Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Заканчивание скважин

	Глава 3 КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН
	Успешная проводка и заканчивание скважин в значительной степени зависят от правильного выбора конструкции, которая обеспечивает разделение зон, характеризующихся несовмес­тимыми буровыми растворами. Одна из основных задач в глубоком разведочном бурении -тщательный учет всех факторов с целью выбора наиболее раци­ональной конструкции скважин, особенно бурящихся на глуби­ны свыше 4000-5000 м. Наиболее важный фактор - использо­вание совершенной технологии процессов бурения, разработан­ной с учетом особенностей проходки скважин в сходных геоло­гических условиях на основе глубокого анализа опыта их буре­ния. Практика проводки скважин в сложных геологических ус­ловиях, научные разработки в области бурения и крепления, выполненные за последние годы, позволили резко увеличить глубину скважин и совершенствовать их конструкции в следу­ющих направлениях: увеличение выхода из-под башмака предыдущих колонн, использование долот уменьшенных и малых диаметров; применение способа секционного спуска обсадных колонн и крепление стволов промежуточными колоннами-хвостовиками; использование обсадных труб со сварными соединитель­ными элементами и безмуфтовых обсадных труб со специаль­ными резьбами при компоновке промежуточных и в некоторых случаях эксплуатационных колонн; уменьшение конечного диаметра скважин и эксплуатацион­ных колонн; обязательный учет условий вскрытия и разбуривания про­дуктивного объекта; крепление наклонно направленных и горизонтальных сква­жин. 149

	3.1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН 3.1.1. ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ И ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ Все обсадные колонны по своему назначению подразделяют­ся следующим образом. Направление — первая колонна труб или одна труба, пред­назначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспе­чения циркуляции жидкости. Направление, как правило, одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направ­лениями, когда верхняя часть разреза представлена лёссовыми почвами, насыпным песком или имеет другие специфические особенности. Обычно направление спускают в заблаговременно подготовленную шахту или скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направления забивают в породу, как сваю. Кондуктор - колонна обсадных труб, предназначенная для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоля­ции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа проти-вовыбросового оборудования и подвески последующих обсад­ных колонн. Промежуточная обсадная колонна служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении сква­жины до намеченных глубин. Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов: сплошные — перекрывающие весь ствол скважины от за­боя до ее устья независимо от крепления предыдущего интер­вала; хвостовики — для крепления только необсаженного интерва­ла скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину; летучки— специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками являются, во-первых, практическим решением проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и, во-вторых, ре­шением задачи по упрощению конструкции скважин, умень­шению диаметра обсадных труб, зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампони- 150

	рующих материалов, увеличению скорости бурения и сниже­нию стоимости буровых работ. Эксплуатационная колонна — последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины неф­ти или газа или, наоборот, для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью) последняя про­межуточная колонна. Основные параметры конструкций скважины — количество и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр долот, которые необходимы для бурения под каждую обсадную ко­лонну, а также высота подъема и качество тампонажного рас­твора за ними, обеспечение полноты вытеснения бурового рас­твора. Разработка конструкции скважины базируется на следую­щих основных геологических и технико-экономических факто­рах: а)  геологические особенности залегания горных пород, их физико-механическая характеристика, наличие флюидосо-держащих горизонтов, пластовые температуры и давления, а также давление гидроразрыва проходимых пород; б) назначение и цель бурения скважины; в) предполагаемый метод заканчивания скважины; г) способ бурения скважины; д) уровень организации, техники, технологии бурения и гео­логическая изученность района буровых работ; е)  уровень квалификации буровой бригады и организация материально-технического обеспечения; ж)  способы и техника освоения, эксплуатации и ремонта скважины. К объективным геологическим факторам относятся предпо­лагаемая и фактическая литология, стратиграфия и тектоника разреза, мощность пород с различной проницаемостью, прочно­стью, пористостью, наличие флюидосодержащих пород и плас­товые давления. Геологическое строение разреза горных пород при проекти­ровании конструкции скважин учитывается как неизменный фактор. В процессе разработки залежи ее первоначальные пластовые характеристики будут изменяться, так как на пластовые давле­ния и температуру влияют продолжительность эксплуатации, темпы отбора флюидов, способы интенсификации добычи и поддержания пластовых давлений, использование новых видов 151

	воздействия на продуктивные горизонты с целью более полного извлечения нефти и газа из недр. Поэтому эти факторы необхо­димо учитывать при проектировании конструкции скважин. Конструкция скважин должна отвечать условиям охраны окружающей среды и исключать возможное загрязнение плас­товых вод и межпластовые перетоки флюидов не только при бу­рении и эксплуатации, но и после окончания работ и ликвида­ции скважины. Поэтому необходимо обеспечивать условия для качественного и эффективного разобщения пластов. Это один из главнейших факторов. Все технико-экономические факторы — субъективные и из­меняются во времени. Они зависят от уровня и степени совер­шенствования всех форм организации, техники и технологии буровых работ в совокупности. Эти факторы влияют на выбор конструкции скважин, позволяют ее упростить, однако не яв­ляются определяющими при проектировании. Они изменяются в широких пределах и зависят от исполнителей работ. Таким образом, принципы проектирования конструкций скважин прежде всего должны базироваться и определяться геологическими факторами. Простая конструкция (кондуктор и эксплуатационная ко­лонна) не во всех случаях рациональна. В первую очередь это относится к глубоким скважинам (4000 м и более), вскрываю­щим комплекс разнообразных отложений, в которых возникают различные, иногда диаметрально противоположные по харак­теру и природе осложнения. Следовательно, рациональной можно назвать такую конст­рукцию, которая соответствует геологическим условиям буре­ния, учитывает назначение скважины и другие, отмеченные выше, факторы и создает условия для бурения интервалов между креплениями в наиболее сжатые сроки. Последнее усло­вие является принципиальным, так как практика буровых ра­бот четко подтверждает, что чем меньше времени затрачивает­ся на бурение интервала ствола между креплениями, тем меньше количество и тяжесть возникающих осложнений и ни­же стоимость проводки скважины. Рассмотрим влияние некоторых перечисленных факторов на подбор рациональной конструкции скважины. Геологические условия бурения. Чтобы обеспечить лучшие условия бурения, наиболее эффективную технологию проводки и предупредить возможные осложнения, необходимо учиты­вать: а) характеристику пород, вскрываемых скважиной, с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования; 152

	б) проницаемость пород и пластовые (поровые) давления; в) наличие зон возможных газо-, нефте- и водопроявлений и поглощений промывочной жидкости и условия, при которых эти осложнения возникают; г) температуру горных пород по стволу; д) углы падения пород и частоту чередования их по твердос­ти. Детальный учет первых трех факторов позволяет определить необходимые глубины спуска обсадных колонн. Породы с низкой прочностью должны быть перекрыты об­садной колонной (или колоннами) сразу же после вскрытия всей их толщины, так как при бурении могут образоваться обва­лы и резко осложняться работы по проходке. Зоны с различным характером осложнений (проявления и поглощения) также должны быть изолированы друг от друга, если пластовые давления превосходят давления гидроразрыва пород, так как предупреждение каждого из этих осложнений достигается прямо противоположными несовместимыми мето­дами. Температура горных пород в процессе бурения значительно влияет на вязкость, статическое напряжение сдвига (СНС) и водоотдачу бурового раствора: чем выше температура горных пород, тем труднее поддерживать эти параметры в допустимых пределах. Иногда кроме термостойких реагентов для прохож­дения таких зон требуются различные несовместимые системы буровых растворов, что вызывает необходимость разобщения подобных зон обсадными колоннами. Значительная разница температур требует применения различных типов тампонаж-ных цементов. Углы падения горных пород и частота чередования их по твердости при прочих равных условиях оказывают доминиру­ющее влияние на темп искривления ствола в процессе бурения. Чем больше углы падения пород (примерно до 60°) и чем чаще породы с различной твердостью переслаиваются, тем выше темп самопроизвольного набора кривизны. Колебания значений зенитного и азимутального углов явля­ются основной причиной образования желобных выработок в стволе и препятствуют достижению обсадными колоннами про­ектных глубин в стволе вследствие их заклинивания при спуске в желобах. Для успешного выполнения заданной программы крепления необходимо, чтобы углы искривления ствола "верти­кальной" были минимальными. Если проектная конструкция нарушается, то возникает опасность ликвидации скважины в результате невозможности довести ее до проектной глубины. 153

	Назначение скважины. Сочетание обсадных колонн различ­ных диаметров, составляющих конструкцию скважины, зави­сит от диаметра эксплуатационной колонны. Диаметр эксплуатационных колонн нагнетательных сква­жин обусловлен давлением, при котором будет закачиваться вода (газ, воздух) в пласт, и приемистостью пласта. При выборе диаметра эксплуатационной колонны разведочных скважин на структурах с выявленной продуктивностью нефти или газа ре­шающий фактор - обеспечение условий для проведения опробо­вания пластов и последующей эксплуатации промышленных объектов. В разведочных скважинах (поискового характера) на новых площадях диаметр эксплуатационной колонны зависит от необ­ходимого количества спускаемых промежуточных обсадных колонн, качества получаемого кернового материала, возможно­сти проведения электрометрических работ и испытания вскры­тых перспективных объектов на приток. Скважины этой кате­гории после спуска последней промежуточной колонны можно бурить долотами диаметром 140 мм и менее с последующим спуском 114-мм эксплуатационной колонны или колонны меньшего диаметра. Наиболее жесткие требования, по которым определяют диа­метр эксплуатационной колонны, диктуются условиями экс­плуатации скважин. Снижение уровня жидкости при добыче нефти или воды в обсадной колонне и уменьшение давления газа в пласте обусловливает возникновение сминающих нагрузок. Вследствие этого обсадная колонна должна быть составлена из труб такой прочности, чтобы в процессе эксплуатации не про­изошло их смятия (необходимая прочность обсадной колонны на сминающие и страгивающие усилия и внутреннее давление). При проектировании конструкций газовых и газоконденсат-ных скважин необходимо учитывать следующие особенности: а)  давление газа на устье близко к забойному, что требует обеспечения наибольшей прочности труб в верхней части ко­лонны; б) незначительная вязкость газа обусловливает его высокую проникающую способность, что повышает требования к герме­тичности резьбовых соединений и заколонного пространства; в) интенсивный нагрев обсадных колонн приводит к возник­новению дополнительных температурных напряжений в неза-цементированных участках колонны и требует учета этих явле­ний при расчете их на прочность; г) возможность газовых выбросов в процессе бурения требует установки противовыбросового оборудования; 154

	д) длительный срок эксплуатации и связанная с ним воз­можность коррозии эксплуатационных колонн требуют приме­нения специальных труб с противокоррозийным покрытием и пакеров. Общие требования, предъявляемые к конструкциям газовых и газоконденсатных скважин, заключаются в следующем: прочность конструкции в сочетании с герметичностью каж­дой обсадной колонны и цементного кольца в колонном прост­ранстве; качественное разобщение всех горизонтов и в первую оче­редь газонефтяных пластов; достижение предусмотренных проектом режимов эксплуа­тации скважин, обусловленных проектами разработки горизон­та (месторождения); максимальное использование пластовой энергией газа для его транспортировки по внутрипромысловым и магистральным газопроводам. Предусмотренные проектом режимы эксплуатации с макси­мальными дебитами и максимальное использование пластовой энергии требуют увеличения диаметра эксплуатационной ко­лонны. Метод вскрытия пласта. Метод вскрытия определяется главным образом особенностями продуктивных пластов, к ко­торым относятся пластовое давление, наличие пропластковых и подошвенных вод, прочность пород, слагающих пласт, тип коллекторов (гранулярный, трещиноватый и др.). При нормальных (гидростатических) и повышенных давле­ниях эксплуатационную колонну цементируют через башмак. При пониженных пластовых давлениях, отсутствии пропла­стковых и подошвенных вод и достаточной прочности пород пласта в некоторых случаях после вскрытия объекта эксплуа­тационную колонну, имеющую фильтр против продуктивных горизонтов, цементируют через боковые отверстия, располо­женные над кровлей этих горизонтов (так называемое манжет­ное цементирование), или "обратным" цементированием. Однако в ряде случаев до вскрытия продуктивных горизон­тов при наличии в разрезе пластов с аномально высоким пласто­вым давлением (АВПД) или обваливающихся пород скважины бурят с промывкой забоя буровыми растворами повышенной плотности. Вскрытие объекта с использованием указанных рас­творов часто сопровождается их поглощением трещиноватыми коллекторами. Освоение таких скважин затрудняется, а иногда заканчива­ется безрезультатно. Для успешного вскрытия, а затем освое- 155

	ния таких объектов плотность буровых растворов должна быть минимальной. В рассматриваемых случаях вскрытие продук­тивных пластов возможно только при условии предварительно­го перекрытия всего разреза до их кровли промежуточной об­садной колонной. Буровой раствор проектируется специально для вскрытия пласта. При этом эксплуатационная колонна мо­жет быть либо сплошной, либо представлена хвостовиком и промежуточной колонной. Если породы продуктивных гори­зонтов устойчивы, скважины могут эксплуатироваться и без крепления обсадной колонной. На рис. 3.1 показаны различные конструкции эксплуатаци­онных колонн в зависимости от метода вскрытия и крепления продуктивных горизонтов. Способ бурения. В нашей стране бурение скважин осуществ­ляется роторным способом, гидравлическими забойными дви­гателями или электробурами. Для обеспечения эффективной работы долота при бурении глубоких скважин используют тур­бобуры диаметрами 168 и 190 мм. По диаметру турбобуров при заканчивании скважины определяют возможную ее конструк­цию.
	Диаметр турбобура, мм............ Конструкция скважины, мм.....	190 377x273x146(168)	168 351x245x146(168)
	Наименьший диаметр работоспособного электробура состав­ляет 215 мм, поэтому возможно только следующее сочетание
	Рис. 3.1. Типы конструкций эксплуатационных колонн: 1, 2 — сплошная колонна, зацементированная соответственно через башмак и специальные отверстия под пластом; 3, 4 — зацементированная колонна с хвос­товиком; 5 — колонна, спущенная до пласта (эксплуатация с открытым забо­ем); 6,7— комбинированные колонны, спущенные секциями 156

	диаметров обсадных колонн в конструкции скважины: 377х299(273)х146(168) мм. Наиболее широк диапазон возможных сочетаний диаметров обсадных колонн в конструкциях при бурении скважин ротор­ным способом. Для повышения скорости бурения часто применяют (после­довательно и одновременно) турбинный и роторный способы. Как правило, на конструкцию скважины турбинный способ от­рицательного влияния не оказывает. При разработке рациональной конструкции глубоких разве­дочных скважин необходимо исходить из условий получения наибольших скоростей бурения при наименьших объемах работ в промежуточных колоннах, выбора минимально допустимых зазоров между колонной и стенками скважины, максимально возможного увеличения глубины выхода спускаемой колонны из-под предыдущей. При выборе конструкции должны быть обеспечены условия максимального сохранения естественного состояния продуктивных пластов. В процессе бурения происходит естественное или принуди­тельное искривление скважины, что затрудняет крепление ствола колоннами обсадных труб. В процессе спуска обсадных труб в скважину наблюдается активное взаимодействие колонны труб со стенками скважины и заполняющей ее жидкостью. Это взаимодействие носит слож­ный характер и проявляется в виде сопротивления, которое оказывает скважина спуску колонны труб. М.М. Александро­вым отмечено, что сила сопротивления спуску колонны труб, замеренная в скважине, отражает влияние многочисленных физических и геометрических факторов, т.е. является величи­ной статистического характера, но анализ совокупного влияния этих факторов позволяет вполне определенно проследить зави­симость силы сопротивления скважины от суммарной силы, прижимающей колонну труб к ее стенкам. Это дает основание рассматривать силу сопротивления как произведение прижи­мающей силы на коэффициент сопротивления. Сопротивления, возникающие в определенных условиях, могут достигать больших значений и препятствовать спуску обсадных колонн в скважину. Для успешного спуска обсадных колонн ствол скважины в интервале крепления должен иметь среднюю интенсивность пространственного искривления. Плотность бурового раствора должна быть минимально допустимой. Особое значение при этом приобретают гидродинамические нагрузки на продуктив­ный пласт. 157

