Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Конструкция нефтяной и газовой скважины определяет количество, типы, диаметры и глубины спуска обсадных колонн, а также диаметры долот для каждого интервала бурения. Правильно спроектированная конструкция обеспечивает проходку до проектной глубины, надёжную изоляцию продуктивных горизонтов от вмещающих пород и водоносных пластов, безопасную эксплуатацию скважины и охрану недр. Проектирование конструкции выполняется на основании данных геологоразведки с учётом пластовых давлений, устойчивости горных пород и условий предупреждения осложнений.
Конструкция скважины определяется следующими параметрами: глубиной скважины; начальным и конечным диаметрами бурения; количеством, наружными диаметрами и длинами обсадных колонн; толщинами стенок обсадных труб; диаметрами долот для каждого интервала ствола; интервалами цементирования.
Конструкция скважины должна обеспечивать: проходку до проектной глубины; надёжную герметичную связь между продуктивным пластом и поверхностью; изоляцию всех горизонтов друг от друга и от поверхности; возможность размещения эксплуатационного оборудования; проведение исследовательских и ремонтных работ; охрану недр и окружающей среды.
К оглавлению
В конструкцию скважины могут быть включены следующие типы обсадных колонн:
Направление — первая обсадная колонна, спускаемая в скважину для крепления верхнего интервала разреза, сложенного наносными отложениями. Основные функции: предотвращение размыва устья буровым раствором; отвод восходящего потока бурового агента из ствола в систему очистки; формирование устья скважины.
Глубина спуска направления составляет от 5 до 30 м (шахтное направление) или до 150–300 м (удлинённое направление) в зависимости от геологических условий. Как правило, устанавливается одно направление, но при сыпучих грунтах могут применяться два. Направление цементируется на всю длину.
Типичные наружные диаметры направления: 426, 478, 508 мм (по ГОСТ 632-80). Шахтное направление может быть выполнено из трубы большего диаметра или устанавливаться без бурения (забивкой, заливкой в шурф).
Кондуктор — вторая обсадная колонна, предназначенная для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов, зон поглощения и многолетнемёрзлых пород. На кондуктор устанавливается колонная головка для подвески последующих колонн и противовыбросовое оборудование (ПВО) на период бурения.
Глубина спуска кондуктора определяется геологическими условиями и обычно составляет от 50 до 600 м. Глубина спуска рассчитывается из условия предотвращения гидроразрыва пород при вскрытии пластов с аномально высоким давлением ниже башмака кондуктора.
Типичные наружные диаметры кондуктора: 245, 273, 299, 324, 340, 377, 426 мм. Кольцевое пространство за кондуктором цементируется на всю длину до устья.
Промежуточная обсадная колонна спускается при наличии в разрезе зон, несовместимых по условиям бурения с нижележащими интервалами: зоны аномально высоких или аномально низких пластовых давлений; интервалы неустойчивых, текучих или высокопроницаемых пород; зоны катастрофических поглощений или интенсивных проявлений.
Промежуточная колонна может быть сплошной (перекрывает весь ствол от устья до забоя на момент спуска) или потайной (не выводится на устье, перекрывает только проблемный интервал). Типичные диаметры: 194, 219, 245, 273 мм. Цементируется по всей длине.
Количество промежуточных колонн определяется сложностью геологического разреза. В скважинах глубиной более 4000–5000 м может применяться две и более промежуточных колонн.
Эксплуатационная колонна — последняя обсадная колонна, которой крепят скважину. Она разобщает продуктивные горизонты от остальных пород и обеспечивает добычу нефти или газа (либо нагнетание). Эксплуатационная колонна, как правило, опускается до забоя скважины, перекрывая все продуктивные горизонты.
Диаметр эксплуатационной колонны является исходным параметром при проектировании конструкции скважины и определяется ожидаемым дебитом, способом эксплуатации и габаритами внутрискважинного оборудования.
В зоне продуктивного пласта в эксплуатационной колонне выполняется перфорация — отверстия для обеспечения гидродинамической связи пласта со стволом скважины.
Хвостовик — обсадная колонна, не доходящая до устья скважины, подвешенная на специальном подвесном устройстве внутри предыдущей колонны. Применяется для крепления нижнего интервала ствола без необходимости спуска колонны на всю глубину, что позволяет уменьшить расход труб и упростить конструкцию.
Подвесное устройство хвостовика должно располагаться выше башмака предыдущей обсадной колонны не менее чем на 75 м для нефтяных скважин и 250 м для газовых скважин. Хвостовик цементируется на всю длину.
Расчёт диаметров обсадных колонн и соответствующих долот ведётся снизу вверх: от эксплуатационной колонны к направлению. Исходным параметром является диаметр эксплуатационной колонны, который определяется заказчиком.
Для каждого интервала необходимо обеспечить свободный проход долота внутри предыдущей (вышестоящей) обсадной колонны. Диаметр долота для бурения под очередную колонну определяется наружным диаметром этой колонны с учётом необходимого зазора:
Dдол ≥ dн.муф + Δ
где: Dдол — диаметр долота, мм; dн.муф — наружный диаметр муфты обсадной трубы спускаемой колонны, мм; Δ — необходимый зазор между муфтой и стенкой скважины (определяется условиями спуска и цементирования).
Внутренний диаметр предыдущей (вышестоящей) колонны должен быть достаточен для прохода этого долота:
dвн.пред ≥ Dдол + δ
где: dвн.пред — внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны, мм; δ — зазор для свободного прохода долота (обычно 3–6 мм).
Исходный диаметр: эксплуатационная колонна dн = 146 мм, муфта ≈ 166 мм.
