Описание процесса бурения нефтяных скважин


Вопрос 2. Краткая характеристика процессов бурения и эксплуатации скважин.

Бурение скважин.

Под скважиной понимают цилиндрическую горную выработку пространственной ориентации, диаметр которой существенно меньше ее длины, предназначенную для сообщения продуктивного горизонта с земной поверхностью.

По своему назначению скважины подразделяются на несколько видов. Основными и представляющими для нас интерес являются:

  1. Разведочные.

  2. Добывающие (нефть, газ, вода).

  3. Нагнетательные (вода, газ, пар, воздух и т.д.).

  4. Контрольные (пьезометрические).

  5. Оценочные и др.

Добывающие и нагнетательные скважины составляют так называемый эксплутационный фонд или эксплуатационные скважины.

Рис.1. Схема добывающей скважины

Основным для каждого вида скважин является их конструкция.

Под конструкцией скважины понимается совокупность обсадных труб (колонн) и дополнительных забойных устройств (и их пространственное расположение), спускаемых в пробуренный ствол и закрепляемых в нем, изменяющаяся в зависимости от назначения скважины и отличающаяся как по размерам, так и по материалам для их изготовления.

Таким образом, конструкция скважины зависит от назначения скважины и определяется геологическими, техническими и технологическими факторами

Скважина имеет верхнюю часть – устье, среднюю – боковую поверхность или стенки скважины и, наконец, дно скважины – забой.

Основным оборудованием буровой установки является вышка и привышечные сооружения, буровая лебедка с талевой системой, вертлюг, ротор, буровые насосы и шланги, турбо- и электробуры, силовой привод.

Вышка предназначена для удержания на весу бурильного инструмента, спуска обсадных труб, размещения бурильных свечей после их подъема и защиты бригады от погодных условий.

Буровая лебедка с талевой системой предназначена для спуска и подъема бурильных и обсадных труб, свинчивания и развинчивания труб, удержания на весу бурильного инструмента.

Вертлюг служит для соединения вращающейся бурильной колонны с неподвижным бурильным крюком и обеспечивает подачу промывочного раствора под давлением внутрь бурильной колонны.

Ротор служит для передачи вращения колонне бурильных труб, поддержания ее на весу при спускоподъемных операциях.

Буровые насосы и шланги предназначены для нагнетания промывочного раствора в скважину.

Турбо- и электробуры служат для передачи вращения долоту, их устанавливают в основании бурильной колонны. Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, приводимую в движение энергией промывочного раствора. Электробур – это забойный двигатель, состоящий из трехфазного электродвигателя и системы токопроводов.

Силовой привод буровой установки бывает следующих типов: дизельный, электрический, дизель-электрический.

Бурение скважин осуществляется тремя способами:

  • вращательный способ бурения;

  • турбинный способ бурения;

  • электробурение.

При вращательном способе: бурят скважину с помощью специального долота, которое вращается вместе с бурильными трубами и разрушает пластовые породы.

Образующаяся при бурении порода поднимается из забоя с помощью воды, которую подают во внутреннюю полость колонны бурильных труб.

Через отверстия долота вода поступает в забой и вместе с породой по межтрубному пространству поднимается на поверхность, где ее в лотках очищают от породы и вновь подают в скважину.

Для увеличения подъемной силы, выталкивающей породу, вместо воды используют водные глинистые растворы различной плотности.

При увеличении глубины скважины бурильные трубы постепенно наращивают, периодически поднимая их с помощью лебедки.

Турбинный способ бурения: колонна бурильных труб, опускаемая в скважину, не участвует во вращательном движении.

Она служит для крепления турбины с долотом, удержания неподвижной ее части от вращения и подачи к турбине промывочного раствора, обеспечивающего вращение бурильного долота.

Турбинный способ бурения обеспечивает, по сравнению с вращательным способом бурения, высокую скорость и экономичность проходки.

Электробурение аналогично турбинному способу бурения. Отличие его заключается в том, что долото в забое скважины приводят во вращательное движение с помощью электродвигателя, питание к которому подводят по кабелю, проложенному внутри колонны бурильных труб.

Эксплуатация скважин.

В зависимости от пластового давления добыча нефти в период промышленной эксплуатации осуществляется тремя способами ее отбора:

  • фонтанный;

  • компрессорный;

  • глубиннонасосный.

Фонтанный способ отбора нефти применяют при большом пластовом давлении, обеспечивающем вытеснение нефти на поверхность земли.

При фонтанном способе используют специальную фонтанную араматуру на рабочее давление от 4до 25 МПа (40-250 атм.) и более.