	Сложность геологических условий проводки глубоких и сверхглубоких скважин, длительные сроки их сооружения, большие материальные затраты — все это диктует необходи­мость более глубокого теоретического и экспериментального изучения комплекса условий, определяющих надежность и долговечность конструкций таких скважин, с целью их даль­нейшего совершенствования. Проведенные исследования и промысловый опыт показыва­ют, что на современном этапе развития технологии и техники бурения использованы почти все возможности упрощения кон­струкций скважин за счет снижения зазоров между скважиной и колонной и дальнейшее их совершенствование может идти лишь по пути увеличения выхода незакрепленного ствола из предыдущей колонны. Величина выхода зависит в основном от продолжительности бурения, т.е. максимально возможного времени устойчивости ствола скважины в осложненных геоло­гических условиях. Наряду с этим величина выхода из промежуточной колонны зависит от устойчивости последней к внешним и внутренним нагрузкам, которые при механическом износе стенок обсадных труб способны вызвать повреждения колонны или потерю гер­метичности. При бурении глубоких разведочных скважин это недопустимо. Степень износа труб определяется выполненной в обсадной колонне работой при бурении из-под башмака колонны на длину выхода из нее. Объем указанной работы характеризуется в ос­новном числом спускоподъемных операций, выполненных в колонне, и временем вращения бурильного инструмента в ней. При одном и том же значении пути трения износ обсадных труб различен при разных значениях прижимающих нагрузок, за­висящих от угла и азимута искривления ствола скважины, длины и диаметра бурильного инструмента, скорости движе­ния колонны. Следовательно, применение высокопрочных труб в компоновке колонн не означает, что она будет иметь большую износостойкость, поэтому обсадные колонны, предназначенные для глубоких скважин, не рекомендуется составлять из высо­копрочных труб с пониженной толщиной стенки. Объем работ в промежуточных колоннах настолько велик, что избежать значительного износа труб невозможно. Напри­мер, в Чечне и Ингушетии в скважинах глубиной до 4000 м в 273- и 245-мм колоннах суммарный объем работ равен 500— 550 тыс. м при возвратно-поступательном движении и 150 тыс. м при вращении бурильных труб. В Азербайджане в подобных скважинах объем работ составляет 300 тыс. м при спускоподъ- 158

	емных операциях и 80 тыс. м — путь трения при вращении бу­рильных труб. В Дагестане отмечены случаи протирания 273- и 325-мм колонн при объеме работ, равном 50-100 рейсам инст­румента и 700-1000 ч его вращения. Убытки от износа обсадных колонн значительны, так как это приводит к их смятию, потере проходимости, расклиниванию бурильных труб и долот и т.д. На геологически осложненных месторождениях Кубани снижение прочности таких колонн приводило к смятию обсадных труб при переносе давления флюида из нижележащих горизонтов. Анализ зарубежных и отечественных конструкций сверх­глубоких скважин показал, что максимальные выходы из про­межуточных колонн находятся в пределах 1000—3500 м, при­чем меньшие выходы приходятся на трубы диаметрами 219, 194 и 168 мм, из которых составляются наиболее ответственные колонны. При выборе конструкции скважины необходимо оценивать длину выхода и механический износ промежуточных колонн. Г.М. Эрлихом была предложена методика работ по оценке изно­са обсадных колонн, получившая широкое распространение в практике проектирования конструкций скважин. Методика прошла промышленную апробацию и показала хорошую схо­димость результатов расчета и замеров остаточной толщины стенок обсадных труб после их извлечения из скважин. Для определения объема работ при возвратно-поступа­тельном движении Lx и вращении бурильного инструмента в колонне L2, а также износа обсадных труб i предложены сле­дующие зависимости: Ц        ( Я0Я0]                                                     (3.1) l {         н }
	(3.2) (3.3)
	i = (L1+L2)/41500,                                                               (3.4) где Но - общая длина УБТ; Ht - начальная глубина бурения; h -длина бурильного замка в свинченном виде; s - средняя длина бурильной колонны при спуске или подъеме за рейс; I — средняя 159

	длина одной трубы с замком; 10 — расстояние между замками бурильной колонны; d — диаметр замка бурильной трубы; п — средняя частота вращения ротора при бурении в интервале от Нх до Н2, об/мин; t — время бурения роторным способом, мин; 41 500 — условное линейное перемещение бурильной колонны, м, необходимое для износа стенок обсадных труб на 1 мм; с — число рейсов. По приведенным формулам выполнен расчет механического износа труб промежуточных колонн для ряда конструкций (рис. 3.2). Итоговые данные расчета, приведенные в табл. 3.1, показывают, что даже при длине выхода из колонн 1000— 1500 ми относительно малом числе рейсов (средняя проходка на долото 10 м) износ стенок предыдущих потайных колонн со­ставляет 30—77 % от начальной, а для 299- и 245-мм колонн в подобных конструкциях при рассчитанном объме работ в них возможно протирание обсадных труб насквозь.
	127	114
	377 299 245 194 146-168 377 299 219 168 146-168
	500
	800
	1000
	2000
	3500 Ъ
	4500
	3500
	I 7000	6000
		7000
	Рис. 3.2. Примеры конструкций скважин, принятых при расчете промежу­точных обсадных колонн на механический износ
	160

	Таблица 3.1 Расчетный износ труб промежуточных колонн
	Диаметр, мм Длина выхода из колонны, м Число рейсов (спусков- обсадных труб бурильной колонны замков бурильных труб УБТ подъемов) инстру­мента 299 245 219 194 168 141 141 114 114 114 172 172 140 140 140 254 203 178 146 146 2500 2000 1500 1500 1000 250 200 150 150 100
	Продолжение табл. 3.1
	Суммарная длина Час­тота перемещений инс т-румента, м, при Износ труб, мм Максимальная и минимальная вра- последую- остаточная щения кон- экс- щий при толщина ротора, бурении СТО цент- цент- бурении стенок обсад- об/мин ричный ричный ниже ных труб, мм хвостови- ков 93 193 96 500 7 10 3-5 0 000 93 154 117 200 5 10 2-3 2-0 000 43 51 200 111 000 4 6 2-3 4-1 43 51 200 128 300 4 7 _ 6-3 43 34 100 88 000 3 4 _ 7-6
	Примечания. 1. Толщина стенки обсадной трубы 10 мм. 2. Время одного рейса 5 ч. Использование в конструкциях скважин колонн-секций и потайных колонн предопределяет применение комбинирован­ных бурильных колонн. Это позволяет увеличить на 22—53 % количество подаваемого на конечную глубину бурового раство­ра, что приводит к иным гидродинамическим условиям при разбуривании продуктивного горизонта. Буровая скважина представляет собой сложное инженерное сооружение и, как всякое инженерное сооружение, строится по рабочему проекту, в основе которого лежит ее конструкция — крепь. Необходимость постоянного совершенствования теоретичес­ких основ и практики проектирования и строительства скважин обусловлена следующими основными факторами: постоянное возрастание глубин как поисково-разведочных, так и эксплуатационных скважин; 161

	выход в ранее малоизученные или неизученные горно-геологические условия вскрываемых разрезов (наличие серо­водородной и углекислотной агрессии, рапосодержащих отло­жений, пластов с аномалией пластовых давлений до 2,0 и более, многолетнемерзлых пород и др.); резкое возрастание объемов бурения наклонно направленных скважин; прогрессирующий в последние годы способ проводки сква­жин с горизонтальным окончанием ствола; развитие техники и технологии бурения; и, наконец, постоянное совершенствование собственно поня­тия "конструкция скважины" на основе углубления знаний о физико-химических процессах и закономерностях формирова­ния крепи и условиях ее работы и др. Вопросам конструкции скважин, в частности разработке предъявляемых к ним требований, и совершенствованию тех­ники и технологии крепления посвящены многочисленные ра­боты отечественных и зарубежных производственников и ис­следователей. Со временем менялись как методы проектирования конст­рукции скважин на базе целенаправленных исследований и промыслового опыта, так и формирование самого понятия "конструкция скважины" (в последнее время все чаще "крепь скважины") с акцентированием на определяющие ее совершен­ство элементы и предъявляемые к ним требования. Практика показала, что кроме диаметров долот и бурильных труб для углубления скважины необходимо учитывать величи­ны допустимого минимального зазора между смежными обсад­ными колоннами, а также между колоннами и стенками сква­жины, в первую очередь по двум основным критериям. Первый из них диктуется обеспечением благоприятных условий для применения заколонной технологической оснастки и гидроди­намики процесса цементирования, которые, в свою очередь, при прочих равных условиях являются определяющими для формирования герметичного цементного кольца и устойчивой к поперечным нагрузкам крепи скважины. Второй вытекает из условия проходимости обсадной колонны по стволу скважины заданного профиля. В последнем случае решение оптимизаци­онной задачи предусматривает обратную связь, заключающую­ся в корректировке профиля ствола скважины по интенсивности пространственного искривления и эффективного диаметра на отдельных участках. Номенклатура и типоразмеры имеющихся на вооружении в настоящее время бурильных труб, забойных двигателей, 162

	КНБК, породоразрушающих инструментов в сочетании с буро­выми насосами, обеспечивающими реализацию оптимальной гидравлической программы углубления и управление скважи­ной, носят соподчиненный характер по отношению к конструк­ции скважины. Элемент конструкции скважин, включающий в себя "сведения о цементировании обсадных колонн", долгое время сводился к высоте подъема цементного раствора за колоннами, т.е. к интервалам зацементированного затрубного пространства без оценки характера распределения цементного камня в попе­речных сечениях и по высоте, а также показателей свойств сформировавшейся системы обсадная колонна — цементный ка­мень — горные породы — контактные пристенные зоны. В насто­ящее время — это многофакторный и один из основных, опреде­ляющих элементов конструкции скважин, выходящий далеко за пределы задачи выбора подъема цементного раствора, хотя сам по себе выбор интервалов цементирования и высоты подъе­ма цементного раствора лежит в основе рассматриваемых эле­ментов (показателей) конструкции скважины. В ГОСТах и отраслевых стандартах газонефтяной отрасли до настоящего времени нет определения термина "конструкция скважины". В то же время совершенно очевидно, что без такого определения и раскрытия его содержания не может быть и од­нозначной концепции и решения задачи выбора конструкции скважины и ее оценки. Обобщив взгляды специалистов, можно сформулировать следующее понятие "конструкция скважины". Конструкция скважины — это совокупность элементов крепи горной выработки с поперечными размерами, несоразмерно ма­лыми по сравнению с ее глубиной и протяженностью, обеспечи­вающая при современном техническом и технологическом во­оружении безаварийное, с учетом охраны недр, экономичное строительство герметичного пространственно устойчивого ка­нала между флюидонасыщенными пластами и остальной час­тью вскрытого геологического разреза, а также дневной по­верхностью, эксплуатирующегося в заданных режимах и вре­мени в зависимости от назначения: изучение геологического разреза, разведка и оценка газонефтеводоносности отложений, добыча продукции, поддержание пластовых давлений, наблю­дение за режимом эксплуатации месторождения и др. В газонефтяной отрасли нет также единого методическо­го подхода к оценке качества проектирования и строительст­ва скважин, в том числе их конструкции. Такое положение приводит к разночтению отдельных понятий, недооценке 163

	факторов, являющихся определяющими совершенство кре­пи, приносит субъективизм во взаимоотношения между заказ­чиками на строительство скважин, подрядчиками и контроли­рующими организациями. В то же время необходимость и воз­можность создания такового методического обеспечения оче­видна. 3.1.2. ВЫБОР ДИАМЕТРА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН ВЫСОКОДЕБЕТНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН. В литературе предложено несколько методов расчета рацио­нальных диаметров газовых скважин, но точного решения дан­ной задачи нет. Диаметр эксплуатационной колонны определя­ют исходя из условия максимального использования энергии пласта при минимальных капиталовложениях в разработку ме­сторождения. Например, М.А. Цайгер считает, что показателем рациональности конструкции I может служить следующее вы­ражение: 1 = КС^,                                                                        (3.5) q где q — дебит скважины; Ар — депрессия на пласт; Кс — капита­ловложения в строительство одной эксплуатационной скважи­ны данного диаметра. Однако Н.В. Черский полагает, что в методике указанных работ не учитывается вся пластовая энергия, затрачиваемая на движение в системе пласт — скважина, и данный метод приме­ним лишь для приближенного определения рационального ди­аметра скважин только в однородных пластах с одинаковой, по­стоянной для всего периода разработки месторождения физико-механической характеристикой пород в пределах площади га­зоносности, которые встречаются очень редко. Е.М. Нанивский под показателем рациональности конструк­ции понимает отношение затрат капиталовложений и пластовой энергии к добыче 1 тыс. м8 газа в сутки, т.е.
	(3.6)
	где/?пл - пластовое давление скважины; ру - давление на устье. Сравнение зависимостей (3.5), (3.6) показывает, что послед­няя учитывает замечание Н.В. Черского. Однако справедли­вость и точность уравнения (3.6) также вызывают сомнение, 164

	ибо при определении рационального диаметра обобщают и сум­мируют данные по добыче всех эксплуатационных скважин вне зависимости от их местоположения на структуре, мощности вскрытого продуктивного горизонта, изменения коллекторских свойств пласта как по условиям залегания, так и во време­ни. Поэтому оптимальный диаметр эксплуатационной колонны Р.Е. Смит и М.У. Клегг определяют исходя из условия обеспе­чения максимального значения удельного дебита средней скважины. Е.М. Нанивский рекомендует принимать диаметр эксплуа­тационных колон газовых скважин для Уренгойского место­рождения при дебитах от 6,5 до 1,0 млн. ма/сут равным 299 мм, а для месторождения Медвежье при дебите скважин от 4,7 до 0,7 млн. ма/сут - 273 мм. Расчеты Г.С. Грязнова подтвержда­ют, что наиболее рациональные диаметры эксплуатационных колонн, способные пропустить поток газа с дебитом 5—8 млн. м8, при оптимальном расходе пластовой энергии и наиболее высо­кой экономической эффективности равны 245—273 мм для мес­торождений типа Медвежьего и 245—324 мм для месторожде­ний типа Уренгойского. Следует отметить, что исходя из криологических и теплофи-зических условий указанных месторождений диаметр эксплуа­тационной колонны 219 мм является граничным. При меньшем диаметре возможно образование кристаллогидратных пробок, для предупреждения которых потребуется ввод в скважины ингибиторов. Заслуживает внимания выбор диаметра эксплуатационной колонны на основании детальных подсчетов потерь давления в начальный период добычи и с учетом тех изменений в потерях, которые произойдут в процессе дальнейшей разработки залежи (Е.М. Минский и А.Л. Хейн). При больших диаметрах эксплуатационных колонн необхо­димо учитывать взаимодействие скважин по пласту и возмож­ность образования крупных воронок депрессии, размеры кото­рых превысят расстояние между ними. Такая интерпретация может привести к снижению забойного давления и ухудшению технико-экономических показателей работы скважин. Экономически оправдано заканчивание высокодебитных скважин эксплуатационными колоннами диаметром 219— 324 мм. При увеличении диаметра колонн в 2,2 раза (от 146 до 324 мм) дебит возрастает в 8-8,5 раза, а стоимость строи­тельства - лишь в 1,6 раза (Уренгойское месторождение).
	165

	3.1.3. МЕТОДЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН Выбор конструкции скважины является основным этапом ее проектирования и должен обеспечивать высокое качество стро­ительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, предотвратить аварии и осложнения в процессе бурения, создать условия для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение. До настоящего времени выбор конструкций скважин осуще­ствлялся, как правило, без достаточно систематизированного анализа определяющих факторов и базировался в основном на принципах минимального расхода металла или борьбы с ослож­нениями в процессе бурения. Вопросы разработки принципов подхода к проектированию рациональной конструкции скважин изучались как в нашей стране, так и за рубежом. В одних случаях за основную предпо­сылку принималось гидродинамическое совершенство конст­рукции с целью получения на забое скважины максимальной гидравлической мощности или определение необходимых зон крепления и глубины спуска обсадных колонн в зависимости от условия предупреждения гидроразрыва горных пород или га­зопроявлений; в других - определяющим фактором была ко­нечная стоимость скважины как инженерного сооружения. В принятом для руководства положении определяющим принци­пом проектирования рациональной конструкции скважины считается обоснованное распределение всего интервала бурения на несколько зон в зависимости от несовместимости условий бу­рения отдельных интервалов скважины. Под несовместимостью условий бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызывают осложнения в пробуренном, лежащем выше интервале, если последний не закреплен обсад­ной колонной, а проведение специальных дополнительных тех­нологических мероприятий по предотвращению этих осложне­ний невозможно. Отсутствие единой методики выбора конструкций скважин в одних случаях приводит к большим затратам средств на ликви­дацию осложнений в процессе бурения, а в других — к излиш­нему расходованию металла на крепление скважин. Вместе с тем существует и рациональный подход к установ­лению главных факторов, определяющих совершенство конст­рукции скважины в различных геолого-технических условиях. Рассмотрим основные из них. При заканчивании скважин турбинным способом необходимо 166