Долото под экспл. колонну: Dдол = 215,9 мм (8½″) — стандартный размер по ГОСТ 20692.
Промежуточная колонна: dвн должен пропустить долото 215,9 мм → колонна dн = 245 мм (dвн ≈ 224–228 мм в зависимости от толщины стенки).
Долото под промежут. колонну: Dдол = 295,3 мм (11⅝″).
Кондуктор: dн = 324 мм (dвн ≈ 303–309 мм).
Долото под кондуктор: Dдол = 393,7 мм (15½″).
Направление: dн = 426 мм.
При расчёте используются ГОСТ 632-80 (обсадные трубы, 19 типоразмеров от 114,3 до 508,0 мм) и ГОСТ 20692 (шарошечные долота).
ГОСТ 632-80 устанавливает сортамент стальных бесшовных обсадных труб с треугольной и трапецеидальной резьбой для крепления нефтяных и газовых скважин. Наружные диаметры обсадных труб:
114; 127; 140; 146; 168; 178; 194; 219; 245; 273; 299; 324; 340; 351; 377; 406; 426; 473; 508 мм
Для каждого наружного диаметра предусмотрено несколько толщин стенок, что обеспечивает различные значения внутреннего диаметра и прочностных характеристик. Группы прочности стали по ГОСТ 632-80: Д, К, Е, Л, М. По ГОСТ 31446-2017 (гармонизированному с API 5CT) дополнительно применяются группы: J55, K55, N80, L80, C90, T95, P110, Q125.
Трубы изготавливаются длиной 9500–13000 мм. Основные типы резьбовых соединений обсадных труб по ГОСТ 632-80: с короткой или длинной треугольной резьбой; с трапецеидальной резьбой (ОТТМ); с трапецеидальной резьбой и коническими уплотнительными поясками (ОТТГ); безмуфтовые раструбные (ТБО).
Цементирование обеспечивает герметичную изоляцию пластов и закрепление обсадной колонны в стволе скважины. Интервалы цементирования зависят от типа колонны:
Обсадные колонны разведочных скважин, как правило, цементируются на всю длину. Качество цементирования контролируется методами акустической цементометрии (АКЦ) и гамма-гамма-цементометрии (СГДТ).
Кондуктор и эксплуатационная колонна являются обязательными при любой конструкции скважины. Направление рекомендуется, но в отдельных случаях может не проектироваться. Промежуточные колонны устанавливаются при наличии зон, несовместимых по условиям бурения.
Диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита, способа эксплуатации и габаритов внутрискважинного оборудования. Наиболее распространённые диаметры для нефтяных скважин: 139,7–146 мм, для газовых: 168–178 мм.
Расчёт ведётся снизу вверх: от диаметра эксплуатационной колонны определяется диаметр долота, затем по нему — внутренний диаметр вышестоящей колонны (с учётом прохода долота), далее — наружный диаметр этой колонны и следующее долото, и так до направления.
Основные стандарты: ГОСТ 632-80 «Трубы обсадные и муфты к ним» (19 типоразмеров от 114,3 до 508 мм), ГОСТ 31446-2017 «Трубы стальные обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности», а также международный стандарт API Spec 5CT.
Глубина спуска кондуктора зависит от геологических условий и обычно составляет от 50 до 600 м. Рассчитывается из условия предотвращения гидроразрыва пород ниже башмака кондуктора при дальнейшем бурении и вскрытии пластов с повышенным давлением.
Хвостовик (потайная колонна) не доходит до устья скважины и подвешивается внутри предыдущей колонны на подвесном устройстве. Это позволяет уменьшить расход труб и упростить конструкцию. Подвесное устройство располагается не менее чем на 75 м (нефтяные) или 250 м (газовые) выше башмака предыдущей колонны.
При подсчёте числа колонн учитываются только промежуточные и эксплуатационные. Одноколонная: кондуктор + эксплуатационная (без промежуточных). Двухколонная: кондуктор + одна промежуточная + эксплуатационная. Направление и хвостовик не учитываются.
Наружный диаметр муфты превышает наружный диаметр тела обсадной трубы. Именно муфта определяет максимальный габарит колонны, который должен пройти в пробуренный ствол с достаточным зазором для спуска и цементирования. Поэтому диаметр долота подбирается по диаметру муфты.
Эксплуатационная колонна цементируется с перекрытием башмака предыдущей колонны: не менее 150 м для нефтяных скважин и не менее 500 м для газовых. Разведочные скважины, как правило, цементируются на всю длину.
По ГОСТ 632-80: Д, К, Е, Л, М. По ГОСТ 31446-2017 (API 5CT): J55, K55, N80, L80, C90, T95, P110, Q125. Выбор группы прочности определяется расчётом обсадной колонны на внутреннее и наружное давление, а также на растяжение.
Данная статья носит исключительно ознакомительный и информационный характер. Представленные сведения не являются руководством к действию и не заменяют профессионального проектирования. Автор и издатель не несут ответственности за последствия использования информации. Проектирование конструкции скважины должно выполняться квалифицированными специалистами на основании конкретных геологических данных, актуальных нормативных документов и требований промышленной безопасности.
1. ГОСТ 632-80 «Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия» (с изменениями N 1–4).
2. ГОСТ 31446-2017 «Трубы стальные обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности».
3. ГОСТ 20692-2003 «Долота шарошечные. Основные параметры и размеры».
4. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. — М.: Недра.
5. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. — М.: Недра.
6. Иогансен К.В. Спутник буровика. Справочное пособие. — М.: Недра.
7. ФНП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утв. Приказом Ростехнадзора от 15.12.2020 N 534, с изменениями).
8. Калинин А.Г., Левицкий А.З. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ. — М.: Недра.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.