- •3 Общие сведения по конструкции скважин
- •4. Технологический процесс добычи , сбора и транспорта нефти
- •§ 1. Современные системы сбора и транспорта нефти и газа на месторождениях
- •6. Назначение и правила обслуживания наземного оборудования
- •12.5. Обслуживание скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов
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
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