	соблюдать оптимальное соотношение между диаметрами забой­ного двигателя и скважины для сохранения условия, обеспечи­вающего интенсивность очистки забоя. Последнее достигается неизменностью в процессе бурения скважины удельного расхо­да промывочной жидкости q, т.е. расхода Q, отнесенного к пло­щади забоя: где D — диаметр скважины. Условие использования максимума гидравлической мощнос­ти потока при ограниченном давлении на насосах - реализация на забое 2/3 общего перепада давления в циркуляционной сис­теме. Ухудшение показателей бурения с ростом глубин связано не только с увеличением энергоемкости разрушения пород на больших глубинах, но и с закономерным падением забойной мощности. В этом случае выбор недостаточно обоснованной кон­струкции скважины (оптимальных соотношений диаметров до­лот и бурильных труб, соответствующего типа и размера забой­ного двигателя) будет способствовать быстрому снижению за­бойной гидравлической мощности, так как сохранение опти­мального соотношения перепада давления, равного 2/3, сильно затрудняется с увеличением глубины и уменьшением диаметра скважины. В табл. 3.2 приведены рациональные диаметры скважины и бурильных труб. Эти варианты обеспечивают лучшие условия для бурения скважины: большие расходы обеспечивают турбу­лентный режим течения жидкостей; тип и конструкция забой­ного двигателя позволяют получить максимальную мощность на забое скважины; бурильные трубы при минимальном весе обеспечивают максимальный КПД гидравлической мощности. Надежность конструкции в зависимости от давлений в стволе скважины и возможности возникновения интенсивных погло-
	Таблица 3.2 Рациональные диаметры скважины и бурильных труб
	Диаметр скважины, Диаметр бурил ь-ных труб, мм Зазор, мм Забойный двигатель мм по телу по замку типоразмер КПД 190 214 243 269 295 127 127 146 146 168 ЗУ-155 ЗУ-155 ЗУ-188 ЗУ-188 ЗУ-212 35 49 55 81 107 ТС4М-6 5/8" ТС5Б-7 72" ЗТС5А-8" ТС5Б-9" ТС5Б-9" 0,52 0,63 0,58 0,69 0,69
	167

	щений бурового раствора или газонефтеводопроявлений служит основой методики. Необходимая глубина спуска кондуктора или промежуточ­ной колонны Нх определяется из условия максимального и ми­нимального значений давления гидравлического разрыва плас­тов, вскрываемых при бурении под очередную промежуточную колонну: Н,=р,(/Ар2-Ар,),                                                       (3.8) где/jj - ожидаемое давление на устье скважины; Арх - ожидае­мое значение градиента гидростатического давления газиро­ванного бурового раствора в случае газопроявления в процессе бурения под очередную промежуточную колонну; Ар2 — мини­мальное значение градиента давления разрыва пласта для ин­тервала ниже башмака кондуктора. Как следует из выражения (3.8), необходимая длина обсад­ной колонны находится в прямой зависимости от значений дав­ления на устье скважины и градиента гидростатического дав­ления бурового раствора. При отсутствии в геологическом разрезе в интервале под очередную промежуточную колонну после кондуктора водога-зонефтенасыщенных пластов с АВПД значение рх принимается равным 0,1. Тогда выражение, определяющее длину кондук­тора Н[ при проектировании конструкции скважин для нор­мальных условий, имеет вид Я^ОДДД^-Дрз),                                                            (3.9) где Ара — максимальное значение градиента гидродинамическо­го давления промывочной жидкости, применяемого при буре­нии под промежуточную колонну, МПа/м. Для газовых месторождений при возможности фонтанирова­ния глубину спуска кондуктора Н[' в результате незначитель­ности градиента гидростатического давления газового столба находят из выражения Щ'=р2/Ар2,                                                                      (3.10) где/?2 ~ давление газонасыщенного пласта. В случае ожидания возможных поглощений ниже башмака промежуточной колонны возникает необходимость определить глубину спуска этой колонны Н2, которую рассчитывают из максимального значения гидродинамического давления, воз­никающего при бурении под очередную колонну: Н2=ра/Ар4,                                                                   (3.11) 168

	где/?8 — максимальное значение гидродинамического давления, возникающего в процессе бурения под очередную колонну по­сле спуска предыдущей промежуточной колонны: Лр4 ~~ мини­мальное значение градиента давления гидроразрыва для ин­тервала бурения под очередную колонну после спуска проме­жуточной колонны. Таким образом, при проектировании конструкций скважин для конкретных геологических условий оптимальные глубины спуска колонн с учетом предотвращения поглощений и газо-нефтеводопроявлений в процессе бурения определяют последо­вательно снизу вверх. Расчетные глубины спуска кондуктора и других промежуточных колонн уточняют с учетом геологичес­ких особенностей месторождений. В.Д. Малеванским предложена зависимость для определе­ния глубины спуска промежуточной колонны в газовой сква­жине: H=Pra/d',                                                                         (3.12) где Рпл - максимально возможное давление газа на глубине Н при опорожнении скважины, МПа; d' - градиент давления раз­рыва пластов (принят равным 0,02 МПа/м). В формуле (3.12) максимально возможное давление газа на искомой глубине Н условно принято равным пластовому, при­чем разница между ними играет роль коэффициента безопасно­сти. Если для низкодебитных скважин с незначительным плас­товым давлением такое приращение дает практически приме­нимые результаты, то для высокодебитных скважин с большим Ртш формула (3.13) приводит к значительной погрешности, так как не учитывает снижение давления в скважине по направле­нию от забоя к устью. Эта задача рассмотрена М.А. Шамилевым. Здесь предложено удовлетворительное решение для определения глубины уста­новки башмака промежуточной колонны в газовых скважинах с высоким пластовым давлением: Н----------^--------,                                                            (3.13)
	ea где /?,„ - пластовое давление, МПа; е - основание натурального логарифма (е = 2,7183); s = —------Е—; р - относительная плот- гсрГср ность газа по воздуху; zcp - средний коэффициент сжимаемости 169

	газа; Гср — средняя абсолютная температура газа, К; L — глуби­на залегания кровли продуктивного пласта, м; а — градиент давления разрыва пластов, МПа. Газовые скважины характеризуются и другими особеннос­тями, например большой мощностью продуктивного пласта. Хотя залежи с большим этажом газоносности встречаются сравнительно редко (месторождения Шебелинское и Газли в СНГ, Гронинген в Нидерландах и др.), для них специфичен осо­бый подход к выбору конструкции скважин. Высота этажа газоносности на своде Шебелинской структу­ры составляет около 1100 м. Пластовое давление в кровле зале­жи на своде (глубина около 1300 м) до начала эксплуатации до­стигало 22,8 МПа, увеличиваясь примерно на 0,2 МПа на каж­дые 100 м глубины. При начальной эксплуатации месторожде­ния наличие АВПД вызывало необходимость при вскрытии га­зовой залежи применять сложные многоколонные конструкции и утяжеленные буровые растворы плотностью до 1,9 г/см8. В этом случае крепление скважины промежуточной обсадной ко­лонной должно предусматривать предупреждение гидрораз­рыва пород утяжеленной промывочной жидкостью, а также последующий возможный выброс и открытый газовый фонтан. Минимально допустимая глубина установки башмака про­межуточной обсадной колонны определяется из выражения (В.Д. Малеванский) Ha-api~abHl,                                                                 (3.14) Р2 ~а^> где а — коэффициент минимально допустимого превышения гидростатического давления над пластовым; рг - пластовое дав­ление в кровле газоносного интервала; Ь — градиент повышения пластового давления с увеличением глубины; Нг — глубина кровли газоносного интервала; р2 - максимально допустимая плотность бурового раствора (во избежание поглощения) при заканчивании скважины. Таким образом, глубина спуска промежуточной колонны для перекрытия части газовой залежи с целью предотвращения поглощений и выбросов бурового раствора зависит от положе­ния скважины на структуре (глубины кровли газоносной зале­жи), проектной глубины скважины и пластового давления. По мере разработки залежи, падения пластового давления и приближения его к гидростатическому глубину установки башмаков промежуточных колонн нужно уменьшать и конст­рукцию скважины упрощать. Методика прогнозирования глубины спуска обсадных ко- 170

	лонн, использующая эмпирические данные, служит основой проектирования конструкций скважин в США. Глубины спуска колонн выбирают из условия предупреждения гидроразрывов горных пород и несовместимости отдельных интервалов по ус­ловиям бурения. Аналогичный подход к определению зон крепления скважины принят в настоящее время в СНГ. При этом вводится единый принцип выбора конструкции скважин — совместимость отдельных интервалов геологического разреза по горно-геологическим условиям бурения. Для выбора количества обсадных колонн (зон крепления) используют совмещенный график изменения пластового давле­ния, давления гидроразрыва пород и гидростатического давле­ния столба бурового раствора, построенный на основании ис­ходных данных в прямоугольных координатах глубина — экви­валент градиента давления (рис. 3.3). Под эквивалентом градиента давления понимают плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому (поровому) или давлению гидроразрыва. Кривые, характеризующие изменение пластового (порового) давления и давления гидроразрыва пластов, строят на основа­нии данных промысловых исследований. В исключительных случаях при полном отсутствии промыс­ловых данных допускается использовать эмпирическую зави­симость ртр = 0,083 Н + 0,66 Рпл,                                                      (3.15) где ргр — давление гидроразрыва пластов; Н — глубина опреде­лений гидроразрыва; р^ - пластовое давление на глубине опре­деления давления гидроразрыва. Определение зон совместимости, количества обсадных ко­лонн и глубин их спуска производят в приведенной ниже после­довательности . 1. По литологической характеристике разреза выделяют ин­тервалы с аномальной характеристикой пластовых давлений и давлений гидроразрыва. 2.  Для интервалов по п. 1 находят значения эквивалентов градиентов пластовых (поровых) давлений и давлений гидро­разрыва слагающих пород. 3.  На совмещенный график наносят точки эквивалентов и строят кривые эквивалентов градиентов давлений (см. рис. 3.3, точки 1, 2..., 19 — пластовых давлений, точки 20, 21,..., 39 — давлений гидроразрыва). 4. Параллельно оси ординат проводят линии АВ, EF, KL и ОР 171

	Рис. 3.3. Совмещенный график давлений для выбора конструк­ции скважины	I	Цитологичес­кая характе­ристика	Давление, МПа
				41
	<о
	150 450 750 1050 1350 1650 1950 2250 2550 2850 3150 3450 3750 4050 4350 4650 4950		Глины
			Глинистые песчаники	3,7- 6,7-6,7-	4,5- 8,4 8,0 12,1
			Песчаник
			Глины
			Известняки глинистые	13,8-	17,4-
			Известняки	22,0-	25,6-
			Глины Известняки Песчаник	30,2-	37,8-
				39,8-46,2-42,0-50,0-	47,5-52,0-54,9- 54,8-54,4-
			Песчаные известняки
			Мергель
			Аргиллит
			Известняк	58,7-64,1- 68,6-82,4-88,3-82,7- 90,2-85,0-	79,0-
					81,2- 94,5- 93,8- 100,0- 99,2- 102,3 -107,5 -
			Песчаник
			Глина
			Песчаник
			Глина
			Песчаник
			Глина
	касательно крайних точек эквивалентов градиентов пластового (порового) давления и линии CD, GH, MN, QS — касательно крайних точек кривой эквивалентов градиентов давления гид­роразрыва.
	172

	Характеристика давлений пластового (порогового) и гидроразрыва пород Эквивалент градиента давлений
	5.  Зоны ABCD, EFGH, KLMH, OPQS являются зонами сов­местимых условий бурения. 6.  Линии АВ, EF, KL, ОР определяют граничные условия по пластовым давлениям для соответствующих интервалов 173

	разреза, а линии CD, GN, MN, QS - по давлениям гидрораз­рыва. Зоны совместимых условий бурения являются зонами креп­ления скважины обсадными колоннами. Количество зон креп­ления соответствует количеству обсадных колонн. 7.  Глубина спуска обсадной колонны (установки башмака) принимается на 10—20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глубины начала сле­дующей зоны совместимых условий. 8. Плотность бурового раствора, применяемого при бурении в данной зоне крепления, должна находиться в пределах зоны совместимых условий и отвечать следующим требованиям: для скважин глубиной до 1200 м гидростатическое давление в скважине, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на 10—15 %, а для скважин глубиной > 1200 м — на 5—10 %. Отклонения от установленной плотности промывочной жидкости для ее значений до 1, 45 г/см8 не допу­скаются больше чем на 0,02 г/см8, а для значений выше 1,45 г/см8 - не более чем на 0,03 г/см8 (по замерам бурового раствора, освобожденного от газа). Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется способами заканчивания и эксплуатации скважины, а глубина спуска кондуктора — требованиями охраны источников водо­снабжения от загрязнения, предотвращения осложнений при бурении под очередную обсадную колонну, обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием и подвески об­садных колонн. При проектировании и бурении первых трех разведочных скважин, если достоверность геологического разреза недоста­точна, допускается включать в конструкцию скважины резерв­ную промежуточную обсадную колонну. В этом случае бурение скважины производят в расчете на крепление резервной обсад­ной колонной намеченного интервала. Однако если в процессе бурения будет установлено, что необходимость в спуске резерв­ной обсадной колонны отпала, продолжают углублять ствол под очередную обсадную колонну до запроектированной глу­бины.

	3.2. ТИПЫ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН, ПРИМЕНЯЕМЫХ В НЕКОТОРЫХ РЕГИОНАХ 3.2.1. СЕВЕРНЫЙ КАВКАЗ Геологические условия бурения и конструкции скважин в регионе многообразны, поэтому целесообразно подробно рас­смотреть данные по Краснодарскому краю, Ставрополью, Чеч­не, Ингушетии и Дагестану. Краснодарский край. Наиболее сложны по геолого-техни­ческим условиям площади, расположенные в Западно-Кубанс­ком прогибе и на Таманском полуострове. В первом районе высоконапорные проницаемые горизонты и перемятые глинистые толщи являются причиной значитель­ных по материальным затратам и разнообразных по характеру осложнений. Наиболее характерны из них следующие: поглощения бурового раствора в отложениях киммерия, понта и меотиса (интервал 0—1750 м); газопроявления в интервале 1800—2350 м при прохождении пород сармата, карагана, чокрака, имеющих низкую проница­емость и аномально высокие пластовые давления (35—41 МПа). В случае снижения плотности бурового раствора в процессе бу­рения ниже 2,20-2,12 г/см8 начинается интенсивное разжи­жение бурового раствора и обрушение стенок скважины с обра­зованием пробок, что вызывает прихваты бурильных колонн и длительные осложнения ствола скважин; сужения, осыпи, обвалы майкопских глин в интервале буре­ния 2350—4300 м. Для удержания стенок скважины в устойчи­вом состоянии требуется применять буровой раствор плотнос­тью не менее 2,10 г/см8, однако это способствует гидроразрыву пластов и поглощению бурового раствора; наличие взаимоисключающих по характеру осложнений, что требует не только очень точного поддержания параметра бурового раствора в заданных пределах (например, не допуска­ется колебание плотности больше, чем на 0,05—0,10 г/см8), но и выработки вполне определенной технологии спускоподъемных операций, восстановления циркуляции и промывки скважины, дегазации и утяжеления бурового раствора; склонность стволов скважин к искривлению вследствие зна­чительных углов падения пород и частого чередования их по прочности. Разнообразные осложнения при бурении скважин в районе Таманского полуострова вызваны в первую очередь сложностью 175