Рис.2. Схемы оборудования скважин при фонтанировании:

а – условие фонтанирования для нефтей различной газонасыщенности и с большим давлением насыщения (Pзаб≤Pнас), что позволяет использовать природную энергию газа на подъем продукции;

б – условие фонтанирования для нефтей с невысокой газонасыщенностью и с небольшим давлением насыщения. С целью использования природной энергии газа на подъем продукции башмак подъемника необходимо спускать на глубину, соответствующую давлению насыщения (Pб= Pнас);

в –схема предпочтительна в том случае, когда Pзаб> Pнас, а Pб

studfiles.net

Бурение нефтяных и газовых скважин, теории, история развития, практика, транпортировка, хранение переработка, добыча, хранилища, перевозка

 

г. Саратов

 Полезные ссылки  

 поддержка проекта: разместите на своей странице нашу кнопку! И мы разместим на нашей странице Вашу кнопку или ссылку. Заявку прислать на e-mail

Статистика

 Liveinternet    Yandex, Rambler  

Бурение нефтяных и газовых скважин

Бурение - это процесс строительства (возведения) нефтяных и газовых скважин. Конструкции нефтяных и газовых скважин в принципе одинаковы. Скважина представляет собой вертикальный или наклонный цилиндрический суживающийся книзу ступенчатый канал. Причем диаметр ступеней (Dх - 04) уменьшается с глубиной скважины (рис. 8). Верхняя часть скважины называется устьем, а дно - забоем. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - расстояние от устья до забоя по проекции оси на вертикаль. Для вертикальной скважины эти понятия идентичны. По глубине (длине) скважина распределяется на участки со специфическими названиями. Самый верхний участок устья скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород. Поэтому бурение скважины начинают с сооружения начального колодца - шурфа глубиной 4-8 м квадратного сечения. В этот шурф до глубины залегания устойчивых горных пород устанавливают трубу соответствующей длины и диаметра. Пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором. Этот начальный участок 7 скважины называют направлением. Он обеспечивает устойчивость самого верхнего участка скважины. На трубе, опущенной в шурф, в верхней части предварительно вырезают окно для пропуска лотка-желоба, по которому из скважины в систему очистки при бурении вытекает буровой раствор. Нижележащие участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением пробуривается участок скважины на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 2, которую называют кондуктором. Пространство между стенкой скважины и наружной поверхностью обсадной трубы заполняют под давлением цементным раствором для разобщения пористых (слабых) пластов со скважиной. После этого пробуривается следующий участок скважины меньшего диаметра. Этот участок также закрепляют обсадными трубами. Колонну 3 этих труб называют промежуточной. Причем в скважине в зависимости от ее глубины, вида проходимых горных пород и других факторов может быть различное число промежуточных колонн. Тогда эти колонны обсадных труб соответственно называют первой промежуточной колонной, второй промежуточной колонной и т.д.

