Типы скважин

В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения бурят различные типы скважин. Нефтяная скважина может быть пробурена как:

• вертикальная;

• наклонно-направленная;

• горизонтальная;

• многоствольная или многозабойная

Вертикальная скважина – это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°.

Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.

Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Но здесь есть один нюанс. Так как «в природе нет прямых линий» и продуктивные нефтенасыщенные пласты залегают в недрах земли, как правило, с некоторым наклоном, а часто с довольно крутым наклоном, то на практике получается, что нет никакого смысла бурить горизонтальную скважину под углом приблизительно равным 90°. Логичнее пробурить ствол скважины вдоль пласта по наиболее оптимальной траектории. Поэтому в более широком смысле, под горизонтальной скважиной понимают скважину, имеющую протяженную фильтровую зону - ствол, пробуренный преимущественно вдоль напластования целевого пласта в определенном азимутальном направлении.

Скважины с двумя и более стволами называют многоствольными (многозабойными).

Колонная головка

Содержание

Она предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки; требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие: надежная герметизация межтрубных пространств; возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах; быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн; возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных колонн, т. е. универсальность; быстрый и удобный монтаж; минимально возможная высота.

Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления предъявляются высокие требования. Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.

После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. 8.8). Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.

Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен

Рис. 8.8. Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной колонны

 

боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.

Обсадные трубы для нефтегазовых скважин выпускают по ГОСТ 632-80 «Обсадные трубы и муфты к ним», ТУ 14-3-7145-78, ТУ 14-3-1417-86 и др.

Классификация обсадных труб по конструкции приведена на рис. 11.1.

Трубы обсадные резьбовые ГОСТ 632-80ТУ Рис. 11.1. Классификация отечественных наиболее распространенных обсадных труб с резьбовыми соединениями

Для крепления скважин используются горячекатаные, цельнотянутые, бесшовные трубы, изготовленные из сталей различных групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р, Т). По точности и качеству исполнения они подразделяются на два вида «А» и «Б». Номенклатура выпускаемых труб предусматривает изготовление их диаметром от 114 до 508 мм, с толщиной стенки от 5,2 до 16,1 мм, длиной от 9,5 до 13 м.

На одном из концов каждой трубы на расстоянии 0,4-0,6 м от торца наносится маркировка клеймом и более крупно белой краской. В маркировке трубы указываются диаметр толщины стенки, группа прочности стали, вид исполнения (для исполнения «А»), номер трубы, завод-изготовитель, месяц и год выпуска, длина трубы в сантиметрах и ее масса.

В документации принято маркировать обсадные трубы следующим образом:

НОРМ 245x10 Д ГОСТ 632-80, ОТТМ 245x10 Д ГОСТ 632-80, ТБО 245x10 Д ГОСТ 632-80.

Рис. 11.2. Соединения резьбовых обсадных труб: а соединения труб с треугольной резьбой (НОРМ) и труб ОТТМ; б соединение труб ОТТГ; в соединение труб ТБО; г соединение труб ОГ 1М; 1 обсадная труба; 2 муфта; 3 безмуфтовое соединение, 4 уплотнительные элементы

В маркировке указываются тип трубы (НОРМ трубы с треугольной резьбой нормальной длины, муфтовые, ОТТГ обсадные трубы с трапецеидальной резьбой высокогерметичные, ОТТМ обсадные трубы с трапецеидальной резьбой муфтовые, ТБО трубы безмуфтовые обсадные), диаметр, толщина стенки, группа прочности стали.

Конструкции резьбовых соединений обсадных труб представлены на рис. 11.2.

Резьба треугольного профиля характеризуется следующими параметрами (рис. 11.3, а):

-      профиль нитки резьбы равносторонний треугольник (угол при вершине 60°);

-    конусность 1:16;

-    высота профиля 1,81 мм;

Эта резьба не обладает высокой герметичностью, так как радиусы закругления вершины и впадины различны и сопряжения в них не происходит. Соединение труб ОТТГ и ТБО характеризуются высокой герметичностью за счет наличия на конусных участках боковой и торцевой уплотнительных поверхностей (см. рис. 11.2, б, в). Трапецеидальная резьба труб ОТТМ, ОТТГ и ТБО однотипна (рис. 11.3, б). Профили нитки резьбы неравносторонняя трапеция с углом наклона сторон 3 и 10°. Конусность резьбы

-    шаг резьбы 3,175 мм (8 ниток на длине одного дюйма 24,5 мм).

1:16, высота профиля 1,6 мм, шаг резьбы 5,08 мм (5 ниток на длине одного дюйма).

Трубы ОГ-1М выпускаются по ТУ 14-3-7145-78. Они безмуфтовые, не имеют утолщений в местах нарезания резьбы, имеют малую толщину стенки и характеризуются пониженной прочностью. Используются эти трубы при сложной конструкции скважины (малые кольцевые зазоры) для компоновки обсадных колонн небольшой длины (потайные колонны, хвостовики).

Резьба этих труб трапецеидальная (рис. 11.3, в) с углами скоса трапеции 3 и 30°, высота профиля 1,4 мм, шаг 5,08 мм.

Фильтрация жидкости по пласту к забоям скважин  —  к точкам наиболее низкого давления осуществляется за счет пластовой энергии. Жидкость под действием пластового давления находится в сжатом состоянии. В процессе эксплуатации месторождения, как правило, пластовое давление падает. Поэтому важно извлечь запасы нефти из пласта, до того как давление снизится и станет невозможно поддерживать необходимые депрессии.

За изменением пластового давления постоянно следят и при быстром его снижении применяют искусственные методы воздействия на залежь и, в частности, методы поддержания пластового давления. Темп снижения пластового давления, характеризующего энергетические ресурсы пласта, зависит от темпа отбора пластовой жидкости: нефти, воды и газа, который обусловлен проектом разработки месторождения, и от того осуществляется или нет поддержание пластового давления. Это искусственные факторы. С другой стороны, запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят и от природных — естественных факторов:

§ наличия газовой шапки, энергия расширения которой используется при разработке месторождения;

§ запаса упругой энергии в пластовой системе;

§ содержания растворенного в нефти газа, энергия расширения которого приводит к перемещению пластовых жидкостей и газов к забоям скважин;

§ наличия источника регулярного питания объекта разработки пластовой законтурной водой и интенсивность замещения этой водой извлекаемой из пласта нефти;

§ гравитационного фактора, который эффективно может способствовать вытеснению нефти в пластах с большими углами падения.

Перечисленные факторы, определяющиеся природными условиями, связаны с процессом формирования месторождения и не зависят от технолога. Одни из этих факторов могут иметь определяющую роль в процессах разработки, другие подчиненную роль.

Капиллярно-поверхностные силы особенно существенны в пористых средах с большой удельной поверхностью способствуют, а чаще тормозят фильтрацию пластовой жидкости и поэтому в совокупности с перечисленными факторами определяют интенсивность притока жидкости к забоям скважин.

Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его дренировании системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, принято называть режимом пласта.