	тектоники района, наличием АВПД в горизонтах, расположен­ных близко к дневной поверхности, и большой мощностью (до 2700 м) перемятых пластичных майкопских глин. К наиболее характерным осложнениям здесь относятся: газонефтепроявления и внезапные газонефтяные выбросы из отложений от понта до чокрака; поглощения бурового раствора; сужения, осыпи, обвалы ствола и поглощения при бурении глинистой толщи майкопской серии, для сохранения устойчи­вости которой в отдельных случаях плотность бурового раствора необходимо доводить до 2,25—2,30 г/см8; на ряде площадей на­блюдается интенсивное разгазирование глинистого раствора в результате наличия в майкопской толще высоконапорных пес­чаных пропластков с низкой проницаемостью. К отдельной группе площадей с характерными геолого-техническими условиями бурения в предгорной части Западно-Кубанского прогиба относится Левкинская площадь, перспек­тивная с точки зрения нефтегазоносности кумской свиты с глу­бинами залегания продуктивных горизонтов в пределах 4750— 5000 м. Здесь при бурении в миоценовых отложениях наблю­даются поглощения глинистого раствора плотностью свыше 1,24 г/см8 с последующими газопроявлениями. Особенно сложными являются условия вскрытия белоглин-ско-кумских отложений, где с целью предотвращения нефтега-зопроявления и поглощений плотность бурового раствора необ­ходимо поддерживать в пределах 1,86—1,96 г/см8. Для большинства рассматриваемых районов характерно ин­тенсивное желобообразование не только в искривленных, но и в близких к вертикальным скважинах. Сложность предупреждения перечисленных осложнений усугубляется высокими температурами горных пород, затруд­няющими эффективное регулирование параметров бурово­го раствора. На глубинах 4000 м температура достигает 140-160 °С, а на 6000 м - 200 - 210 °С. В скв. 2 Медведовская изме­ренная температура на глубине 6320 м составила 224 °С. Это требует сложной, многокомпонентной химической обработки буровых растворов. В районах глубокого бурения, приуроченных к Восточно-Кубанскому прогибу, осложнения менее разнообразны, однако также требуется весьма сложная технология для их преду­преждения. Характерными здесь являются следующие осложнения: поглощения бурового раствора в плиоценовых, миоценовых, эоцен-палеоценовых отложениях; 176

	интенсивное кавернообразование в известняках верхнемело­вых отложений, а также в пестроцветной толще юры, часто приводящее к увеличению в 2—3 раза сечения ствола скважин по сравнению с номинальным; желобообразования, приуроченные к миоцен-олигоценовым отложениям; физико-химические изменения бурового раствора при буре­нии в галогенной толще, представленной на ряде площадей мощными отложениями поваренной соли. В солевых отложени­ях, залегающих ниже 3500 м, наблюдаются сужения ствола скважины, прихваты и смятия обсадных колонн, вызванные пластическим течением солей, а также поступление высокоми­нерализованной воды (рапы). Перечисленные осложнения усугубляются высокими плас­товыми давлениями и температурами горных пород. Например, на Лабинской площади статическая температура на глубине 6000 м составляет 190 °С. В отложениях до солевых пород значения пластовых давле­ний превышают гидростатические только на 1,0—1,5 МПа. В солях верхней юры превышение пластового давления над гид­ростатическим оценивается в 2 раза, в остальной части разреза до глубины 6000 м - в 1,6 раза. Представленная краткая геолого-техническая характерис­тика условий бурения на Кубани позволяет заключить, что воз­можность возникновения различных осложнений в процессе бурения и крепления скважин выдвигает определенные требо­вания к проектированию их конструкций, особенно для глубо­ких скважин. В основу нового типа конструкций скважин было положено применение эксплуатационной колонны диаметром 140 мм. В этом случае в качестве последней промежуточной колонны принят хвостовик диаметром 194 мм и бурение ниже хвостовика осуществляется долотами диаметром 161 мм (рис. 3.4). Таким образом, наряду с конструкциями скважин, в кото­рых используется 168-мм хвостовик (часто в качестве резерв­ной промежуточной колонны), применяемых для глубин буре­ния до 3000—3500 м, начато успешное внедрение конструк­ций скважин с хвостовиком диаметром 194 мм. Это позволило успешно осуществить проводку глубоких скважин (до 5000— 6000 м и более) с применением трех промежуточных обсадных колонн без увеличения начального диаметра скважины. По­следнее было достигнуто за счет освоения спуска обсадных ко­лонн диаметром 194, 219, 245 и 299 мм с относительно малыми зазорами. 177

	Страти­графия						Страти­графия
	529 377 273 219 US			529 377299245194140				529 377 299 245194
	1000-2000-3000-4000-5000-6000-7000-	321						203%
								ш
		3067							2915 ; 4007
			3356 'А
		4292	15000		4451
									4973 Й5423 6012
		6320				5133	5502
	Рис. 3.4. Конструкции глубоких скважин на Кубани: а — скв. 2 Медведовская; б — скв. 7 Темиргоевская; в — скв. 3 Сульдальская
	В настоящее время можно выделить четыре основные груп­пы конструкций скважин в зависимости от числа спускаемых обсадных колонн. Наиболее распространенные сочетания диа­метров смежных обсадных колонн и зазоры между стенками скважины и муфтами или безмуфтовыми обсадными трубами показаны в табл. 3.3. Ниже приведены максимальные выходы обсадных колонн в открытый ствол, достигнутые на Кубани.
	Диаметр колонны, мм Выход колонны, м......						324 2425	299 2270	273 2390	245 1525	219 975
	Ставропольский край. Промышленная нефтеносность Став­ропольского края в восточной его части связана в основном с ме­ловыми и юрскими отложениями.
	Таблица 3.3 Типы конструкций скважин, применяемые на Кубани
	Диаметр смежных обсадных колонн, мм Зазоры между стенками скважины и муфтами или обсадными трубами*, мм 377x299x245x194x140 426х324х245х194„ х140 377x299x245x140(146) 377x273x219x140(146) 377x273x140(146) 324x245x140(146) 273x140(146) 245x140(146) 219x140(146) 44-11-12*-10*-10,5* 44,5-21,5-12,5-10*-10,5* 44-11-12*-30(24) 44-23-12*-18(12) 44-23-44,5(38,5) 37-12,5-30(24) 23-44,5(38,5) 25-30(24) 25-18(12)
	178

	Условия бурения на нефть и газ в Ставрополье осложнены аномально высоким тепловым режимом земных недр. Бурение глубоких скважин в большинстве случаев осуществляется при температурах 150—160 °С, что предъявляет высокие требования к регулированию свойств буровых растворов, изысканию спе­циальных материалов для разобщения пластов, совершенство­ванию технологических процессов бурения, крепления, испы­тания и эксплуатации скважин. В ряде районов южной части Ставропольского поднятия на глубинах 1500—1600 м темпера­тура забоя достигает 100 °С и выше. Максимальная температура (181 °С) была зафиксирована в скв. 13 Журавской площади на глубине 3940 м в юрских отложениях. Характеристика изотерм по различным стратиграфическим комплексам показывает уве­личение температуры в южном направлении от Ставропольско­го поднятия. Снижение температуры, сначала постепенное, а затем более значительное, наблюдается к северу от широты г. Прикумска. При бурении скважин на площадях Ставрополья встречают­ся следующие осложнения: обвалы и осыпи горных пород, при­водящие к образованию каверн, уступов и пробок в стволе; пла­стовые проявления, вызывающие в ряде случаев смятия обсад­ных колонн, грифонообразование, поглощения буровых и там-понажных растворов; искривление скважин и связанное с ним образование желобов. Пластовые проявления на Ставрополье характеризуются в основном разгазированием бурового раствора и поступлением в ствол скважины сильноминерализованных высоконапорных пластовых вод. Газо- и особенно водопроявления, имеющие широкое распро­странение, преобладают в южной и юго-восточной частях Став­ропольского края и являются следствием АВПД горизонтов при недостаточной геологической изученности района. В случае не­возможности ликвидировать водопроявление утяжелением рас­твора проявляющие пласты перекрывают обсадной колонной. Одноколонную конструкцию имеют эксплуатационные скважины на нефть и газ, кроме скважин газоконденсатного месторождения Русский Хутор (где используют двухколонные конструкции), и разведочные скважины на нефть глубиной до 3800 м, расположенные в Прикумской зоне поднятий. Двухколонная конструкция принята в разведочных скважи­нах большинства площадей Ставрополья с проектной глубиной 2500—3600 м и глубиной до 4000 м в районе Прикумской зоны поднятий. Эти конструкции состоят из кондукторов диаметром 426—299 мм и длиной 250—500 м; 245—219-мм промежуточных 179

	колонн, спускаемых до глубины 1100—3000 м, и 146—140-мм эксплуатационных колонн. Для газовых разведочных скважин глубиной 2000—3000 м и отдельных площадей Ставропольского сводового поднятия ис­пользовали трехколонные конструкции скважин.
	Обсадная колонна Диаметр, мм Глубина спуска, м Кондуктор 426 100-450 Промежуточная колонна 324-299 700-1100 Промежуточная колонна 219 1500-2400 Эксплуатационная 127-146
	Аналогичную конструкцию имеют разведочные скважины с проектной глубиной 4000—4500 м, причем максимальная глу­бина спуска промежуточных колонн увеличилась до 3307 м для обсадных колонн диаметром 299 мм и до 4236 м — для колонн диаметром 219 мм. Начавшееся освоение глубин свыше 4500 м привело к необ­ходимости применения еще более сложных четырех- и пятико-лонных конструкций скважин. На рис. 3.5 и 3.6 приведены типовые конструкции глубоких скважин Ставропольского края. Чечня и Ингушетия. Вскрытый разрез структур региона представлен отложениями от четвертичных до мезозойских (юрских) включительно. Продуктивными горизонтами являют­ся карагано-чокракские, нижнемайкопские, верхне- и нижне­меловые, юрские. Пластовые давления в мезозойских отложе­ниях в западной и восточной частях региона различны и состав­ляют соответственно 36 и 60 МПа. Условия сооружения скважин на подавляющем большинстве разведочных и эксплуатационных площадей чрезвычайно сложны. Основные виды осложнений следующие: вследствие больших углов залегания и частого чередования пород по кре­пости в карагано-чокракских отложениях ствол скважины име­ет тенденцию к интенсивному искривлению; в отложениях нижнего Майкопа и фораминиферовых слоях постоянны погло­щения промывочной жидкости, что обусловлено разностью пластовых давлений между карагано-чокракскими песчаника­ми и отложениями Майкопа, между отложениями Майкопа и верхнего мела, а также между отдельными свитами нижнего мела. Все это предопределяет применение многоколонной кон­струкции скважин. Крепление майкопских отложений сопряжено с опасностью обвалов, осыпей пород и прихватов колонн вследствие неустой­чивости глинистой толщи. Для песчаников нижнего Майкопа характерны АВПД. 180

	Стратигра­фия		Ш	219 140 630 426 299 245 146	II 2JI         U± 630 426 299 245 168 146
	Четвертичные
	Апшерон
	Акчагып			350- 480	400-5001
	Сармат
	1000-
	Караган
	Чокрак
	2000-
	Майкоп
	3000-	Хадум
		Эоцен		2800-3100		2700-3100
	Палеоцен
	Верхний мел
	3450 3750
	3450-3850
	4000-	Нижний мел
	4300-4500					430а-4750
	5000-	Юра Триас Пермь				4800-5000
	Рис. 3.5. Типовые конструкции скважин на юго-востоке Ставрополья: 1,11 — тип конструкций при проектной глубине скважины соответственно до 4500 м и свыше 4500 м; а — водопроявления (дебит 100—200 м3/сут) при р^ > >р на 0,5-1 МПа; б - слабые при р^ > рГИДр на 1 МПа; в - водопроявления (50-100 м3/сут) при р^ >рГИДР на 2-3 МПа; г - водопроявления (200 м3/сут) при -Рпл >-Ргидр на ЗМПа;д — затяжки и прихваты бурильного инструмента; е — неф-тепроявления при р^ >£>гидр на 3-4 МПа, в интервале 4250-4700 м водонапор­ный пласт с пластовым давлением 72,0 МПа; ж — засолонение бурового раство­ра; з - нефтегазопроявления

	219_ 146                          219_                                   2JI 730 529 377 273 245 16S 630 426 299 245 140 529 426 299 245 16S 114
	7 42	24
	289
	449
	1080
	1081-
	1390 £
	-1615
	1792
	1804			2005	1913 то
	2200
	2400 ■		2470-
	-3103
	-3190					3226
	3295
	3500					3435
	3904					3985
	4103			4200
	4302
	5055			J 5015		4811
	Рис. 3.6. Фактические конструкции глубоких скважин в Ставропольском крае: а — скв. 4 Советская; б — скв. 2 Степновская; в — скв. 2 Курская
	Фораминиферовые отложения во многих случаях вскрыва­ются вместе с майкопскими с использованием буровых раство­ров, что является причиной гидравлического разрыва пластов и последующего поглощения промывочной жидкости. Меловые отложения характеризуются меньшими пластовы­ми давлениями, чем майкопские, но вследствие трещиноватос-ти меловых пород происходят интенсивные поглощения буро­вого и тампонажного растворов.
	182

	Во многих скважинах возникают осложнения, связанные со значительным кавернообразованием и желобными выработками на больших глубинах. По отдельным интервалам коэффициент кавернозности а 2. Большая часть нижнемеловых отложений достаточно устой­чива. Юрские отложения наблюдаются на глубинах около 5000 м; характерными осложнениями в этой толще являются сужения ствола и нефтегазопроявления. Высокие забойные температуры (170 °С на глубине 5000 м) обусловливают применение цементно-песчаных и шлаковых тампонажных растворов. Обсадные колонны цементируют на всю длину вплоть до устья скважины методом прямого или об­ратного цементирования. Геологические условия на месторождениях региона не поз­воляют бурить ствол скважины глубиной до 5000—7000 м с ис­пользованием бурового раствора без значительных изменений его плотности. Поэтому при вскрытии всего комплекса отложе­ний целесообразно изолировать отдельные стратиграфические горизонты промежуточными обсадными колоннами или хвосто­виками. Это требует использования многоколонных конструк­ций, вплоть до четырех- и пятиколонных. Применяемые сочетания диаметров смежных обсадных ко­лонн в конструкциях глубоких скважин за последние годы при­ведены на рис. 3.7, а, б. С ростом глубин возрастали технологические трудности бу­рения, увеличивались число и степень их сложности, росло число ликвидированных скважин. Сверхглубокую скв. 47 Заманкул закладывали на глубину 7000 м по конструкции 630x426x324x245x194x127/168 мм (рис. 3.8). Изменение ее конструкции произвели только на глу­бине 5033 м спуском обсадной колонны 178x194 мм до устья
	а
	426*324* 245н                              327"351 -12" 1
		168 -114/146-168 426*324 *		U 219* 168*114/146
	630*426*299 426*324*273^                                        ...... *2?3 630*377
	630*426 *324*245* 194*127/168                             426*299*219* 168*127 426 *324*245*194*140*102 Рис. 3.7. Схемы конструкций скважин западной (а) и восточной (б) групп мес­торождений Чечни и Ингушетии 183

	Стратиграфия		124 820 630 426 324 245 194 168 820			178 630 426 324 245 194
	Акнагыл
	400 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200 3600 4000 4400 4800 5200 5600 6000 6400 6800 7000-	Сармат	8 75		6 27
		Караган				998
		Чокрак				1261
						1368
		Верхний Майкоп
		Нижний Майкоп
		Фораминиферы
		Верхний мел
		Альб				3003
		Апт	3200			3210
		Баррем
		Готерив
		Валанжин
		4400				4592
		Верхняя юра				4667
						5033
		Средняя юра		5800
				7000
	Рис. 3.8. Проектная (а) и фактическая (б) конструкции скв. 47 Заманкул скважины вместо хвостовика диаметром 194 мм. Дальнейшее углубление скважины было прекращено вследствие смятия промежуточной колонны в интервале залегания майкопских отложений. Определяющими факторами при выборе конструкций оста­вались применение хвостовиков, уменьшение зазоров между стволом скважины и обсадными трубами, применение безмуф­товых резьбовых колонн (табл. 3.4). В Чечне и Ингушетии имеется опыт применения сменных колонн. Сменные колонны обеспечивают многократную замену и безаварийную работу, хотя их длина ограничена длиной пре­дыдущей колонны, необходимыми зазорами и высотой подъема цементного раствора. Их длины пока еще невелики; в скв. 47 Заманкул 1003 м, скв. 49 Хаян-Корт 1139 м, скв. 4 Аксай 1573 м и скв. 906 Малгобек 956 м. Широко применяют спуск безмуфтовых колонн на сварных и
	184