Конструкция скважин

Зазор между стенкой скважины и наружной поверхностью каждой промежуточной обсадной колонны заполняют цементным раствором не на полную высоту колонны. Число промежуточных колонн может доходить до трех, а в отдельных случаях - до четырех. Наконец, последняя ступень скважины заканчивается на забое (на проектной отметке) и имеет диаметр минимум 75 мм. После окончания бурения последней ступени скважины на всю глубину скважины опускают последнюю колонну 4 обсадных труб, называемую эксплуатационной. Пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины 6 заполняют цементным раствором 5 на определенную высоту. Совокупность данных о расположении обсадных труб с указанием глубины их спуска в скважину и диаметра, о глубинах перехода с большего диаметра на меньший, об интервалах цементирования затрубного пространства составляет понятие конструкция скважины. В любой скважине имеются направление, кондуктор и эксплуатационная колонна. Скважина бывает одноколонной (рис. 8, а), двухколонной (рис.8, б)или трехколонной (рис. 8,в) конструкции. При одноколонной конструкции в скважину опускают только эксплуатационную колонну, а промежуточные колонны отсутствуют. При наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонн скважина имеет двухколонную конструкцию, при наличии двух промежуточных и одной эксплуатационной - трехколонную конструкцию. Скважины на нефть или газ имеют различное назначение. В зависимости от назначения все скважины разделяют на пять категорий: опорные, параметрические, поисковые, разведочные и добывающие (экслуа-тационные). Опорные скважины предназначены для установления общих закономерностей залегания горных пород в недрах земли и выявления возможности нахождения в этих пластах нефти и газа (примером такой скважины может служить известная скважина на Кольском полуострове, забой которой находится на глубине более 12 км, а процесс бурения продолжается).. Параметрические скважины предназначены для изучений глубинного строения горных пород в зонах, где предполагается наличие условий для образования нефтяных и газовых месторождений. Поисковые скважины пробуривают по данным результатов, полученных на параметрических скважинах, а также по данным геофизических исследований. Параметрические скважины обеспечивают данными, подтверждающими или отвергающими предположения о наличии в данных пластах нефти или газа. Разведочные скважины пробуривают после того как с помощью поисковых скважин будет установлено наличие в данном районе нефтяного или газового месторождения. Назначение разведочных скважин - оценка промышленного значения месторождения нефти или газа и накопление данных для составления проектов разработки месторождения. При бурении всех описанных скважин на нужных глубинах отбирают и поднимают на поверхность пробы пород - керны в виде столбика-цилиндра. Добывающие или эксплуатационные скважины предназначены для извлечения нефти или газа из продуктивных пластов. В настоящее время в СССР все скважины на нефть или газ выполняют только вращательным способом. Вращательное бурение широко применяется во всех странах, где ведется разработка нефтяных или газовых месторождений. Разрушение породы на забое скважины при вращательном бурении производится с помощью специального породоразрушающего инструмента - долота. На забое скважины долото приводится во вращательное движение - отсюда и название вращательное бурение. Вращение долота на забое может осуществляться с поверхности земли через колонну бурильных труб. Колонну бурильных труб приводят во вращательное движение с помощью специального механизма - ротора. Этот метод бурения получил название роторное бурение. Однако более прогрессивным является метод вращательного бурения с применением забойных двигателей. Забойный двигатель - это двигатель, вписывающийся в габариты скважины и находящийся на ее забое. К валу этого двигателя непосредственно присоединяют долото. В качестве забойного двигателя применяют гидравлический двигатель - турбобур или специальный электродвигатель, получивший название электробура. В первом случае бурение называют турбинным, а во втором - электробурение. Забойные двигатели закрепляют на конце колонны бурильных труб. Следует отметить большой вклад советских ученых и инженеров в разработку прогрессивных методов бурения - турбинного и электробурения. Первый турбобур в виде одноступенчатого двигателя был разработан М.А. Капелюшниковым в 1923 г. и применялся для бурения скважин в районе Баку. Однако одноступенчатый турбобур был высокооборотным и имел низкий коэффициент полезного действия (к.п.д.). В 1940 г. группой советских инженеров под руководством П.П. Шумилова был создан многоступенчатый турбобур, с небольшой модернизацией применяемый при бурении нефтяных и газовых скважин до настоящего времени.

Установка для бурения скважин изображена на рис. 9. Породораз-рушающий инструмент - долото 1 находится на забое. Вращательное движение долоту передается либо забойным двигателем 22, либо через колонну бурильных труб ротором 13, находящимся на поверхности земли (при роторном бурении). Оборудование, находящееся на поверхности, связано с долотом и забойным двигателем колонной бурильных труб, состоящей из ведущей трубы 11 квадратного сечения и соединенной с ней с помощью переводника 19 бурильных труб 20. Колонна бурильных труб проходит через ротор и подвешивается на крюке 9 оснастки грузоподъемного механизма. Вращательное движение колонны бурильных труб осуществляют через ротор (рис. 10).Ротор - это конический редуктор с цепным приводом от электродвигателя или дизельного двигателя. Во внутренней полости станины 7 ротора установлен на подшипнике стол 2 с коническим зубчатым колесом, которое входит в зацепление с конической шестерней, насаженной на вал 6. На другой конец вала насажено цепное колесо (на рисунке не показано), через которое передается вращение столу от двигателя. Стол ротора имеет в центре отверстие, диаметр которого определяется максимальным диаметром долота, проходящего через него при спуске и подъеме колонны бурильных труб. В отверстие после спуска колонны бурильных труб вставляют два вкладыша 4, а внутрь их два зажима 3, которые образуют отверстие квадратного сечения. В этом отверстии находится ведущая труба бурильной колонны также квадратного сечения. Она воспринимает вращающий момент от стола ротора и свободно перемещается вдоль оси ротора. Вращающийся стол огражден кожухом 5. Подъем, спуск и удержание на весу колонны бурильных труб осуществляются грузоподъемным механизмом, в состав которого входят буровая лебедка 4 (см. рис. 9), привод (электродвигатели 5 или дизельные двигатели), система оснастки, талевый блок 8 и крон-блок, вертлюг 6 и крюк 9. Каркасом подъемника грузоподъемного механизма служит буровая вышка 12. Для снижения усилия, действующего на стальной канат 7 оснастки, применяют систему полиспастов. Полиспаст представляет систему подвижных и неподвижных блоков, через которые и пропускают канат. Один из концов каната закрепляют неподвижно, а другой наматывается на барабан лебедки (ходовой конец). Применение полиспастов позволяет значительно снизить усилие на ходовом конце каната. На верхней опорной поверхности вышки устанавливают блок из неподвижных роликов - кронблок.

