3 Общие сведения по конструкции скважин

§ 2. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН >

Скважиной называют вертикальную или наклонную горную вы­работку с круглым поперечным сечением диаметром порядка не­скольких сантиметров и глубиной до нескольких километров. Дно скважины называют забоем, боковую поверхность — стволом, а выход на поверхность — устьем.

При бурении и эксплуатации скважины ее стенки должны быть надежно укреплены для исключения их обвалов. Все пласты, че­рез которые пробурена скважина, должны быть разобщены друг от друга. Для этого в скважину спускают металлические обсадные трубы, а пространство между ними и горной породой заполняют жидким цементным раствором, который, застывая, образует коль­цо цементного камня.

В зоне расположения продуктивного пласта в колонне обсадных труб и цементном камне создают ряд отверстий, соединяющих пласт с внутренней полостью обсадных труб. Полученный после

выполнения всех этих работ вертикальный или наклонный канал, соединяющий продуктивный пласт с трубопроводами, расположен­ными на поверхности земли, и является скважиной.

В зависимости от геологического разреза, способов бурения и вскрытия эксплуатационного пласта, ожидаемого пластового дав­ления и т. д. используют различные конструкции скважин, отлича­ющиеся числом рядов концентрически расположенных обсадных труб различных диаметров, спускаемых на различные глубины. Совокупность колонн обсадных труб различного диаметра и дли­ны, спущенных в скважину, называется конструкцией скважины.

В зависимости от расположения 'и назначения каждого ряда труб различают:

направление — первый ряд труб, спускаемых на глубину до 40 м для предохранения устья скважины от размывания промы­вочной жидкостью и исключения межпластовых перетоков и заг­рязнения верхних водоносных горизонтов в течение всего срока эк­сплуатации скважины;

кондуктор—второй ряд труб с. максимальной глубиной спуска до 500—600 м, предназначенный для обеспечения устойчи­вости стенок скважины в верхнем ее интервале. В процессе буре­ния эта колонна труб препятствует проникновению бурового раст­вора и других технологических жидкостей, используемых при бу­рении скважины, в водоносные горизонты;

технические (или промежуточные) колонны — один или несколько концентрически расположенных рядов труб, спускаемых в скважину в процессе бурения для изоляции водо­носных пластов, нефтяных и газовых горизонтов, зон поглощения , или зон с неустойчивыми, плохо сцементированными породами. В . зависимости от конкретных условий их число и глубина спуска меняются. При благоприятныхусловиях бурения они могут вооб­ще не использоваться.

•' эксплуатационная колонна — последний ряд труб, I спускаемых в скважину. После спуска этой колонны в скважину процесс ее углубления прекращается. В эксплуатационную колон­ну спускают внутрискважинное оборудование для подъема продук­ции пласта на поверхность или закачки в него жидкости или газа. В отдельных случаях подъем или закачку жидкости или газа осу­ществляют с использованием только эксплуатационной колонны.

Техническая и эксплуатационная колонны могут спускаться на всю глубину — от забоя до устья скважины или перекрывать не­обсаженный интервал ствола скважины от забоя до предшествую­щей колонны. Такие колонны называют хвостовиками.

^сли конструкция скважины включает помимо направления и кондуктора только эксплуатационную колонну, то ее называют од­ноколонной, при наличии одной или нескольких промежуточных колонн ее называют соответственно двух- или многоколонной (рис. 1.2).

В настоящее время при бурении скважин в большинстве слу­чаев стремятся ограничиваться эксплуатационной колонной диа-

метром 146 или 168 мм, позволяющими спускать в них оборудова­ние, обеспечивающее при механизированной добыче нефти дебиты порядка 700 мУсут (а при фонтанном способе и выше), а газа — до 500 тыс. мУсут. Спущенные в скважину обсадные колонны цементируют путем закачки цемента в кольцевое пространство между стенками скважины и колонны. После затвердевания це­ментный камень разобщает нефте- и газоносные пласты, исключа­ет перетоки между ними, защищает обсадные трубы от коррелиру­ющего воздействия минерализованных пластовых вод.