	Таблица 3.4 Максимальные глубины спуска обсадных колонн и достигнутые выходы их в открытый ствол в скважинах Чечни и Ингушетии
	Диаметр, мм Макси- Выход Кольцевой мальная из-под обсадной Ч» irr ттгпт т зазор, глубина башмака скважины трубы Му1|)ТЫ мм спуска предыду- колонны, щей ко- м лонны, м 550 426 451 49,5 1368 1340 446 377 402 22,0 1797 1502 446 351 376 35,0 2650 2415 346 340 365 40,5 2767 2672 394 324 351 21,5 3519 2700 346 299 324 11,0 2707 2413 246 273 299 23,5 3860 1400 395 245 270 12,5 4669 1370 269 219 245 12,0 4165 1600 243 194 216 13,5 4591 2320 243 178 196 18,5 5033 743 214 168 188 13,0 5121 2052 190 168 — 11,0 5020 1120 190 140 154 19,0 5216 230 161 127 142 9,5 5343 170 140 114 127 6,5 5532 800
	резьбовых соединениях. На сварных соединениях спускают трубы из сталей групп прочности Д, К, N-80 и марки 20ХГ2Б. Колонны труб из высоколегированных сталей групп прочности Е, Л, М, Р-110 спускают на безмуфтовых резьбовых соедине­ниях. В конструкциях скважин применяют 114-мм обсадные тру­бы для перекрытия продуктивной толщи верхнего и нижнего мела. В некоторых случаях эти отложения перекрывают 89-мм трубами, спускаемыми в качестве хвостовиков или комбиниро­ванных эксплуатационных колонн. Наибольшее распространение получили следующие два типа конструкций скважин: 426х299х219х168хвх114/146x168 и 426х324х273х219х168хв114/146х168 мм. В конструкциях скважин, особенно глубоких, широко используют импортные и отечественные трубы диаметром 178, 194 и 340 мм. В качестве примера конструкции глубоких и сверхглубоких скважин региона можно привести скв. 1005 Старогрозненской площади.
	Проектные размеры, мм 426x700 324x3400 245x4450 194x4750 140„х(4900-4650)	Фактические разм еры, мм 426x697 324x3519 245„х(4449-2336) (168-178-219)х5121 114„х(5496-4893)
	185

	Дагестан. По геологическому строению территория Дагес­тана подразделяется на две зоны: северную — равнинную и юж­ную — предгорную и горную, осложненную размывами и текто­ническими нарушениями. В первом районе в строении площадей принимает участие комплекс пород от третичных до мезозойских (юрских) вклю­чительно. Бурение скважин здесь осуществляют с использова­нием буровых растворов плотностью 1,26—1,32 г/см8. Продук­тивными являются отложения нижнего мела и юры. Пластовые температуры на глубине 4700 м достигают 200 °С. При бурении скважин на площадях Северного Дагестана ос­ложнений не наблюдается. Месторождения Южного Дагестана отличаются сложностью геологического строения, а также аномально высокими забой­ными температурами и пластовыми давлениями. Углы наклона пластов вблизи свода структур достигают 60°. Горизонты со сверхвысокими давлениями вскрыты на мес­торождениях Ачи-су, Избербаш, Махачкала, Исти-су. На глу­бинах 1800—2800 м имеются пласты, в которых давление до­стигает 40—60 МПа. Продуктивная толща верхнего мела пред­ставлена трещиноватыми кавернозными известняками с плас­товым давлением до 80 МПа. Эта часть разреза характеризуется катастрофическими поглощениями промывочной жидкости (площади Избербаш, Ачи-су, Исти-су). Майкопские отложения сложены неустойчивыми, склонны­ми к обвалообразованию глинами. Коэффициент аномальности пластов достигает 1,8—2,0, поэтому при разбуривании пород Майкопа используют утяжеленный буровой раствор плотностью 2,0-2,25 г/см8. Конструкции скважин на нефтяных и газовых месторожде­ниях Дагестана различны. Для северной группы площадей применяют двухколонную конструкцию, для южной — много­колонную (рис. 3.9, 3.10). Наибольший выход из-под колонны диаметром 299 мм достигнут в скв. 16 Солончаковая и составля­ет 2751м. Наиболее глубокая из пробуренных — параметрическая скв. 1 Кочубеевская (см. рис. 3.9). Проходка ее до глубины 4000 м велась без затруднений, дальнейшее же углубление заметно осложнилось. На конечной глубине зарегистрирована темпера­тура 202 °С. Основные трудности при креплении заключаются в частичном поглощении тампонажного раствора, приводящем к его неподъему до проектных отметок. Поэтому ниже башмака кондуктора остается часть эксплуатационной колонны длиной 400—1200м, незакрепленная цементным камнем. Такое поло- 186

	Рис. 3.9. Конструкции (а, б) скважин на площадях Се­верного Дагестана				а							6
					426 299 219 146 725 570 426 299 219 146
										18
	600-1200
	Рис. 3.10. Конструкции скважин на площадях Юж­ного Дагестана: а — типовая; б — на площа­ди Ачи-су; в — на площади Избербаш; г - проектная скв. 247 Избербаш					1000-15001
						3250-4100
	114                                    114                            127                      219 114 830 478 299 219 168 148 478 324 273 219 168 146 478 324 245 194 146 478 351 273 245 168 148
	7 100	70					100				70
	12001, ■л
												/ 2000/. 2140	1700
	2200 ',		1800
			2200
	3100 '■			2900 \ 3400:				3500				3180	3560'
												3680 :
	3800 4000
	4400: 4700								4400				4560:
	5380
	6000
	жение для газовых и газоконденсатных скважин с высокими пластовыми (до 45 МПа) и устьевыми (до 25 МПа) давлениями не может считаться нормальным. При вводе скважины в эксплуатацию вследствие темпера­турных деформаций обсадной колонны в трубах возникают зна­чительные сжимающие осевые усилия. Среднее изменение 187

	температуры труб обсадной колонны, не закрепленной цемент­ным камнем, составляет 35—40 °С, что способствует возникно­вению осевого сжимающего колонну усилия, равного 400— 550 кН. Таким образом, если при спуске обсадной колонны основны­ми напряжениями в теле труб являются напряжения растяже­ния, то сжимающее усилие в незакрепленной цементным коль­цом колонне в процессе эксплуатации скважины приводит к изменению осевой напряженности труб. Периодическое изме­нение напряженности труб эксплуатационной колонны от на­пряжений растяжения, величина которых зависит от веса ни­жележащей части колонны, до частичного или полного снятия их и перехода части колонны к состоянию сжатия ведет к на­рушению герметичности резьбовых соединений обсадных труб, межпластовым перетокам газа через это нарушение и в случае достаточного давления газа — гидроразрывам пород, аккумуля­ции давления в проницаемых пластах, грифонообразованиям и возможным осложнениям при дальнейшем вводе в эксплуата­цию всей площади. При бурении скважин на площадях Южного Дагестана верхнюю поглощающую часть разреза перекрывают первой промежуточной колонной диаметром 299 м. Вторую промежу­точную колонну диаметром 219 мм спускают для закрепления неустойчивых отложений верхнего Майкопа. Отложения ниж­него Майкопа и фораминиферов перекрывают хвостовиком диа­метром 168 мм. Эксплуатационную колонну спускают до про­ектной глубины. Высоту подъема тампонажного раствора за всеми обсадными колоннами проектируют на всю их длину. Фактические данные о проводке глубоких скважин позво­ляют выделить следующие основные особенности их конструк­ции: многоколонность, использование хвостовиков и комбини­рованных колонн, малые кольцевые зазоры между муфтой спу­скаемой колонны и стенкой скважины, применение колонн со сварными соединениями, большие необсаженные участки ство­ла в ходе бурения и подъем тампонажного раствора на значи­тельную высоту. Некоторые проекты глубоких и сверхглубоких скважин (101 Д уз лак, 4 Аксай и др.) предусматривали смену верхней части промежуточных колонн. 3.2.2. ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ Геологические разрезы структур Среднего Приобья на всех месторождениях идентичны. При глубина скважин до 2800— 188

	3000 м вскрываются отложения от четвертичных до юрских включительно. Коллекторы характеризуются высокой пористостью, прони­цаемостью и большой эффективной мощностью, что позволяет получить высокие рабочие дебиты скважин. Значения пласто­вых давлений соответствуют гидростатическим. На всех площадях верхняя часть разреза (приблизительно до глубины 200—400 м) сложена рыхлыми породами, склонными к поглощениям и обвалам. Этот интервал перекрывает кондук­тор. Глубина его спуска определяется также видом скважины (вертикальная или наклонная) и составляет 200—500 м. Газовые месторождения Тюменского Заполярья по своему литологическому разрезу отличаются от разрезов месторожде­ний Среднего Приобья наличием мощных толщ многолетне-мерзлых пород. Многолетняя мерзлота распространяется на четвертичные, олигоценовые и эоценовые отложения, а в край­ней северной части месторождения Медвежье — и на верхнюю часть палеоцена. В составе мерзлой толщи преобладает лед, со­ставляющий в некоторых случаях более половины разреза тол­щи. Газоносные горизонты приурочены к отложениям сеноманс-кого яруса верхнемеловых отложений. Сеноманский горизонт — мощный газовый горизонт, обеспечивающий суточный дебит скважин 2—3 млн. м8 газа и более. Пластовые давления соответ­ствуют гидростатическим, температуры достигают 80—100 °С. В интервалах, сложенных многолетнемерзлыми породами, в результате воздействия на них положительных температур и растепление песчаных отложений, сцементированных льдом, наблюдают интенсивное кавернообразование. Наиболее неус­тойчивы породы четвертичного возраста, в интервале залегания которых (0—200 м) фактический объем ствола при существую­щей конструкции скважин и технологии бурения может пре­восходить номинальный в 3 раза и более. Многолетнемерзлые породы значительно снижают качество цементирования скважин и надежность крепления их в целом вследствие малого вытеснения бурового раствора тампонажным из-за наличия больших каверн. В процессе эксплуатации в ре­зультате прогрева околоствольной зоны возможно обрушение мерзлых пород, образование приустьевых кратеров и проседа­ние устья скважин. Геологический разрез месторождений характеризуется также наличием зон, склонных к интенсивным поглощениям при противодавлениях, незначительно превышающих гидро­статические. 189

	Как эксплуатационные, так и разведочные скважины имеют одноколонную конструкцию с преобладающим сочетанием ди­аметров смежных обсадных колонн 245x168(146) мм (среднее Приобье) и 324x219 мм (Заполярье). Лишь как исключение в некоторых конструкциях скважин Среднего Приобья приме­няют сочетание диаметров смежных обсадных колонн 219 х х 146 мм. Разведочные скважины глубиной более 3000 м бури­лись по двухколонной конструкции (324x219x146) со спуском промежуточной колонны на глубину 1500 м для перекрытия водонапорных горизонтов сеноманских отложений (Тазовская площадь). За период с начала бурения эксплуатационных скважин на месторождении Медвежье их конструкции в целом претерпели незначительные изменения. Как правило, применялись одно­колонные конструкции с диаметрами кондукторов 219—324 мм и диаметрами эксплуатационных колонн от 127 до 219 мм. Лишь в некоторых скважинах (скв. 18, 209) были использова­ны более тяжелые конструкции со спуском промежуточной ко­лонны на глубину 1000-1020 м для закрепления ствола перед вскрытием зон газопроявлений из коньякских отложений. Од­нако в отличие от общепринятой последняя конструкция гаран­тировала надежность и технологическую безопасность ведения работ при вскрытии основного продуктивного горизонта. Отличительная особенность конструкций газовых скважин месторождений Тюменского Заполярья — недоподъемы цемент­ного раствора до устья скважин за всеми колоннами вследствие поглощений и ошибок при подсчете необходимого количества тампонажного материала и объемов кольцевых пространств. В зоне распространения многолетнемерзлых пород в резуль­тате сильного кавернообразования, которое сопровождается по­явлением уступов, сползанием шлама и обвалами пород, кон­дукторы во многих скважинах не были допущены до проектных глубин. При длительных остановках эксплуатационных скважин от­мечены случаи смятия обсадных колонн в интервале многолет­немерзлых пород (скв. 110 и 154 Мессояхского и 130 Соленин-ского месторождений). 3.2.3. ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД Многолетняя мерзлота распространена в нашей стране на территории Иркутской, Магаданской, Читинской, Омской, Но­восибирской, Тюменской, Томской, Свердловской областей, 190

	Хабаровского и Красноярского краев, Коми, Якутии и Бурятии. Она занимает 10 млн. км2, т.е. более 50 % всей площади страны. В районах многолетней мерзлоты находятся запасы природ­ных газов и нефти. Считалось, что распространение многолет-немерзлых грунтов ограничивается глубиной 600—700 м, одна­ко результаты бурения и исследование теплового режима Мар-хинской скважины, расположенной в северо-западной части Якутии, доказали существование многолетнемерзлых пород на глубине около 1400 м (в этой скважине на глубине 1800 м плас­товая температура составила +3,8 °С, в интервале глубин 250-1400 м минимальное значение отрицательной температуры — 3°С). Разведочное бурение в районах вечной мерзлоты ведется давно и уже накоплен достаточно большой опыт. Наиболее рас­пространенной для разведочных и эксплуатационных скважин является конструкция, приведенная на рис. 3.11, а. Такая конструкция удовлетворяет требованиям, предъявля­емым к разведочным скважинам, поскольку обеспечивает до­статочную герметичность крепления ствола на период бурения и опробования. Однако она неприемлема для эксплуатационных скважин, рассчитанных на длительную эксплуатацию. До настоящего времени ни одна из скважин, пробуренных в районах вечной мерзлоты, не эксплуатировалась с достаточным отбором газа в течение длительного времени (1—2 года и более). Вместе с тем известно, что при длительной эксплуатации будет происходить постепенное прогревание мерзлых пород, приле­гающих к стволу. На рис. 3.11, г показано возможное распределение темпера­туры вдоль ствола скважины после окончания бурения (кривая 1) и распределение температуры газа по стволу работающей скважины в зависимости от времени работы (кривые 2 и 3). Из их сопоставления видно, что наиболее высокая темепература мерзлых пород и относительно высокая температура газа на­блюдается у нижней границы зоны вечной мерзлоты. Поэтому процесс таяния мерзлого грунта начинается снизу и будет по­степенно распространяться к верхней границе мерзлоты. Когда этот процесс достигает такой высоты, на которой прочность сцепления нерастаявшего участка с цементным камнем и силы трения в разрыхленных оттаявших породах окажутся неспо­собными противостоять весу труб кондуктора, натяжению экс­плуатационной колонны и весу фонтанных труб, произойдет укорочение колонны и устье скважины вместе с фонтанной ар­матурой опустится. Величину такого перемещения можно рас­считать следующим образом. Зацементированная эксплуатаци- 191

			P/F
			-20 О 20 40 t"C
	Рис. 3.11. Конструкция скважины в многолетнемерзлых породах (а), распре­деление напряжений в зацементированной эксплуатационной колонне (б), в эксплуатационной колонне после растепления мерзлых пород (в) и распреде­ление температуры по стволу скважины (г) онная колонна обычно растягивается усилием, примерно рав­ным ее весу (см. рис. 3.11, б). Удлинение колонны от устья до нижней границы вечной мерзлоты А1р определяется по извест­ной формуле
	р	ZE		(3.16)
	где£ - модуль упругости материала обсадных труб; L - длина колонны; I — толщина слоя вечной мерзлоты; рст — плотность стали. При нарушении сцепления цементного камня за кондукто­ром с окружающими породами этот же участок эксплуатацион-
	192

		ной колонны окажется сжатым (рис. 3.11, в) под воздействием собственного веса, веса кондуктора, фонтанных труб и обвязки устья на величину 2JL IL                                                         (3.17)
	сж ЗЕ EF где Р - вес кондуктора, фонтанной арматуры и фонтанных труб; F — площадь поперечного сечения обсадных труб. При этом для упрощения расчета потерю веса цементного камня вокруг кондуктора и труб в жидкости, а также трение последних о стенки скважины не учитывают. Суммарная осадка устья скважины М = Мр + Мсж.                                                                                (3.18) Подставив выражения (3.16) и (3.17) в уравнение (3.18), по­сле упрощений получим
	1                             . Е EF ЗЕ Расчеты по формуле (3.19) показывают, что амплитуда осе­вого смещения устья скважины может достигать 0,5 м и более в зависимости от мощности слоя вечной мерзлоты, веса кондук­тора и длины незацементированной части колонны. В результа­те возможно нарушение прямолинейности колонны и герме­тичности ее резьбовых соединений. Поэтому одним из основных требований, предъявляемых к конструкциям скважин в усло­виях большой мощности мерзлых пород, является крепление их кондуктором, спускаемым на 100—150 м ниже уровня веч­ной мерзлоты, с упором его о забой и цементированием до устья скважины цементным раствором специально подобранного со­става. Бурение под кондуктор должно продолжаться до пород, подстилающих мерзлые, связанных минеральным цементом, плотных и устойчивых при оттаивании. За эксплуатационной (или промежуточной) колонной це­ментной раствор поднимается на 100—150 м выше башмака кон­дуктора, а кольцевое пространство между кондуктором и этими колоннами должно быть заполнено до устья скважины незамер­зающим теплоизолятором, например мазутом, обладающим низким коэффициентом теплопроводности. Теплоизолятор вы­полняет тройную функцию: предотвращает интенсивный теп­лообмен между рабочим агентом (нефть, газ) и стенками сква­жины (мерзлыми породами), а также снижает потерю теплоты газом и тем самым уменьшает вероятность образования гидра- 193

