какая обсадная колонна спускается в скважину в последнюю очередь
Блог «Альянс ПРО»
О переводах, обучении переводчиков и копирайтинге
Блог » ШКОЛА » Полезности » Нефтегаз » Обсаживание и цементирование скважины (адаптировано)
Обсаживание и цементирование скважины (адаптировано)
При заканчивании скважины [ completions ] очень часто приходится устанавливать обсадную колонну [ casing ] для предотвращения проникновения флюидов [ fluids ] внутрь. Чтобы прочно прикрепить обсадную трубу к стенкам скважины [ wellbore wall ] и обеспечить ее устойчивость [ to stabilize the hole ], в скважину закачивают цемент.
Обсадная колонна (труба) [ сasing ]
Обсадную колонну устанавливают [ casing must be run into ] в скважине [ well ], если имеются признаки наличия коммерческих количеств углеводородов [ hydrocarbons ].
Обсадную колонну обычно пропускают сквозь самый нижний продуктивный участок [ lowest interval that has potential ], затем ее цементируют по стволу [ to cement in place ].
Обсадная колонна выполняет следующие функции:
• сдерживает давление пласта [ to contain formation pressings ] и предотвращает растрескивание [ fracturing ] верхней, менее прочной зоны;
• предохраняет скважину от обрушения [ caving in ];
• удерживает добываемые жидкости [ to confine production ] в стволе скважины;
• служит якорем наземному оборудованию;
• служит якорем газлифтному оборудованию [ artificial lift equipment ];
• разделяет пласты [ formations ] и обеспечивает приток только из тех зон, которые определены инженером-нефтяником.
Поскольку обсадная колонна выполняет несколько различных функций, обычно устанавливают более одной колонны обсадных труб [ string of casing or pipe ]
Колонны делятся на пять категорий:
Направляющая труба
На некоторых участках из-за состояния почвы на поверхности может потребоваться установка короткой направляющей трубы длиной обычно не более 6—15 м во избежание избыточного обрушения [ excessive caving ] краев скважины/ Направляющая труба служит также трубопроводом для подъема бурового раствора [ drilling fluid ] на достаточную высоту над уровнем земли, чтобы вернуть его в амбар [ mud pit ].
Кроме того, она предотвращает подмыв [ washing out ] основания вышки [ rig’s base ]. Направляющая труба устанавливается после того, как буровая площадка спрофилирована [ to grade ] и подготовлена под вышку. Если будут делаться амбары для бурового раствора, они должны быть вырыты. Отверстие под направляющую трубу бурится буром [ auger drill ], установленным на грузовом автомобиле. Затем труба вводится в скважину, а пространство вокруг нее заливается цементом. На болотах и при морской [ offshore ] добыче трубу устанавливают с помощью сваебойной машины [ pile driver ]. При бурении с морских платформ диаметр направляющей трубы может составлять 750—1080 мм, а на суше [ onshore ] диаметр обычно меньше — 400-500 мм.
Кондуктор
Следующая устанавливаемая обсадная колонна называется кондуктором. Она защищает пресноводные пласты [ freshwater formations ] от загрязнения нефтью, газом или соленой водой из более глубоких продуктивных слоев [ producing formations ]. Поскольку водоносные слои, как правило, встречаются на небольших глубинах [ at shallow depths ], обычно необходимая высота кондукторной колонны не превышает 600 м. Важная вспомогательная функция кондуктора заключается в подготовке места для размещения противовыбросового устройства (ПВУ) [ blowout preventers (BOP) ], которое монтируется в процессе бурения, чтобы противостоять ударам или скачкам давления [ pressure surges ] в стволе скважины [ downhole ].
После заканчивания скважины ПВУ заменяет добывающий коллектор или фонтанная арматура [ production manifold, or christmas tree ] (рис. 8.2).
Кондуктор следует устанавливать довольно глубоко, чтобы достать до скальных пород [ rock formations ], которые не будут растрескиваться или разламываться под максимальным ожидаемым весом бурового раствора [ maximum expected mud weight ] на той глубине, где предполагается установить следующую колонну. Наружный диаметр [ outside diameter ] кондуктора немного меньше диаметра направляющей трубы. Минимальная глубина обычно составляет 10% от ожидаемой суммарной глубины [ total depth (TD) ] скважины или 150 м (выбирается большая из этих величин). Когда достигается требуемая глубина, эту колонну цементируют в окружающей направляющей трубе и таким образом фиксируют [ to anchor ] ее на месте.