У устья скважины все спущенные в нее колонны обвязываются с помощью колонной головки. В дальнейшем на ее верхнем флан­це монтируют оборудование для эксплуатации скважины.

К завершающему этапу бурения относится вскрытие продук­тивного пласта. Способ вскрытия зависит от пластового давления, устойчивости пород продуктивного пласта, его проницаемости и т. п. При вскрытии пласта должны быть приняты меры для предот-

п

вращения открытого фонтани-рования, сохранения природ­ных фильтрационных свойств пласта, исключения попадания в его поры бурового или там-понажного раствора. Техноло­гия вскрытия пласта должна обеспечивать длительную его эксплуатацию и максималь­ный приток нефти и газа в скважину.

Применяемый способ вскры­тия предопределяет форму и размеры отверстий (рис. 1.3), соединяющих внутреннюю по­лость эксплуатационной ко­лонны с продуктивным пла­стом. Для этого используются пулевые, торпедные, кумуля­тивные и гидропескоструйные перфораторы.

Пулевые п е р ф о р а-т о р ы опускают в скважину на специальном электриче­ском кабеле. При подаче элек­трического импульса происхо­дит залп и в радиальном на­правлении выстреливаются пу­

ли диаметром 12,5 мм, которые, пробивая обсадную колонну и це­ментное кольцо, внедряются в продуктивный пласт. В результате образуются каналы, длина которых в зависимости от прочности породы и типа перфоратора составляет 65—150 мм.

Более эффективны торпедные перфораторы, стреляю­щие разрывными снарядами диаметром 22—32 мм замедленного действия, при взрыве которых образуются каверны глубиной до 400—160 мм. Недостатком и тех и других является возможность образования трещин в обсадной колонне и цементном кольце.

При использовании кумулятивных перфораторов от­верстие в колонне, цементном кольце и продуктивном пласте об­разуется за счет прожигания их сфокусированной струёй газов, возникающих при взрыве кумулятивных зарядов и движущихся со скоростью 6000—8000 м/с. При этом давление струи газа на стенку скважины составляет до 30 ГПа. Кумулятивный эффект достигается за счет создания на поверхности заряда выемки осо­бой формы. В породе образуется сужающийся канал глубиной до 350 мм с максимальным диаметром 8—14 мм. К недостаткам этого способа вскрытия относится то, что в процессе перфорации струя газов увлекает за собой жидкость, которой заполнена сква­жина, и под большим давлением внедряет ее в породу пласта. При

этом происходит засорение пор пласта — кольматация, затрудняю­щая в дальнейшем приток нефти в скважину.

От недостатков пулевой и кумулятивной перфорации свободна гидропескоструйная перфорация. При использовании этого метода перфоратор спускают на колонне труб и с помощью специальных насосов нагнетают под давлением 15—30 МПа жид­кость с песком, которая, вытекая из насадок перфоратора, посте­пенно разрушает колонну, цементное кольцо и породу пласта. В результате образуется коническая полость с увеличивающимся диаметром (от 30 до 60 мм) и глубиной до 1000 мм. При этом ко­лонна не разрушается в местах, не подвергаемых воздействию по­тока жидкости, и не появляются трещины в цементном кольце.

После опробования скважины и испытания продуктивного пла­ста скважина сдается в эксплуатацию и в нее спускают подъем­ные трубы для подъема пластовой жидкости, закачки жидкости или газа в пласт.

Как и любое другое сооружение, скважина нуждается в уходе и ремонте, поскольку и оборудование, находящееся в ней и на устье, и стволовая часть, и фильтр рано или поздно разрушаются, изна­шиваются и перестают выполнять свои функции.

В процессе эксплуатации скважины может возникнуть необхо­димость перехода на новый продуктивный горизонт (т. е. другой пласт), лежащий выше или ниже уже освоенного, углубления сква­жины или забуривания нового ствола, идущего в бок от уже имею­щегося. Помимо этого, могут возникнуть повреждения цементно­го кольца, смятие колонны обсадных труб, что усложняет или во­обще делает невозможным дальнейшую эксплуатацию скважины.