	тов в скважине. Кроме того, наличие незамерзающего прост­ранства, заполненного теплоизолятором, предотвращает смя­тие колонн, которое может произойти в случае длительной ос­тановки скважины при наличии в межтрубном пространстве бурового раствора.
	3.3. ОСОБННОСТИ РАСЧЕТА ОСАДНЫХ КОЛОНН ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН В СЛОЖНЫХ УСЛОВИЯХ БУРЕНИЯ Анализ большого промыслового материала по креплению глубоких скважин в различных геологических условиях свиде­тельствует о том, что фактический запас прочности обсадных колонн отличается от расчетного. На месторождениях, в разре­зе которых отсутствуют высокопластичные отложения и гори­зонты с АВПД, обсадные колонны успешно противостоят дей­ствующим в скважинах нагрузкам при расчетном коэффициен­та запаса прочности меньше 1. На месторождениях со сложны­ми геологическими условиями бурения обсадные колонны ока­зались поврежденными при расчетных коэффициентах запаса прочности 1,5 и более. Все это свидетельствует о том, что при­меняемые методы расчета обсадных колонн не всегда отвечают конкретным условиям их работы в глубоких скважинах. Основ­ные причины повреждения обсадных колонн следующие: неправильное определение действующих в скважине нагру­зок на обсадные трубы; неточное определение прочностных показателей обсадных труб; спуск в скважину некачественных труб; повреждение труб в процессе спуска колонн; износ и повреждение промежуточных колонн бурильным инструментом в процессе работы в обсаженной скважине; стихийные явления. Ниже приведены некоторые методы расчета нагрузок, дей­ствующих на обсадную колонну в скважине, и прочностных по­казателей труб. 3.3.1. РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН Определение наружного давления. Существует несколько методик определения наружного давления. Методика Г.М. Саркисова. Расчетное наружное давление 194

	определяется по составному столбу бурового и тампонажного растворов с учетом разгрузки цементного кольца. В отдельных случаях для скважин, бурящихся в сложных геологических условиях, с разрешения нефтегазодобывающего объединения допускается определение наружного давления по всему стволу скважины по столбу бурового раствора. Формулы для расчетных давлений зависят от соотношения между L, h, H, z0, причем z0 является глубиной (рис. 3.12), на которой наружное давление при разгрузке цементного кольца достигает гидростатического и определяется по одной из сле­дующих формул:
	_	(3.20)
	г = 0	(3.21)
	где k — коэффициент разгрузки цементного кольца; рц, рр, р0, рв, рн — плотность соответственно тампонажного, бурового растворов, продавочной жидкости, воды и жидкости в колонне, кг/м8; h — расстояние от устья скважины до уровня тампонаж­ного раствора в затрубном пространстве, м; L - глубина сква­жины, м; Н — расстояние от устья до уровня жидкости в ко­лонне, м. В зависимости от положения уровней h и Н возможны сле­дующие случаи. 1. ЗначениеЛаЯ (уровень жидкости в колонне выше уровня подъема тампонажно­го раствора в затрубном про­странстве). Тогда по формуле (3.21) находят г0. Если при этом окажется, что z0 < h, то рас-
	(МПа), соответственно на глубинах L, h vlH определя­ют по следующим формулам (причем на глубине h полу­чаются два значения давле­ний): Рис. 3.12. Схема скважины
	195

	ph = 1O"V[(1 - k)p,H - Црц - po)(L - h) + (1 - fe)(pp - pjft]; p'h = 10-6g[pph-pH(h-H)]; pH=10-6gppH. Здесь и далее g — ускорение силы тяжести, м/с2. Если окажется, что z0 > h, то L=10-eg[(p4-pH)L-(Pi;-pp)h + pHH](l-k);		(3.22)
	ph=10-eg[pBh-pH(h-H)]; u=10-eg[pph-pH(h-H)]; pH=10-egpH.		(3.23)
	2. Значение h<H (уровень жидкости в колонне ниже уровня подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве). Тогда по формуле (3.24) определяют z0. Если при этом ока­жется, что г0 > Н, то давление определяют по формулам
	pL=10-6g[(pi;-pH)L-(pi;-pp)h + pH l^-lO^glp.Zo-p^Zo-H)]; pH=10-egpBH; ph=10-egpBh;		(3.24)
	Если по формуле (3.21) окажется, что z0 < Н, то тогда z0 надо вычислять по формуле (3.20). В случае, если при этом новом расчете zo> h, давление находят по формулам
	Рн =	ц - kPo)H - (1 -
	(3.25)
	h = 10-6gpBh; 'h = 10-egpph.
	Если при определении г0 по формуле (3.20) окажется, что z0 < h, то
	196

	рн = Ph = i	kpo)H - (1 - к)(рц - pp)h - к(рц - ро)Ц; )pp + Нрц - po)]ft - ^(рц - Ро)			(3.26)
	3. Значение Н = L (полное опорожнение скважины). По формуле (3.20) вычисляют z0. Если окажется, что z0 < h, то давления вычисляют по формулам
	ph = 10 p'h = 10-egpph.	- Црц - po)(L - Л)];			(3.27)
	Если при вычислении z0 окажется, что z0 > h, то pL=l0-eg[(Pph + pH(L-h)](l-k);
	(3.28)
	ph=l(regpBh; После определения рас­четных давлений необходимо построить эпюру этих давле­ний (рис. 3.13). При построе­нии эпюры для глубин L, Н, h, z0 откладывают в горизон­тальном направлении в при­нятом масштабе значения давлений pL, pH, ph', ph, p		500	\ \ \ X D \ Е \ X
	и полученные точки А, В, С, D, Е (соседние) соединяют между собой прямолиней­ными отрезками. На глубине h эпюра имеет скачок, так как для р полу­чено два значения. Для вы­равнивания эпюры из точки, Рис. 3.13. Эпюра давлений		1000
			1500
			L, м
			0 4 8 12 16 р,МПа 197

	соответствующей большему значению ph, необходимо провести вниз вертикальную линию до пересечения с лежащей ниже ча­стью эпюры. Отрезок этой вертикали, начиная от точки пересе­чения и до уровня h, принимается за линию эпюры на этом уча­стке. Приведенные выше формулы получены для идеального слу­чая крепления скважин. При выводе расчетных формул при­нимали, что обсадная колонна окружена упругими цементными оболочками и горными породами. Пластовое давление порис­тых, насыщенных жидкостью и газом горизонтов принимают равным гидростатическому давлению соответствующего столба воды. Поставленная задача о взаимодействии цементной обо­лочки и обсадной колонны решается с использованием формулы Ламе для определения радиальных деформаций трубы и це­ментной оболочки. Приравнивая радиальные перемещения то­чек контактной поверхности трубы и оболочки, находят коэф­фициент разгрузки цементного кольца. В постановке и решении задач по расчету обсадных колонн на сопротивляемость смятию имеется ряд недостатков. При бурении скважин в большинстве районов вскрывают го­ризонты с давлениями насыщающего их флюида, превышаю­щими гидростатическое. Поэтому внешнее давление на колонну снизится до пластового, а не до гидростатического давления столбы воды. Кроме того, необходимо доказать применимость условий неразрывности контактной поверхности трубы и обо­лочки в условиях скважины. Экспериментальные работы по ис­следованию прочности обсадных труб, окруженных цементной оболочкой, показали, что жидкость из модели пласта проникала между поверхностью патрубка и цементного кольца. Следова­тельно, несмотря на цементное кольцо активное давление на ко­лонну создавалось жидкостью. Исследованиями качества це­ментирования скважин акустическим цементомером, прове­денными в последние годы, установлено, что после испытания обсадной колонны на герметичность контакт ее с цементным кольцом ухудшается. Все это косвенно указывает на то, что значения радиальной деформации наружной поверхности об­садной колонны и внутренней поверхности цементной оболочки могут быть не равны. При расчете колонн внешнюю нагрузку рассчитывают по давлению упругой цементной оболочки. Критическое внешнее давление для труб определяют для случая, когда колонна на­ходится в жидкой среде. Очевидно, что при расчете критичес­кого давления и внешней нагрузки необходимо использовать одну и ту же схему крепления скважин. 198

	Задача об устойчивости трубы под воздействием равномерно­го давления со стороны упругого тела решена М.Я. Леоновым и В.В. Панасюком. В результате решения такой задачи выявлено, что устойчивость труб в указанных условиях велика, что в ре­альных скважинах в зацементированной зоне смятия обсадных труб не должно происходить. На основании изучения промысловых материалов по крепле­нию скважин в различных геологических условиях и результа­тов исследования прочности труб Л.Б. Измайловым был сделан вывод о том, что нет необходимости рассчитывать обсадные ко­лонны на сопротивляемость смятию при создании на них давле­ния цементным кольцом. Отмечено, что проведение научно-исследовательских работ с целью уточнения расчетного давле­ния твердого цементного кольца на обсадную колонну в сква­жине нецелесообразно, так как наибольшую опасность для труб представляет давление флюида, содержащегося в пласте. В этой работе рассмотрены различные условия крепления сква­жин и схемы расчета обсадных колонн на сопротивляемость смятию. Наиболее общей является следующая расчетная схема. Обсадная колонна окружена цементным кольцом и горными породами. Жидкость, насыщающая пласт, проникает по порам цементного камня и оказывает непосредственное давление на обсадную трубу. При креплении горизонтов с АВПД жидкость или газ из это­го пласта поднимаются по цементному кольцу и оказывают дав­ление на обсадные трубы, расположенные на значительном удалении от пласта до места герметизации затрубного прост­ранства. Исходя из такого представления о взаимодействии обсадной колонны, цементного кольца, горных пород и насы­щающих их флюидов, Л.Б. Измайловым и специалистами ВНИИБТ были разработаны методики определения расчетных внешних давлений на обсадные колонны. Методика ВНИИБТ. Расчетное наружное давление на ко­лонну определяют с учетом пластовых давлений высоконапор­ных горизонтов. Сразу после продавки тампонажного раствора наружным давлением для обсадной колонны является: а) давление составного столба бурового и тампонажного рас­творов при г > h (z — глубина, для которой определяют давле­ние)
	p                        g;                                                    (3.29) б) давление столба бурового раствора при z s h = 10-6zPpg;                                                                          (3.30) 199

	в) давление столба тампонажного раствора при h = О ри = 10-62рцё.                                                                              (3.31) В интервале подъема тампонажного раствора после ОЗЦ на­ружное давление для обсадной колонны определяется по сле­дующим формулам: а) при z> Ln pK = zm;                                                                              (3.32) б) при h<z<Ln
			(
		Lu(z-h)m + (Ln -z)\hppg-           \
	p»---------------4-------e-^-L,                                (з.зз) Ln-h где Ln - глубина залегания высоконапорного горизонта; т - мо­дуль градиента пластового давления; тр - статическое напря­жение сдвига бурового раствора; Dc — диаметр скважины; D — наружный диаметр обсадной колонны. При спуске колонн секциями и при двухступенчатом цемен­тировании наружное давление определяется так же, как для колонн, спускаемых и цементируемых в один прием; в) при цементировании колонны до устья (h = 0) наружное давление для колонны определяют по формуле (3.32); г) для случая, когда газ в затрубном пространстве заполнил объем в интервале 12 от газоносного пласта до непроницаемой перемычки, а возможность его фильтрации в пласты в данном интервале отсутствует, наружное давление рассчитывают по формуле Ч^)                                 (з-34)
	где Рпх — пластовое давление высоконапорного горизонта; рг — плотность воздуха при атмосферном давлении и температуре; р — относительная плотность газа по воздуху; zt — расстояние, отсчитываемое от газоносного пласта к вышележащей пере­мычке; t — температура пласта. В интервалах залегания карналлита, а также высокотемпе­ратурных (при t > 80 °С) солевых толщ, представленных гали-том, значение наружного давления для обсадной колонны оп­ределяют по формуле (3.35)
	где рп - плотность горных пород. 200

	Если соленосные толщи представлены галитом и пластовая температура меньше 80 °С, то наружное давление рассчитыва­ют по формуле ря--£>-грпд,                                                             (3.36) i
	где ц0 - коэффициент Пуассона для горных пород; рп - плот­ность породы. Для предотвращения образования больших каверн вскрытие соленосных отложений и бурение нижележащих интервалов необходимо производить с использованием растворов, насы­щенных соответствующими солями. Для улучшения условий нагружения обсадной колонны ка­верны заполняют тампонажным раствором. Соленосные толщи рекомендуется перекрывать двумя и бо­лее обсадными колоннами с заполнением межтрубного кольце­вого пространства тампонажным раствором. Выше интервала цементирования наружное давление на обсадную колонну со­здается столбом бурового раствора. Для структурообразующих жидкостей это давление определяется при г s h по формуле ^A}                           <3-37)
	(тр определяют экспериментально). В случае если значение /?н, определенное по формуле (3.37), меньше найденного по формуле (3.32), расчет ведут по формуле (3.32). В зоне перфорации за наружное давление принимают плас­товое. При отсутствии данных о значении пластового давления в зоне цементирования давление для разведочных скважин опре­деляют по столбу бурового раствора: рн = (0,9(M),95)zppg.                                                          (3.38) Методика а .А. Измайлова. Внешнюю нагрузку на колонну определяют с учетом АВПД и давления гидроразрыва (поглощения) пород. В общем случае, когда обсадная колонна герметизирована на некоторой глубине h' (рис. 3.14), при миграции по межколон­ному пространству жидкость, газ или газожидкостная смесь высоконапорного горизонта будут оказывать давление на ко­лонну в интервале от Lra до Ь!. При заполнении затрубного пространства пластовой жидкос­тью или газом противодавление на этот пласт создается столбом 201

			Рис. 3.14. Схема крепления скважины
	флюида и давлением, возникающим над этим столбом. При от­сутствии фильтрации этого флюида в окружающие пласты дав­ление в затрубном пространстве на глубине hx определяют так: при насыщении высоконапорного горизонта жидкостью (3.39)
	где рф — плотность флюида; рк — в мегапаскалях; при насыщении высоконапорного горизонта газом
	рн = Рпл 1-27,3	(!_„,-h')prpg (273+t)	(3.40)
	В разрезе, перекрываемом проектируемой колонной, выше высоконапорного горизонта могут залегать отложения, склон­ные к гидроразрыву или поглощению флюида при росте давле­ния в затрубном пространстве до некоторого значения. Давле­ние гидроразрыва (поглощения) /?гр пластов определяют на ос­нове данных проводки скважин на месторождении. При отсут­ствии таких данных давление гидроразрыва можно рассчитать по формуле Ртр = 0,0832 + 0,66Ртш.                                                                (3.41) Определяют максимально возможное давление ргшк высоко-202

	напорного горизонта на глубине hx при насыщении затрубного пространства нефтью или газом по формулам (3.39) и (3.40). При этом вместо К подставляют значение hx • Если р^^ > р^, то жидкость из затрубного пространства будет поступать в погло­щающий горизонт, а давление в затрубном пространстве на глу­бине hx можно принимать равным />гр. В случае р^ < р^ давле­ние в затрубном пространстве на глубине hx будет равно ртах. Исходя из такой предпосылки, давление на обсадную колон­ну определяют для случая, когда выше высоконапорного гори­зонта залегает поглощающий пласт и тампонажный раствор не поднят в башмак предыдущей колонны, а затрубное простран­ство герметизировано на глубине h' (см. рис. 3.14). При этом возможны два варианта. 1.  Значение р^ >£>тах. Тогда наружное давление на колонну определяют по следующим формулам: а) в интервале от L до Lra А=рп, + (2-ьп^рФг;                                                         (3.42) б) в интервале от Lra до h рн=рпл-(Ьпл-2)рфё,                                                          (3.43) где h — расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора; в) в интервале от h' до h Рн=Рпл-(ЬШ1-й)Рф^-(й-2)рф^.                                        (3.44) 2.  Значение р^ < р^^. Тогда наружное давление на колонну определяют так: а) в интервале от L до Lra по формуле (3.42); б) на глубине Lra А=Рп,;                                                                             (3.45) в) на глубине hx A=Ap5                                                                             (3.46) г) в интервале от hx до h pK=pIV-(h1-z)p<i,g;                                                           (3.47) д) в интервале от h до h' ps=pIV-(h1-h)p^g-(h-2)ppg.                                     (3.48) Используя приведенные расчетные формулы, практически можно подсчитать наружные давления на обсадную колонну при любых схемах крепления скважин. 203