Техническая (промежуточная) обсадная колонна
Промежуточная обсадная колонна, хотя она и не всегда устанавливается, предохраняет скважину от потерь бурового раствора [ loss of circulation ] в пластах неглубокого залегания [ shallow formations ]. При бурении в зонах с пластовым давлением, превышающим норму, или содержащих отложения, склонные к осыпям и обвалам, а также в зонах поглощения бурового раствора [ lost-circulation zones ] может потребоваться установка обсадной колонны для минимизации риска перед более глубоким бурением. Для этого служит промежуточная обсадная колонна. Строго говоря, она не нужна для правильного функционирования скважины, так что это скорее часть операции бурения [ drilling operation ], чем заканчивания скважины [ completion operation ]. Промежуточные обсадные колонны подвешиваются [ to suspend ] и герметизируются [ to seal ] на поверхности на подвеске обсадной колонны [ casing hanger ]. Нижняя часть заполняется цементом, циркулирующим вниз, вокруг забойной зоны скважины, и вверх, сквозь те пласты, где он нужен.
Обсадная колонна-хвостовик
В отличие от обсадной трубы, проходящей с поверхности до заданной глубины и перекрывающейся [ to overlap ] с предыдущей обсадной трубой, труба-хвостовик проходит только от конца предыдущей колонны до дна открытой скважины. Колонны-хвостовики подвешиваются с предыдущей колонны на подвеске [ hanger ]. Они часто цементируются по всему стволу, но могут быть и подвешены в скважине без цементирования. Преимущество использования колонны-хвостовика заключается в том, что не нужно пропускать обсадную трубу до самой поверхности. Обсадные колонны стоят дорого, поэтому, используя меньшее число таких колонн, можно заметно сократить расходы. Иногда колонны-хвостовики устанавливаются в скважине в качестве защитных обсадных труб [ protective string ], выполняя ту же функцию, что промежуточная колонна.
Эксплуатационная обсадная колонна
ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ [CASING ACCESSORIES]
При введении обсадной колонны в скважину используется много инструментов и приспособлений (рис. 8.3).
Направляющий башмак [ Guide Shoes ]
Направляющий башмак представляет собой тяжелый тупой предмет, располагаемый на нижней части обсадной трубы, который предотвращает деформацию нижнего конца трубы. Направляющий башмак имеет закругленный нос [ rounded nose ], чтобы направлять обсадную трубу сквозь или мимо любых препятствий, которые могут встретиться в скважине. Он также снабжен цементировочной муфтой [ cement collar ] внутри основания, которая помогает закреплению [ to bond ] цемента на обсадной колонне. Его внутренний диаметр меньше, чем диаметр обсадной колонны, чтобы ограничить подъем бурового раствора в колонну, а также обеспечить некоторую плавучесть [ flotation ].
Муфта с обратным клапаном [ Float Collars ]
Центраторы и скребки [ centralizers and scratchers ]
Устье скважины [ wellhead ]
Устье скважины — соединение обсадной трубы с противовыбросовым устройством или с фонтанной арматурой. Это несъемное устройство [ permanent fixture ], которое крепится болтами или приваривается к направляющей трубе или кондуктору. Устье скважины располагается в устьевой шахте [ cellars of land wells ] в случае скважин на суше или на устьевой палубе домкратных [ cellar deck of jack up ] или других морских платформенных бурильных установок. Баржи [ barges ], полупогружные суда и буровые суда [ drillships ] устанавливают устья скважин на морском дне. Кондукторная обсадная труба почти всегда приваривается к устью скважины. Последующие обсадные колонны вставляются внутрь кожуха устья скважины и поддерживаются подвеской обсадной колонны, которая запирает и герметизирует внутренность кожуха. Защитные втулки [ wear bushings ] или протекторы бура [ bore protectors ] защищают уплотняемую поверхность при прохождении бура через устье скважины.