Подвижный блок 8 с роликами называют талевым блоком. Обычно кронблок имеет шесть роликов с желобами, а талевый блок - пять. Это значит, что усилие на ходовом конце каната будет в 10 раз меньше, чем вес поднимаемой колонны бурильных труб. Для того чтобы осуществлять одновременно вращение колонны бурильных труб и подачу в эти трубы бурового раствора, между крюком 9 и ведущей трубой 11 устанавливают специальное устойство - вертлюг. Для выноса разрушенной породы с забоя скважины на поверхность, охлаждения долота, приведения в действие забойных двигателей - турбобуров и выполнения ряда других функций в пробуриваемой скважине циркулирует специальная жидкость - глинистый (буровой) раствор. Буровой раствор из приемной емкости 18 забирается поршневым буровым насосом 16 с двигателем 17 и по нагнетательному трубопроводу 15 через специальный гибкий шланг 10 под давлением до 20 МПа подается через вертлюг в колонну бурильных труб.

Читать далее про нефтяную и газовую промышленность

www.matrixplus.ru

Басарыгин Ю М: Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Авторы: Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.

Название: Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Освещены вопросы по технологии бурения нефтяных и газовых скважин. Приведены сведения по трубо-, винто- и элек- тробурам, а также по технологиям турбинного и роторного бурения. Описаны все элементы бурового инструмента: долота, бурильные трубы, забойные двигатели, устройства для изменения направления скважины. Рассмотрены режимы бурения в комплексе с физическими свойствами горных пород и гидравлической программой промывки ствола и забоя скважины в свете последних достижений науки и практики. Описаны процессы наклонно направленного и горизонтального бурения, а также методы и технические средства навигации при проходке ствола в этих условиях. Для студентов нефтегазовых вузов и факультетов.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие

1. Общие сведения о бурении скважин

1.1. Назначение, цели и задачи бурения скважин

1.2. Технология строительства скважин

1.3. Основные способы бурения

1.4. Виды бурения

2. Литомеханика в бурении

2.1. Общие положения

2.2. Механические и абразивные свойства горных пород

2.3. Влияние всестороннего давления, температуры и водонасыщения на некоторые свойства горных пород

2.4. Основные закономерности разрушения горных пород

2.5. Роль гидродинамики на забое скважины в процессе разрушения горных пород

2.6. Механика магистральных трещин

2.7. Влияние показателей свойств буровых растворов и их типов на эффективность разрушения породы на забое скважины

2.8. Влияние режима промывки на скорость бурения

2.9. Энергетика процессов разрушения горных пород

3. Гидромеханика в бурении

3.1. Гидромеханические свойства и модели жидкостей

3.2. Гидростатика и элементы динамики жидкостей

3.3. Методы определения основных реологических характеристик буровых растворов

3.4. Гидродинамика при спускоподъемных операциях

3.5. Местные гидравлические сопротивления

3.6. Элементы гидромеханики газожидкостных систем

4. Буровые долота

4.1. Шарошечные долота

4.2. Лопастные долота

4.3. Фрезерные долота

4.4. Долота ИСМ

4.5. Алмазные долота

4.6. Шарошечные бурильные головки

4.7. Лопастные, фрезерные и твердосплавные бурильные головки

4.8. Алмазные бурильные головки и бурильные головки ИСМ

4.9. Керноприемный инструмент

4.10. Расширители

4.11. Калибрующе-центрирующий инструмент

4.12. Подход к выбору шарошечных долот для конкретных условий бурения

5. Бурильная колонна

5.1. Трубы бурильные ведущие

5.2. Трубы бурильные с высаженными концами и муфты к ним

5.3. Замки для бурильных труб с высаженными концами

5.4. Трубы бурильные с приваренными замками

5.5. Легкосплавные бурильные трубы

5.6. Утяжеленные бурильные трубы

5.7. Переводники для бурильных колонн

5.8. Резиновые кольца для бурильных труб

5.9. Обратные клапаны для бурильных труб

5.10. Опорно-центрирующие элементы

6. Деформации и напряжения в бурильных колоннах

6.1. Физическая модель бурильной колонны

6.2. Устойчивость бурильной колонны

6.3. Напряжения и нагрузки

6.4. Общие принципы и методика расчета бурильных колонн

6.5. Эксплуатация бурильных труб

7. Выбор способа бурения. Забойные двигатели и специфика технологии различных способов бурения