	Из приведенных формул видно, что в частном случае, когда в разрезе, перекрываемом колонной, отсутствуют высокона­порные горизонты, а пластовые давления равны гидростатиче­ским, наружное давление на колонну также будет равно гидро­статическому давлению существующего столба воды. При от­сутствии поступления жидкости и газа из окружающих пород внешняя нагрузка на колонну будет определяться поровым давлением цементного камня. Скважина представляет собой сложное гидротехническое сооружение, рассчитанное на длительный срок работы, а абсо­лютно сухих пород нет, поэтому, по-видимому, нецелесообраз­но расчетное давление принимать ниже гидростатического. При надежной изоляции затрубного пространства в башмаке преды­дущей колонны, отсутствии притока через нее и подъеме там-понажного раствора до устья отпадает необходимость расчета проектируемой колонны в интервале от 0 до ft' на сопротивляе­мость смятию. Определение внутреннего давления. После цементирования обсадных колонн внутреннее давление ря в любом сечении опре­деляется по формуле p» = zpog+py,                                                                     (3.49) где/?у — давление на устье скважины в конце закачки продавоч-ной жидкости в процессе испытания на герметичность, при ос­воении и эксплуатации. Внутреннее давление в скважине из условия аварийного фонтанирования вскрываемых пластов из-под проектируемой колонны рассчитывают так: рв = гр^+р0,                                                                     (3.50) где/?0 - давление на устье при аварийном фонтанировании. Давление опрессовки обсадной колонны
	роп,= 1,2 (pm~L^g).                                                         (3.51) Давление на устье py=pm-L^g.                                                           (3.52) Расчетную внешнюю нагрузку определяют как разность между наружным и внутренним давлениями: РР = ас(ри-рв),                                                                   (3.53) где ас - коэффициент запаса прочности при расчете колонн на смятие. Определение сопротивляемости труб смятию. Критическое 204

	давление для трубы, при котором наибольшее напряжение до­стигает предела текучести металла, согласно данным Г.А. Сар-кисова, определяется по формуле
	Зе				^
			Зе		(3.54)
	aT+Ekip	{ 2p8feminJ
	где kmin = bmin/D;k0 = bo/D; k0 =bo/D; 5^ - минимальная толщи­на стенки, принимаемая равной 0,8756; 6 — номинальная тол­щина стенки трубы; 50 — средняя толщина стенки, принимае­мая равной 0,9056; D — наружный диаметр обсадной трубы; ат — предел текучести материала трубы; Е — модуль упругости ма­териала трубы; р — разностенность труб, принимаемая равной 1,034; г - овальность обсадной трубы. Значения ркр, подсчитанные по формуле (3.54) при указан­ных значениях 6min и 60, приведены в справочниках. На основе данных аналитических и экспериментальных ра­бот Т.Е. Еременко предложил формулу для расчета значения сминающего давления для обсадных труб:
	ре-1,ЩА--				(3.55)
	где
	А = a + Ek2	(1 -		)+— (1-2р+; 2k
	В = 4Ek2o, (1 -		+ 2ХР8);
	k = 0,9316/Z); h - глубина пластического слоя, м; р - коэф­фициент пластичности, р = h/b; "к = 0,95 — относительное уменьшение модуля упругости при переходе в пластичную об­ласть. Для облегчения подсчета значения Р рекомендуются эмпи­рические формулы: при ks. 0,055
	Ek				(3.56) 205

	при k > 0,055 P = 5(fe + e)-^^-----^^— + 0,23.                                    (3.57) Ek 0,laT+130 Если вычисленные по формулам (3.56) и (3.57) значения по­лучаются с отрицательным знаком, то значение Р принимают равным нулю. Сминающие давления, рассчитанные по формуле (3.58), приведены в справочниках. На основе экспериментальных работ, выполненных во ВНИИБТ, АзНИИбурнефти и б. ВНИИКРнефти, предложены эмпирические формулы для расчета минимальных значений сминающих давлений: для труб из стали групп прочности С и Д pc = 0,9aT(2,5fc-0,047);                                                    (3.58) для труб из стали групп прочности К и Е pc = 0,9aT(2,37fc-0,038).                                                   (3.59) Трубы с k = 0,02+0,06 проверяют на устойчивость формы по формуле
	рс 0,8, 1-ц2 где k — отношение номинальной толщины стенки трубы к ее на­ружному давлению. Расчет сминающего давления с учетом двухосного нагруже-ния. Рассмотрим две методики расчета: Т.Е. Еременко и ВНИИБТ. Методика \ .О. Еременко. Допустимая глубина спуска пер­вой секции труб н Ре/ае-нря^
	Рр-Рн Если в колонне отсутствует жидкость, то допустимую глу­бину спуска первой секции труб над цементным кольцом опре­деляют по формуле Нп=рс/(асрр).                                                                     (3.62) В дальнейшем расчет на смятие производят с учетом двухос­ного нагружения: 206

	100-	Q2 +... + <?n_2 + Я n_ign_A -
	Н=-	Ю(рк-рк)ас	(3.63)
	где Нп — допустимая глубина спуска обсадных труб с данной толщиной стенки, м; Нп_х - допустимая глубина спуска обсад­ных труб предыдущей секции, м; Q1; Q2, Qn_2 - вес нижележа­щих секций труб, т; qn_x - вес 1 м трубы предыдущей секции труб, т; гп — коэффициент, учитывающий снижение сминающе­го давления от растягивающей нагрузки 1 т для труб с толщи­ной стенки 5, мм. Коэффициент гп определяют по формуле zn = b/(bxDv),                                                                        (3.64) где D — номинальный диаметр трубы. При k < 0,06 имеем Ъ = 85,7, х = 2,6 и у = 2,3; при к > 0,06 имеем Ъ = 676,7, х = 2,4 и у = 3,2. Значения гп, вычисленные для обсадных труб диаметром 127, 140, 146 и 168 мм, приведены в табл. 3.5. Коэффициент zn указан для Q = 1 т. Значения г для труб из сталей различных групп прочности определяют по формуле (пример для группы прочности Е)
	Таблица 3.5
	Параметры обсад­ной трубы, см Значение ?„ для труб из сталей групп прочности Параметры обсад­ной трубы, см Значение ?„ для труб из сталей групп прочности диаметр D толщина стенки 6 Д Е диаметр D толщина стенки 6 Д Е 12,7 14,0 0,6 0,7 0,8 0,9 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 0,9695 0,6266 0,3393 0,2559 0,7749 0,5009 0,3539 0,1874 0,1454 0,1157 0,7979 0,4917 0,2562 0,1886 0,6560 0,4052 0,2745 0,1409 0,1070 0,0835 14,6 16,8 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 0,682 0,457 0,323 0,165 0,128 0,102 0,083 0,492 0,330 0,233 0,171 0,081 0,065 0,053 0,043 0,036 0,571 0,367 0,252 0,125 0,095 0,074 0,059 0,434 0,278 0,189 0,134 0,062 0,048 0,039 0,031 0,026
	207

	<3-65»
	При отсутствии в колонне жидкости, т.е. при рн = 0, из фор­мулы (3.63) получают н _ ЮР - (Qi + Q2 + — + Qn-2 + Hn_xqn_x )zn                                                ,
	10pKa
	Методика ВНИИБТ. Сминающее давление для труб при одновременном действии осевой растягивающей и сминающей нагрузок находят по формуле
	Рс=Рс	1-3	T -0,	(3.67)
	где /?с - сминающее давление для труб при осевой растягиваю­щей нагрузке, равной нулю; N - осевая растягивающая нагруз­ка; F - площадь поперечного сечения тела трубы. Подбор обсадных труб производят из условиярр s pc, где рр — расчетное наружное давление, определяемое как разность Р„ ~ Ps- Расчет обсадных колонн на растяжение. Осевые растягива­ющие нагрузки определяют по формуле
	(3.68)
	где qt - масса 1 м труб секции колонны; lt - длина секции колон­ны. Расчетная осевая нагрузка Qp = Qnp,                                                                             (3.69) где пр — коэффициент запаса прочности на растяжение. Страгивающую нагрузку для обсадных колонн рассчитыва­ют по формуле Ф.И. Яковлева
	Рстр
	^
	где Dc - средний диаметр резьбы по первой полной нитке, см; Ь — толщина стенки трубы по впадине той же нитки, см; I — дли-
	208

	на нарезанной части трубы, см; ф — угол между опорной по­верхностью резьбы и осью трубы; 0 — угол трения. Наиболее опасные участки обсадных колонн — резьбовые со­единения, из условия прочности которых рассчитывают допус­тимые осевые нагрузки. При применении сварных соединений обсадных труб допус­тимые осевые нагрузки определяют исходя из условия прочно­сти шва и тела трубы с учетом длины проточки под хомут. Во всех случаях рстр a Qp. Расчет обсадных колонн на внутреннее давление. Избыточ­ное внутреннее давление определяют по формуле PJ=P»-P»-                                                                      (3.71) Критическое внутреннее давление для труб рассчитывают по формуле Барлоу
	_ Рк.ъ	2D2
	где D, d — наружный и внутренний диаметры трубы соответст­венно. При подборе труб необходимо исходить из условия рр' s s pK.B/aB, где ав — коэффициент запаса прочности на внутреннее давление. 3.3.2. РАСЧЕТ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ КОЛОНН В настоящее время отсутствуют надежные методы прогно­зирования износа промежуточных обсадных колонн в различ­ных геологических условиях. В некоторых районах для расчета промежуточных колонн используют формулы АзНИИ. Величину радиального износа обсадных труб определяют исходя из объема проведенной работы:
	при турбинном бурении Г              /            \                                                       1 bT=——\s + H0\ — -l\+nd —- + —-(Н2 -Нх) L                       (3.74) XI                \Н }            g-Ji ch где с - число рейсов инструмента; h - длина бурильного замка, м; k — поперечный коэффициент, принимают k = 1,1+1,2; 209

	, тт         ч Но - Нл С +1                                               г                      -                           1 s = (H1 -z)h—-----------— средняя длина бурильной колонны (на с            с устье z = 0; для забоя г = Н^); Но - длина УБТ; d - диаметр зам­ка, м; п — частота вращения ротора, об/мин; t — время бурения, мин; Нх, Н2 — соответственно начальная и конечная глубина бу­рения из-под колонны, м; к — условный удельный путь трения, м/мм; I — средняя длина бурильной трубы, м; gt — число труб в одной свече. Условный удельный путь трения рассчитывают на основе данных бурения скважин в каждом конкретном районе. Изме­ряют путь трения в скважине, в которой произошло сквозное протирание промежуточной колонны. Отношение пути трения к толщине стенки протертой трубы определяет значение к. Эту величину к принимают для определения радиального износа обсадных колонн в скважинах, бурящихся в данном районе. Ис­следования показывают, что износ обсадных колонн зависит от многих факторов. Величина его по всей длине обсадной колонны изменяется. В наибольшей степени изнашиваются обсадные трубы, установленные в интервале ствола со значительной ин­тенсивностью пространственного искривления. Поэтому, если принять величину к постоянной для всей обсадной колонны, это приведет к завышению значения радиального износа. В связи с этим была сделана попытка определить к статисти­ческим методом. На основе статистического анализа материалов по месторождениям Дагестана, Чечни и Ингушетии получена зависимость условного удельного пути трения к от интенсивно­сти пространственного искривления ствола р. Полученная для указанных районов зависимость (рис. 3.15) выражается формулой
	к = 21 800/р1-595.	(3.75) По-видимому, анало­гично можно получить за­висимость к от р и для дру­гих районов. Расчет радиального из­носа обсадных колонн с учетом пространственного искривления скважины Рис. 3.15. Зависимость условного удельного пути трения X от ин­тенсивности пространственного искривления р
	, градус/10 м
	40 X, тыс.м/мм
	210

	следует производить поинтервально при р > 0,4 градус/10 м. Для каждого интервала износ колонн определяют по наиболь­шему значению Р; впредь до уточнения их принимают равными от г1 —125 м до г1 +125 м (здесь г1 — глубины с наибольшими зна­чениями Р). Пример расчета. Определить значения интенсивности пространственного искривления Р и условного удельного пути трения X. Вначале найдем интенсивность пространственного искривления Р по номограмме (рис. 3.16). Предположим, что в интервале средний угол наклона участ­ка аср = 4°, изменение углов наклона в пределах участка Аа = 1°, изменение азимута в пределах участка Аф =10°. По шкале "Изменение азимута скважины" находим Аф = 10°, затем поднимаемся вверх до значения аср = 4°. Следующий этап — переход на шкалу "Изменение общего угла наклона". До­ходим до кривой Аа = 1°, спускаемся до пересечения с величи­ной интервала, на котором определяемая интенсивность прост­ранственного искривления на 10 м, и на пересечении этих двух прямых ищем ближайшую кривую р. В нашем случае Р = 1,4. По графику (см. рис. 3.15) определяем значение X = 11,5 тыс. м/мм. Аналогично находим условный удельный путь трения и для других интервалов. По значению радиального износа обсадных труб определяют сминающее давление для промежуточных колонн и заданный период бурения скважины, используя формулу А),                                                                     (3.76)
	где
	-0,5ft')-	E(k0-0,5k'f
						Г	Зе' \
				Зе' \	-4E(ko-O,5k')Bat
	aI+£(*b-0,5ft'
	Т+;
	„,_ e + k' . , _ 0,9056. l-0,5fe' ^ D		Зе'	_ 0,8756 и,_ 6рили6т ■—Б~'------Ъ ' 4 + За'
	211

	Изменение общего угла наклона, градус а 0 0,5 1 2 3 4 5 6 810 20 30 40 90 О
	90L J ■ ■ t J V *' „ ? Г J T S. p^" p? a ■ S ■ f s ^ ■ J -\ У > Sf * 5,- ,** 22 J 1 / i 1 I 2 р', (> p^" n' B' > / H у = "; = V - ? 'л 4 .... ' '' et if [j - it' f|-fe /f s 1 " p^^ / ;J / / л \\ I- ','2 «^ rR , «■ <* //j _ 4 1 1/ 1 <' ' ( ■У -• р > 12 / /tf till, '' * * V jik ■ ф II Ш'!! '' '^ J. j * | ■ I' ' ^ 'lit p>e А Г \ T (/И i j; 'i'' 2 pf** 11 . 7 11' 2 ///: 1 s Ж!; !' i "* *•* l 11 1 i II ■' :-Л/- f'- 1 т и z 23: 121,9 /0 70 J0 40 50 80 /00 180 \ Изменение азимута скважины, \ градус ■ s Я ...«.__ [ ? для определения интен-j- §, снвности пространстве н-■ | ного искривления (по ■ | А. Лубинскому) ?! * t 91,4 61,0 30,5 24,0 ■ 12,2 9,1 5,1 3,0 i 1,2 / 7 ft Ф ^ ^ ~ * Й у Z л £ t Ф £ t v [ 7 ?( / 4 * у с / ^/ tS » _ R 1 2 *& I" \ 1 i p? / / А ~? /* 1 It j

	5 — толщина стенки трубы, мм; Е — модуль упругости материала трубы; ат — предел текучести материала трубы; k0 — отношение средней толщины стенки к диаметру трубы; k' — отношение максимального радиального износа к диаметру трубы; kmin — отношение минимальной толщины стенки к диаметру трубы; е — коэффициент овальности неизношенной трубы. При£>>219мме = 0,02; при D <; 219 мм е = 0,01. Значение ркр можно определить из номограммы (рис. 3.17). На этой номо­грамме г\ — коэффициент снижения сминающего давления, Xj — коэффициент износа. Рассмотрим на примере, как пользоваться номограммой рас­чета изношенных обсадных колонн на смятие (см. рис. 3.17). Имеется колонна диаметром 219 мм с толщиной стенки 5 = = 11 мм из стали группы прочности Л. Труба изношена буриль­ным замком на глубину 3 мм. Для этой трубы (неизношенной) по существующим таблицам значение сминающего давления составляет 30,5 МПа. Находим на шкале "Диаметр обсадных труб" значение 219 мм, поднимается вверх до 6 = 11 мм, затем по горизонталь­ной линии проходим до кривой, соответствующей k = b/D = = 0,05. Переходим на шкалу "Радиальный износ". Находим 5 = = 3,0 мм, по прямой поднимаемся до кривой 5=11 мм, прово­дим вертикальную линию до пересечения с уже найденной кри­вой k = 0,057. От точки пересечения ведем горизонтальную прямую до кривой 30,5 МПа, соответствующей давлению смятия неизно­шенной трубы. Затем из точки пересечения горизонтальной прямой и кривой 30,5 МПа ведем прямую вертикально вниз и находим на шкале значение давления смятия изношенной тру­бы, которое в нашем случае равно 18 МПа. При необходимости с помощью номограммы можно решить обратную задачу. Страгивающую нагрузку для неизношенных обсадных ко­лонн рассчитывают по формуле (3.70). Для незацементированной части промежуточной колонны, находящейся под действием осевой растягивающей нагрузки, страгивающую нагрузку определяют с учетом износа обсадных труб бурильным инструментом по формуле
	где 213