КЛАССИФИКАЦИЯ ЦЕМЕНТОВ
В результате исследований, направленных на поиск гидравлического цемента, который мог бы использоваться под водой, ученые обнаружили, что известковый раствор из загрязненных известняков [ limes produced from impure limestones ] превосходит по свойствам растворы из чистых известняков. На основании этого открытия проводился обжиг смесей известковых и глиноземистых материалов [ burning blends of calcareous and argillaceous materials ]. Так был разработан запатентованный процесс получения материала, известного под названием портландцемент [ Portland cement ] и напоминающего бетон, производимый на острове Портланд у берегов Англии. Портландцементы, используемые для цементирования нефтяных скважин, характеризуются классом по АРI. Нормальным градиентом температур по АРI считается 1,5°F на 100 фут. (0,8°С на 30 м) глубины.
ДОБАВКИ К ЦЕМЕНТУ [ CEMENT ADDITIVES ]
Большая часть работ по цементированию скважин [ cementing jobs ] выполняется с использованием заранее подготовленных систем силосов [ bulk systems ], а не перетаскиванием вручную мешков с цементом. Системы с силосами позволяют рабочим готовить и поставлять смеси, специально предназначенные для любых конкретных условий скважины. Это достигается введением добавок в цементы классов А, В, О или Н по АРI. Одни добавки замедляют [ a retarder ], а другие ускоряют [ an accelerator ] схватывание цементного раствора [ cement setting times ]. Различные добавки могут также выполнять следующие функции: сокращать плотность раствора; увеличивать объем раствора; увеличивать время загустевания [ thickening time ] и связанное с ним время схватывания; сокращать время ожидания затвердевания цементного раствора [ waiting-on-cement (WOC) time ] и увеличивать начальную прочность [ early strength ]; снижать водопотери; предотвращать преждевременное обезвоживание [ premature dehydration ]; повышать плотность раствора для противодействия [ to restrain ] давлению. Цементы для направляющей трубы и кондуктора находятся при более низких температурах и нуждаются в ускорителе [ accelerator ], способствующем схватыванию цемента и сокращающем чрезмерное время затвердевания [ excessive waiting time ]. Для глубоких скважин замедлители схватывания увеличивают диапазон перекачиваемости [ pumpability ] цемента.
Основным фактором, управляющим использованием дополнительных замедлителей, является температура забойной зоны [ bottomhole ]. По мере повышения температуры реакция между цементом и водой ускоряется. Это сокращает время загустевания цемента и снижает перекачиваемость. Некоторое влияние оказывает давление, но повышение температуры на каких-то 10°С может означать переход от успешного к безуспешному проведению цементирования. Облегчающие добавки [ lightweight additives ] снижают плотность раствора. Утяжеляющие добавки [ heavyweight additives ] применяются, когда ожидаются ненормально высокие давления. Потери бурового раствора [ lost circulation ] — обычное осложнение при бурении, но эта же проблема может возникнуть и при цементировании. Поэтому может оказаться необходимым использовать цементы, содержащие добавки для борьбы с поглощением [ lost-circulation additives ].
Замешивание добавок для низкой водоотдачи [ low-water-loss additives ] в цементы для нефтяных скважин для снижения скорости фильтрации аналогично технологиям, применяемым в случае буровых растворов. Добавки для снижения потерь флюида [ fluid-loss additives ] иногда используют в цементировании выдавливанием [ squeeze cementing ] и в цементировании высоких колонн [ high-column cementing ], например глубоко расположенных колонн-хвостовиков. В отличие от практики закачивания буровых растворов, для достижения более полного вымывания [ flushing ] глины из кольцевого зазора поток цемента должен быть турбулентным. Цементные растворы более низкой вязкости переходят в турбулентный режим потока при более низких скоростях закачки. Это сокращает скорости циркуляции и дает возможность подачи турбулентного потока цемента при давлении ниже давления разрушения пласта [ formation breakdown pressure ]. Добавки для снижения трения [ friction-reducing additives ] помогают переходу в турбулентный режим на меньших скоростях вытеснения. Цементы, насыщенные солями [ salt-saturated cements ], были разработаны для цементирования засоленных участков, так как пресная вода не дает хорошего связывания с засоленными
породами. Вода из цементного раствора смывает или растворяет соль на границе раздела фаз, что мешает эффективному прилипанию [ effective bond ]. Соленые цементные растворы [ salt slurries ] также помогают предохранить участки сланцевых отложений [ shale sections ], чувствительные к пресной воде.
ПАРАМЕТРЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ [ CEMENTING CONSIDERATIONS ]
Плотность цементных растворов для нефтяных скважин составляет 1,3—2,6 г/см3. Она зависит от количества воды и от наличия добавок, а также от загрязнения раствора буровой жидкостью или другим посторонним веществом. Плотность цементного раствора обычно контролируется с помощью измерения плотности цемента, проходящего через емкость со стандартными рычажными весами [ mixing tub with a standard mud balance ], которые также используются для буровых растворов. Объем цемента, необходимый для данной операции по цементированию, определяется расчетными объемами [ calculated volumes ], опытом добычи нефти [ field experience ] и требованиями регулятивных органов [ regulatory requirements ]. При отсутствии опыта объем, рассчитанный на основании кабельного снятия кавернограммы [ wireline caliper survey ] или оцененный из измерений буровым долотом [ bit ], следует увеличить в 1,5 раза. При схватывании цемента его температура значительно повышается. Это явление может быть использовано для точного определения местоположения верхнего края цемента (рис. 8.6).
Как только цемент начинает затвердевать, в скважину опускают записывающий термометр [ recording thermometer ] и регистрируют температурную каротажную диаграмму [ temperature log ]. Слой от верхнего края цемента до забоя скважины будет иметь значительно более высокую температуру, чем область над цементом. Такая каротажная диаграмма также позволяет оценить качество связывания между обсадной колонной и стволом скважины. Плохое качество связывания проявляется как наличие температурных изменений, не соответствующих нормальному градиенту. Более сложным инструментом для той же цели является каротаж качества связи цемента [ cement bond log (CBL) ], который основан на обнаружении уменьшения интенсивности акустического сигнала [ diminished strength of acoustic signals ]. При этом можно оценить качество прикрепления цемента как к обсадной колонне, так и к окружающей породе. Каротажная диаграмма данного вида требует квалифицированной расшифровки. При благоприятных условиях можно узнать даже прочность цемента на сжатие [ compressive strength ]. После установления, цементирования и перфорирования [ to perforate ] колонны, а также после проведения необходимых процедур по стимулированию [ to stimulate ] пласта скважину оборудуют для добычи нефти.
Понятие о скважине, ее элементах, конструкции, о положении оси ствола в пространстве
Скважиной называется горная выработка цилиндрической формы, которая строится без доступа человека к забою и имеющая диаметр во много раз меньше длины.
Скважины предназначены для извлечения полезных ископаемых, для нагнетания в пласты различных агентов, для контроля над разработкой месторождений и др.
Крепление ствола скважины и разобщение пластов производится путем спуска труб, называемых обсадными, а все спущенные трубы представляют собой обсадную колонну.
Для крепления скважины применяют специальные стальные трубы различного сортамента по марке стали и диаметру.
Для исключения перетоков различных флюидов из пласта в пласт кольцевое пространство между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим материалом с инертными и активными наполнителями, с химическими реагентами с помощью насосов.
Из вяжущих веществ наиболее широко применяются тампонажные портландцементы.
Поэтому сам процесс разобщения пластов называется цементированием.
В процессе бурения скважин встречаются такие пласты горных пород, где возможны различные осложнения, без ликвидации которых путем спуска дополнительных обсадных колонн невозможно дальнейшее бурение.
В итоге создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.
Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе (d, l) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах соединения скважины с продуктивным пластом.
В скважину спускают обсадные колонны особого назначения. Это направление, кондуктор, промежуточные волны, эксплуатационная колонна.
Направление
Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород со стенок скважины и для соединения ствола скважины с желобами очистной системы. Направление цементируется на всю длину. Длина направления колеблется от нескольких метров до сотни метров в зависимости от разреза горных пород и условий бурения (море, болото, илистые рыхлые грунты и т. д.).
Кондуктор
Кондуктором перекрывают верхнюю часть геологического разреза неустойчивых пород, пласты, насыщенные водой и другими флюидами, поглощающие промывочную жидкость или проявляющие подающие пластовые флюиды на поверхность. Кондуктором обязательно перекрываются все пласты пресной воды. На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование, на устье кондуктор служит также опорой для подвески очередных колонн.
Эксплуатационная колонна
Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или для нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления.
Промежуточная колонна
Промежуточные колонны спускаются в том случае, если невозможно бурение без предварительного разобщения зон осложнений (проявления, поглощения, обвалы).
Промежуточные колонны могут быть сплошными, т е. их спускают от устья до забоя и не сплошные, так называемые хвостовки.