7.1. Выбор способа бурения

7.2. Забойные двигатели

7.2.1. Турбобуры. Турбинное бурение

7.2.2. Винтобуры. Бурение винтовыми забойными двигателями

7.2.3. Турбовинтовые гидравлические двигатели

7.2.4. Электробуры. Электробурение

7.3. Роторное бурение

8. Механическое углубление. Режимы бурения

8.1. Вводные понятия

8.2. Влияние различных факторов на процесс бурения

8.3. Влияние дифференциального и угнетающего давлений на разрушение горных пород

8.4. Рациональная отработка долот

8.5. Проектирование режимов бурения

8.6. Ограничения на показатели свойств буровых растворов

8.7. Очистка бурящейся скважины от шлама

9. Обобщенная модель буримости горных пород

9.1. Модели механического бурения

9.2. Составление и реализация гидравлических программ при проектировании и бурении скважин

9.3. Оптимизация режимов турбинного бурения

10. Бурение наклонно направленных и горизонтальных скважин

10.1. Цели и задачи направленного бурения скважин

10.2. Основы проектирования направленных скважин

10.2.1. Выбор конфигурации (трассы, траектории) направленной скважины

10.2.2. Обоснование проекций ствола направленной скважины

10.2.3. Выбор элементов конструкции направленной скважины

10.2.4. Особенности профилей горизонтальных скважин

10.2.5. Проектирование траектории направленных скважин

10.2.6. Расчет нагрузки, возникающей на крюке при подъеме бурильного инструмента из скважины

10.3. Факторы, определяющие траекторию забоя скважины

10.4. Забойные компоновки для бурения направленных скважин

10.4.1. Инструмент для набора кривизны ствола скважины

10.4.2. Расчет забойных компоновок

10.4.3. Выбор жестких компоновок нижней части бурильной колонны для стабилизации утла направленной скважины

10.5. Методы и устройства контроля траектории направленных скважин

10.6. Изменение курса ствола скважины

10.6.1. Отклоняющий инструмент

10.6.2. Ориентирование отклонителей

10.7. Особенности бурения и навитации горизонтальных скважин

Приложение

petrolibrary.ru

2.2 Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин

2.2.1 Основные термины и определения

Бурение — это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород.

Скважинойназывается цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины (Рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 — Элементы конструкции скважины

Основные элементы буровой скважины:

  • Устье скважины (1) — пересечение трассы скважины с дневной поверхностью;

  • Забой скважины (2) — дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу;

  • Стенки скважины (3) — боковые поверхности буровой скважины;

  • Обсадные колонны (4) — колонны соединенных между собой обсадных труб. Если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускают.

  • Ствол скважины (5) — пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной;

  • Ось скважины (6) — воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины.

Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем, Рисунок 2.2 а) или по его периферийной части (кольцевым забоем Рисунок 2.2 б). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы – керн, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения.

Рисунок 2.2 — Схема скважины пробуренной сплошным (а) и кольцевым (б) забоем

Диаметр скважин, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров.

По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются на (Рисунок 2.3):

  • Вертикальнвые;

  • Наклонные;

  • Прямолинейноискривленные;

  • Искривленные;

  • Прямолинейноискривленные (с горизонтальным участком);

  • Сложноискривленные.

Рисунок 2.3 — Пространственное расположение скважин

Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах.

При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные,поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.

Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород.

Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности.

Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки.

Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр.

Нагнетательныескважины используются для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.

Наблюдательные скважиныбурят для контроля за разработкой залежи промышленного значения.

Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.

В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы (Рисунок 2.4).

Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами — «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.

В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом (Рисунок 2.5).

Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.

Рисунок 2.4 — Обсадная труба в скважине

Рисунок 2.5 —Схема крепления скважины

Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом (Рисунок 2.6).

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.

В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.

Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.

Рисунок 2.6 — Схема конструкции скважины

Кондукторслужит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.

Эксплуатационнаяколонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 – 300 м и 500 м.

Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».

Промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья до забоя) и не сплошными (не доходящими до устья). Последние называются хвостовиками.

Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление и кондуктор. При одной промежуточной колонне скважина имеет двухколонную конструкцию. Когда имеются две и более технические колонны, скважина считается многоколонной.

Конструкция скважины задается следующим образом: 426, 324, 219, 146 — диаметры обсадных колонн в мм; 40, 450, 1600, 2700 — глубины спуска обсадных колонн в м; 350, 1500 — уровень тампонажного раствора за хвостовиком и эксплуатационной колонной в м; 295, 190 — диаметры долот в мм для бурения скважины колонны под 219 и 146 мм.

studfiles.net


Смотрите также