	90 SO 70 60 SO 40 30 20 10 X Давление смятия изношенной яшубы, МПа		140 17» 219 24S 273 299 340 11 Диаметр обсадных труб, мм
			Рис. 3.17. Зависимость коэффициента спиваю­щего давления ij от ко-эффшдо».»»»*,

	Рис. 3.18. Зависимость коэффи­циента снижения страгивающей нагрузки г|' от коэффициента X,		I *стр/*стр
	А = -
	l-Pto	(1-Рю8)(1-рю)-1брюу2
	D 1 + со о d              e' в=——^ Р=тг' v=—; ©-
	e'=o,5(Smax-Smin+S'); *'-£;
	Do — средний диаметр резьбы по первой полной нитке; Ь — тол­щина стенки трубы по впадине той же нитки; I — длина нарезан­ной части трубы; d — внутренний диаметр трубы; Ьтях, bmin — максимальная и минимальная толщина стенки трубы; 5' — ради­альный износ трубы; ф — угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы; 0 — угол трения. Для практических расчетов рекомендуется пользоваться графической зависимостью коэффициента снижения страгива­ющих нагрузок ti' от коэффициента износа труб Хх (рис. 3.18). Здесь Хх — отношение радиального износа к номинальной тол­щине колонны. 3.3.3. РАСЧЕТ НАТЯЖЕНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН При оборудовании устья скважины выполняют натяжение незацементированнои части обсадной колонны для защиты ее от повреждений в результате возникновения дополнительных на­пряжений. Натяжение обсадных колонн не производят в случае установки компенсаторов деформации. При проектировании обсадных колонн для скважин, в кото-
	215

	рых неизвестны ожидаемые температуры и давления, величи­ну натяжения определяют по формуле Qn = QHQns[PCTp],                                                             (3.78) где Qn - усилие натяжения; Q - вес свободной (незаце-ментированной) части колонны; [Рстр] - допустимая страгива­ющая нагрузка для резьбового соединения. Натяжение колонн Qn, которые в процессе эксплуатации подвергаются нагреву (или охлаждению) и воздействию внут­реннего давления, находят из условий
	P2+Pa,                                                            (3.79) где Q — вес свободной (незацементированной) части колонны; Р1 - термическая нагрузка; Р2 - нагрузка от внутреннего избы­точного давления РУ; Ра — нагрузка от гидростатического дав­ления. Большее значение Qn принимают за усилие натяжения. Усилие Pt, возникающее в колонне в результате нагрева (охлаждения) находят по формуле Pi=aEFAt,                                                                  (3.80) где a - коэффициент линейного расширения материала труб; Е - модуль упругости материала труб; At - средняя температу­ра нагрева (или охлаждения) колонны. Приближенное значение средней температуры нагрева (или охлаждения) может быть определено из зависимости
	где tj, t2 — температура колонны до эксплуатации соответствен­но на устье и у верха цементного кольца (обычно принимаются по геотермическому градиенту); £8, £4 — температура жидкости в колонне соответственно на тех же глубинах. В случае охлаждения At имеет отрицательное значение. Среднюю площадь сечения колонны определяют как средне­взвешенную по длине колонны величину ...^                                                                  (3.82)
	где lx,l2- длина секций обсадной колонны; Fx, F2 - площадь сечения труб в секциях. Величины Р2 и Ра определяют по формулам 216

	Pa=fgL(D*p3-d2pK), где ц - коэффициент Пуассона; d, D - соответственно внутрен­ний и наружный диаметр колонны; р3, рк — плотность жидкости соответственно за колонной и внутри нее. После натяжения колонны должны соблюдаться условия (3.83) где Qo — вес колонны от устья до рассматриваемого сечения. Для соединений, расположенных возле устья скважины, условия прочности следующие:
	3.3.4. ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН В РАЙОНАХ МНОГОЛЕТНЕЙ МЕРЗЛОТЫ В районах многолетнемерзлых горных пород к конструкци­ям скважин предъявляют дополнительные требования: 1)  толщина мерзлых пород должна перекрываться полно­стью; 2) глубина спуска кондуктора должна исключать гидравли­ческий разрыв пластов, лежащих выше башмака, при дости­жении в стволе скважины давления, равного пластовому; 3)   для успешной проводки скважины после перекрытия мерзлых пород и последующей эксплуатации тепловое воздей­ствие ее на породы с отрицательной температурой необходимо свести к минимуму; 4)  необходимо оценить величины сминающих нагрузок и проверить прочность конструкции в целом при цикличном рас­теплении и смерзании многолетнемерзлых пород, связанном с вынужденными остановками эксплуатирующихся скважин. Рассмотрим последовательно особенности расчета конструк­ций скважин в многолетнемерзлых породах с учетом указан­ных выше требований. От состояния конструкции в целом в ус­ловиях многолетнемерзлых пород зависит безаварийная работа эксплуатационной колонны. 217

	Расчет глубины спуска кондуктора в многолетнемерзлых породах. Если принять давление газа у башмака кондуктора равным пластовому, то глубина его спуска Н определяется из соотношения H=pjh,                                                                 (3.85) где/?н - давление на глубине Н; k - градиент давления разрыва пласта, k = 0,02 МПа/м. Предложенное ВНИИГАЗом значение градиента разрыва пласта является ориентировочным и требует уточнения для каждого месторождения. В условиях Крайнего Севера техноло­гически грамотно перекрывать кондуктором толщу мерзлых пород с установкой башмака в талых породах. При этом воз­можны два случая определения глубины спуска кондуктора. 1.  Если возможность растепления мерзлых пород и связан­ное с этим нарушение сцепления цементного камня с породами исключены, то вопрос о глубине спуска кондуктора решается на основе соотношения (3.85). 2.  В случае возможного растепления мерзлых пород в ре­зультате теплового воздействия и нарушения контакта цемент­ного камня с породой вопрос о выборе глубины спуска кондук­тора решается иначе. Если принять, что сопротивление давлению пластового флюида в контактной зоне цементный камень — растепленная порода отсутствует, то часть кондуктора, установленная в талых породах, должна предотвращать возникновение разрыва пластов. Определим максимальную глубину спуска кондуктора в та­лых породах, которая в сумме с противодавлением жидкости, находящейся в зоне растепленного контакта, исключит воз­можность возникновения открытого фонтана и (или) просадки всей конструкции. Давление горной породы ртп должно быть больше или равно пластовому р^: PT.n=Pi+P2=hgp+p2; (3.86)
	где h — мощность мерзлых пород; р — плотность пульпы, нахо­дящейся в жидком состоянии, принимается р = 1,5-108 кг/м8. Из выражения (3.86) видно, что основная доля давления приходится на часть кондуктора, зацементированную в талых породах. При мощности мерзлых пород 300 м и ожидаемом дав- 218

	лении 12 МПа значение/?2 = 7,5 МПа. Следовательно, для пре­дотвращения гидравлического разрыва пластов кондуктор должен быть спущен на глубину 375 м. Оценка размеров зон растепления многолетнемерзлых пород при бурении и эксплуатации скважин. При бурении скважин промывочная жидкость с температурой выше О °С рас­тапливает лед — цемент мерзлой породы. В результате в интер­валах мерзлых пород, сложенных рыхлыми разностями, сце­ментированными льдом, образуются каверны. Наличие этих каверн значительно усложняет процесс цементирования кон­дукторов. При эксплуатации скважин тепловое воздействие на мерз­лые породы становится крайне интенсивным. Лед, превраща­ясь в воду, занимает меньший объем, и образуются каверны. Порода теряет свою несущую способность, возникают явления оползней. Учитывая разность температур и длительность работы скважины, можно уверенно предсказать нарушение термоди­намического равновесия в многолетнемерзлых породах, в ре­зультате чего возможны посткриогенные явления вокруг ство­ла скважины и образование вокруг кондуктора очень больших каверн (кратеров) с проседанием устьевой обвязки и нарушени­ем труб кондуктора. Для приближенных расчетов величины протаивания стенок скважины при бурении в многолетнемерзлых горных породах в качестве исходной предлагается зависимость Qota, = 0,785(7! - T2)CTpTrfW,                                           (3.87) где Qogn, - общее количество переданной энергии теплоносите­лем Тг, Т2 — соответственно температура входящего и выходя­щего из скважины теплоносителя, °С; Ст — теплоемкость тепло­носителя; рт— плотность теплоносителя, кг/м8; d — внутренний диаметр бурильных труб, м; wT - средняя скорость потока теп­лоносителя в трубах; t — время воздействия теплоносителя на мерзлые породы в процессе бурения. Объем оттаявших пород Уо6щ = Q^/(Q* + QB + QCK),                                                      (3.88) где QJI = Улрло — количество энергии, затрачиваемой на расплавление льда в 1 м8 мерзлых пород; QB = УвРвСвТср - коли­чество энергии, затраченной на нагревание воды, образовав­шейся от расплавления льда, содержащегося в 1 м8 мерзлых пород, до температуры теплоносителя; QCK = ^7скРскСск(Гср - Тп) -количество энергии, затраченной на нагревание 1 м8 мерзлых 219

	пород до температуры теплоносителя; Ул — объем льда в 1 м8 мерзлых пород; рл — плотность льда; а — теплота нагревания и плавления льда; VB — объем воды, образовавшейся в результате расплавления льда в 1 м8 мерзлых пород; рв — плотность воды; Св - теплоемкость воды; Тср - средняя температура теплоноси­теля, Тср = (7\ + Т2)/2, °С; VCK - объем скелета породы; рж -усредненная плотность скелета породы; Сск - усредненная теп­лоемкость пород; Тп - средняя отрицательная температура по­род, °С. Объем растаявших и разрушенных пород можно также вы­разить формулой щ ^,                                                                     (3.89) где -R — радиус скважины по долоту плюс растепленные и осы­павшиеся стенки скважины, м; Н — глубина скважины, м. Тогда
	Глубину по радиусу растепленных и разрушенных пород можно определить так: ДД = Д-(1)д/2),                                                                  (3.90) где -Од — диаметр долота, которым производят бурение. Выполнив соответствующие подстановки, получим
	AR=                   0,785(Ti-T2)CTd2pTtwT__________j\ 1(^УСТ УСТТ)С]Н 2 "
	Анализ формулы (3.91) показывает, что глубина протаива-ния увеличивается (при постоянстве всех прочих параметров) с ростом перепада температур, скорости потока промывочной жидкости, продолжительности бурения и с уменьшением диа­метра долота. Интересны результаты экспериментальных и аналитичес­ких исследований по оценке размеров зоны растепления и воз­действия ее на эксплуатационные скважины месторождения Прадхо-Бей (Аляска). Многолетнемерзлые грунты на этом месторождении преимущественно гранулярные, за исключением верхней зо­ны, где отмечены массивные формы льда. Движущиеся флюи­ды в интервале многолетней мерзлоты имеют температуру 60— 80 °С. 220

	305 м
	508 мм
	340 мм
	б Осевое напряжение в обсадных трубах, МПа Растяжение               Сжатие 140 70 0 70 140		\
			Радиальное расстояние от обсадной колонны, м 152,5                305
	305
	610
	915
	Рис. 3.19. Аналитический прогноз оседания и отпора грунта для эксплуата­ционной скважины, защищенной изоляцией до глубины 230 м: I — мерзлый грунт; II — оттаявший грунт, постоянный градиент 800 кг/м3; 1 — бокового движения нет; 2 — массовый градиент изменяется от 0,8 г/см 3 до 0; 3 — вертикального движения нет

	На рис. 3.19, а представлены граничные условия, использо­ванные при прогнозировании оседания грунта и нагрузок на колонны для случая эксплуатационной скважины, прорабо­тавшей 20 лет. Крепление зоны мерзлых пород осуществлено двумя обсад­ными колоннами — диаметрами 508 и 340 мм, спущенными со­ответственно до глубины 229 и 717 м. Цемент за этими колон­нами поднят до устья. Эксплуатационная колонна составлена из труб диаметром 178 мм с 63-мм изоляцией из полиуретановой пены в интервале 0-230 м. Зона оттаявшего за 20 лет грунта представлена в виде ци­линдра диаметром 30 м и основанием на глубине 152 м. Расчеты показали, что верхняя часть разреза до глубины 152 м при имеющейся изоляции будет сохраняться в заморо­женном состоянии. В результате разрушения структуры мерзлоты в зоне оттаи­вания диаметром 30 м действуют массовые силы, характеризу­ющиеся до глубины 550 м постоянным градиентом давления. С увеличением глубины до 610 м массовые силы линейно умень­шаются до нуля. Считают, что между грунтом, цементом и ко­лонной существует контакт. Результирующие осевые напряжения в обсадных трубах и смещение талого грунта показаны соответственно на рис. 3.19,6 и в. В трубах верхней части колонны развиваются растягиваю­щие напряжения, достигающие 176 МПа на глубине 230— 240 м, а в нижней части — напряжения сжатия, составляющие у подошвы вечной мерзлоты 105 МПа. Распространение 63-мм изоляции до подошвы вечной мерзлоты ведет к уменьшению радиуса оттаявшей зоны и снижению напряжений в обсадных трубах. В этом случае максимальное растягивающее напряже­ние на глубине 366 м составит всего 10,5 МПа, а напряжение сжатия — 35 МПа. При отсутствии изоляции зона растепления достигает поверхности земли. На месторождении Прадхо-Бей в скважинах с обычной конструкцией без изоляции лифтовых труб нагрузка достигает 800 кН, а в скважинах с изоляцией — всего около 14 кН. Исследованиями оценены размеры зон растепления много-летнемерзлых пород при различных способах термоизоляции нефтяных и газовых скважин севера Тюменской области. При заполнении кольцевого пространства между кондукто­ром и эксплуатационной колонной дизельным топливом и нали­чии за ним цементного кольца растепление многолетнемерзлых пород за первые 3 мес работы скважины достигает 1 м, а через 222

	год превысит 2 м, что вызовет просадку талого грунта объемом 60—65 м8. При отсутствии теплоизоляции между колоннами и недоподъеме тампонажного раствора за кондуктором до устья растепление пород за первый год работы скважины достигает 4,5 м. Наличие в кольцевом пространстве между колоннами воздуха при атмосферном давлении сокращает линейную плот­ность теплового потока из ствола скважины в окружающие гор­ные породы на 40-50 %. Оценка значений сминающих нагрузок при цикличном растеплении и смерзании многолетнемерзлых пород. Вопро­су смятия обсадных колонн при восстановлении отрицатель­ных температур в околоствольной зоне скважин в районах многолетнемерзлых пород посвящено много исследований. Установлено, что обсадные трубы сминаются в интервалах образования каверн или значительных зазоров между смежными колоннами либо между колонной и стенкой сква­жины. Для оценки значений внешнего давления на обсадные ко­лонны при замерзании жидкостей в ограниченном объеме пред­ложено несколько зависимостей. Все они отличаются структу­рой и выведены с допущениями, однако точность оценки давле­ний для практических расчетов достаточна. Давление на обсадные трубы при замерзании бурового рас­твора в скважине может определяться из выражения
	b&L£l + HeP,                                             (3.92) 2(1-Ц2) где/Jj - внешнее давление на колонну; ц2 - коэффициент Пуас­сона; Е2 - модуль упругости породы; а - коэффициент объемно­го расширения бурового раствора при замерзании; Dx, D2- на­ружный диаметр соответственно обсадной колонны и каверны; Н — глубина; р — плотность породы. Если диаметр кондуктора равен 219 мм, а диаметр каверны на глубине 130 м составляет 600 мм при следующей характери­стике горных пород: Е2 = 1-Ю8 МПа, ц2 = 0,35, р = 2,30 г/см8 и коэффициенте расширения бурового раствора а = 0,061, то рас­четное значение внешнего давления на колонну будет равно 25,57 МПа. Этот результат — минимальное возможное давление, поскольку принято минимальное значение Е2 (Е2 колеблется в пределах 108-104 МПа). Это давление близко к критическому для обсадных труб диаметром 219 мм. Чем выше влажность пород, тем большее давление действует на обсадные трубы. Вода, замерзая в замкнутом объеме, в зави- 223

	симости от температуры среды может создать давления, пре­вышающие 200 МПа. Расчеты показывают, что если разность диаметров скважи­ны и колонны превышает 100 мм, то при замерзании пород вы­сокой влажности (более 20—25 %) и жидкости в кольцевом про­странстве колонна может быть смята. Наибольшую опасность представляют незацементированные каверны, заполненные пресной или слабоминерализованной водой.