По назначению выделяют такие скважины:

добывающие—нефтяные и газовые, предназначенные для добычи нефти, газа и попутной воды;

нагнетательные, служащие для нагнетания в пласт воды, па­ра, газа и различных растворов;

специальные, используемые для выполнения специальных работ и исследований.

В настоящее время нефть добывают тремя основными спо­собами: фонтанным, газлифтным и насосным. При фонтанном. способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Фонтанный способ наиболее экономичен, и как естественный, его применяют на вновь от­крытых, энергетически не истощенных месторождениях. если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на один из механизированных способов добычи нефти: газлифтный или на­сосный с расходованием дополнительной, искусственно вводи­мой в скважину энергии. При газлифтном способе добычи неф­ти в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или закачивают с помощью компрессоров) сжатый газ (углеводо­родный газ или крайне редко воздух), т. е. подают энергию рас­ширения сжатого газа. В насосных скважинах жидкость подни­мают на 'поверхность с помощью спускаемых в скважину насо­сов — скважинных штанговых насосов и погружных центробеж­ных электронасосов.

В газовых скважинах газ поступает на поверхность под дей­ствием пластового давления (скважины фонтанируют газом).

Оборудованием скважины называют все те части ее конст­рукции) которые обеспечивают отбор продукции (закачку) в надлежащем режиме, проведение всех технологических опера­ций в процессе эксплуатации и гарантируют от возникновения открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды. Обычно различают наземное и подземное оборудование. Наземное (устьевое) оборудование включает арматуру, устанавливаемую на устье, подземное (скважинное) —оборудование ствола сква­жины.

В целом конструкция ствола скважины представлена в зави­симости от геологических и технологических факторов несколь­кими концентрически спущенными на различную глубину колон­нами обсадных труб: кондуктором, одной, двумя или тремя тех­ническими и эксплуатационной колоннами. Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Внутренний ее диаметр при толщине стенки труб 6—14 мм изменяется от 96,3 до 140,3 мм, составляя в большинстве 114—140,3 мм.

Верхняя часть обсадных труб всех скважин заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и об­вязки обсадных колонн с целью герметизации всех межтрубных пространств, контроля и управления межтрубными проявле­ниями и служит основанием для устьевого оборудования.

Широкое применение нашли колонные головки муфтового типа (ГКМ). Их основные узлы—корпус, навинченный на внеш­нюю трубу, и специальная муфта с фланцем для подвешивания внутренней трубы. Уплотнение межтрубного пространства дости­гается самоуплотняющейся резиновой манжетой и двумя мед-

ными кольцами за счет прижатия муфты в корпусе фланцем че­рез два полукольца. В случае трех и более колонн обсадных труб используется две и более таких секций ГКМ.

Более совершенна колонная головка клинового типа (ГКК). Она состоит из корпуса, клиньев для подвешивания внутренней колонны труб, пакера, обеспечивающего герметичность меж­трубного пространства, катушки для установки фонтанной ар­матуры и промежуточного патрубка.

Для скважин, предназначенных для закачии горячей воды или пара в пласт, разработаны колонные головки сальникового типа (КГС). Они отличаются от головки ГКМ и ГКК наличием сальникового устройства, позволяющего эксплуатационной ко­лонне перемещаться вверх или вниз при температурных дефор­мациях.

В зависимости от 'назначения и способа эксплуатации сква­жины на колонную головку устанавливают соответствующее устьевое оборудование, которое рассмотрено в последующих разделах. Выходящие из бурения, а также фонтанные, газлифтные и газовые скважины оборудуют фонтанной арматурой, ко­торая включает трубную головку, елку,и оканчивается сверху буферным патрубком (см. раздел 9.3).

Рис. 8. Принципиальная схема обвязки устья фонтанной скважины:

1 — колонна подъемных (насосно-компрессорных) труб, г — фонтанная ар­матура; 3 отсекатель скважины РОМ 1, 4 устройство для запуска шаров;5 — технические

манометры