

В зависимости от вида вяжущего материала Тампонажные материалы делятся на: 1) тампонажный цемент на основе портландцемента; 2) тампонажный цемент на основе доменных шлаков; 3) тампонажный цемент на основе известково-песчаных смесей; 4) прочие тампонажные цементы (белиловые и др.).

При цементировании скважин применяют только два первых вида - тампонажные цементы на основе портландцемента и доменных шлаков.

К цементным растворам предъявляют следующие основные требования:

· подвижность раствора должна быть такой, чтобы его можно было закачивать в скважину насосами, и она должна сохраняться от момента приготовления раствора (затворения) до окончания процесса продавливания;

· структурообразование раствора, т. е. загустевание и схватывание после продавливания его за обсадную колонну, должно проходить быстро;

· цементный раствор на стадиях загустевания и схватывания и сформировавшийся камень должны быть непроницаемы для воды, нефти и газа;

· цементный камень, образующийся из цементного раствора, должен быть коррозионно- и температуроустойчивым, а его контакты с колонной и стенками скважины не должны нарушаться под действием нагрузок и перепадов давления, возникающих в обсадной колонне при различных технологических операциях.

В зависимости от добавок тампонажные цементы и их растворы подразделяют на песчаные, волокнистые, гельцементные, пуццолановые, сульфатостойкие, расширяющиеся, облегченные с низким показателем фильтрации, водоэмульсионные, нефте-цементные и др.

Тампонажные материалы, используемые для разобщения проницаемых пластов, должны удовлетворять следующим требованиям:

· суспензия такого материала должна быть легко прокачиваемой в течение времени, необходимого для транспортирования ее в заданный интервал скважины, а в покое - седиментационно-устойчивой;

· по окончании транспортирования в скважину суспензия в короткий срок должна превратиться в практически непроницаемое твердое тело, даже если температура окружающей среды ниже 0°С;

· суспензия должна превратиться в твердое тело с небольшим увеличением объема или, по крайней мере, без малейшей усадки в условиях конкретной ситуации в скважине;

· образовавшиеся из суспензии твердое тело должно быть высокоэластичным, долговечным, стойким против коррозии при контакте с пластовыми жидкостями и газами;

· это твердое тело должно сохранять свои механические свойства, непроницаемость и коррозионную устойчивость при всех изменениях температуры, которые возможны в период работы данной скважины;

· оно должно иметь сцепление с обсадной колонной и стенками скважины и прочность достаточные, чтобы противостоять тем силам, которые могут возникнуть в период работы скважины;

· тампонажные материалы должны быть недефицитными и сравнительно недорогими, поскольку потребность в них довольно велика;

· если тампонажный материал используют для создания перемычки (моста) в скважине, образующийся из его суспензии камень должен обладать большой прочностью и жесткостью.

В практике бурения в большинстве случаев применяют цементный раствор с В:Ц = 0,4 - 0,5. Нижний предел В:Ц ограничивается текучестью цементного раствора, верхний предел - снижением прочности цементного камня и удлинением срока схватывания.

К ускорителям относятся хлористые кальций, калий и натрий; жидкое стекло (силикаты натрия и калия); кальцинированная сода; хлористый алюминий. Эти реагенты обеспечивают схватывание цементного раствора при отрицательных температурах и ускоряют схватывание при низких температурах (до 40 °С).

Для приготовления цементного раствора химические реагенты растворяют предварительно в жидкости затворения (вода). Утяжеляющие, облегчающие и повышающие температуростойкость добавки смешивают с вяжущим веществом в процессе производства (специальные цементы) или перед применением в условиях бурового предприятия (сухие цементные смеси). С целью надежного разобщения продуктивного пласта нижнюю часть эксплуатационной колонны цементируют высококачественным тампонажным цементом класса ПЦТ1G, с_ц.р=2000 кг/м³. В качестве замедлителя сроков схватывания цемента используется КМЦ 0,5-1%, для регулирования вязкости КССБ 5%, Т-80 0,75%.В качестве утяжелителя используют смесь УЩЦ-120. Для цементирования верхней части эксплуатационной колонны используется лёгкий тампонажный раствор ПЦТ1 - 50 (с_ц.р=1450 кг/м³). Для облегчения, в тампонажный раствор при затворении добавляют стеклянные микросферы (материал-полиэтилен) Новочеркасского завода

6. РАСЧЁТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