Следует отметить, что чем совершеннее технология бурения и менее сложные геологические условия, тем проще конструкция скважины и меньше затраты на ее строительство. Ось скважины практически всегда имеет пространственное искривление, однако при небольшой интенсивности искривления (менее 0,1 о доли градуса на 10 м. длины ствола) скважину называют вертикальной (при суммарном отклонении не более 1-2 о ).
При большой интенсивности искривления скважины называют искривленными.
При отклонении от вертикали на 90 о скважины называются горизонтальными.
Для увеличения области дренирования иногда от основного пласта бурят несколько дополнительных наклонных стволов. Такие скважины называются многозабойные.
Различают скважины большого, нормального, уменьшенного и малого диаметров.
Скважина. Этапы строительства, виды, назначение
Скважина – вертикально или наклонная горная выработка круглого сечения небольшого диаметра (75 – 350мм) глубиной от 100 – 150 до 5000 – 8000м и боле
Конструкция скважины должна отвечать следующим требованиям:
предоставлять возможность свободного доступа к забою геофизических приборов и глубинного оборудования;
не допускать обрушения стенок ствола;
обеспечивать надежное разделение друг от друга всех проходимых пластов и не допускать перетекания флюидов из пласта в пласт;
давать возможность герметизировать устье в случае нештатных ситуаций.
Этапы строительства скважин:
Скважины могут быть по направленности:
Категории скважин, которые бурят с целью извлечения нефти, газа или воды из недр, а так же с целью поиска, разведки, выявления нефтегазоносных структур и т.д:
– для выявления продуктивных объектов;
– для оконтуривания уже разрабатываемых нефтяных и газоносных пластов;
Скважины по количеству стволов могут быть:
многоствольные, которые имеют более 2 стволов и точка разветвления расположена выше уровня продуктивного горизонта;
многозабойные, которые имеют более 2 стволов и точка разветвления расположена в пределах продуктивного горизонта;
кустовые скважины, устья которых находятся близко друг к другу и несколько стволов расходятся под разными углами и на разную глубину.
По глубине скважины делятся:
По дебиту скважины делятся:
Различают 3 основных способа добычи нефти:
Конструкция скважины на нефть и газ (схема)
Конструкция скважины это совокупность информации о количестве и диаметре обсадных колонн, диаметрах буровых долот и интервалах цементирования по интервалам бурения.
Элементы, входящие в понятие конструкции скважины:
Направляющая колонна (направление) — первая обсадная колонна (длиной от 5 до 300 м), которую опускают в верхнюю (направляющую) часть ствола, чтобы изолировать верхний наносный слой почвы и отвести восходящий поток бурового агента из ствола скважины в очистную систему, цементируется по всей длине
Схема нефтяной скважины рисунок (разрез нефтяной скважины)
Промежуточную обсадную колонну спускают в случае необходимости после кондукторной для крепления неустойчивых пород, разобщения зон осложнений, зон несовместимых по условиям бурения и водоносных горизонтов.
Глубину спуска промежуточных и кондукторных колонн рассчитывают с учётом предотвращения гидроразрыва пластов, устойчивости стенки ствола буровых скважин, разделения зон применения различных буровых агентов, а также с учетом наличия в разрезе зон осложнений.
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. Цементируется полностью, либо в «нахлест» с предыдущей обсадной колонной.
Профильный перекрыватель (летучка) — специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Обычно они являются не извлекаемыми.
Существует исполнение извлекаемых профильных перекрывателей, при использовании которых идет развальцовывание лишь верхней и нижней цилиндрических частей, а извлечение с помощью специального инструмента.
Данные обсадные колонны могут иметь в поперечном сечении либо цилиндрическое, либо лепестковое исполнение. Обычно производится предварительное расширение интервала, в который будет установлен перекрыватель.
Затем сам перекрыватель спускается на колонне бурильных труб, в которые после этого сбрасывается шарик, перекрывающий отверстие в башмаке перекрывателя. С помощью цементировочного агрегата производится его «впрессовка» в стенки скважины, а после извлечения бурильных труб – развальцовывание специальным инструментом.
Хвостовик – обсадная колонна потайного типа, которая устанавливается в специальной системе подвески в предыдущей обсадной колонне («внахлёст» на 20-50 м). Хвостовик может как цементироваться, так и не цементироваться, что обусловлено в первую очередь прочностью пород разрабатываемого пласта-коллектора.
Элементы, входящие в понятие конструкции скважины:
Интервал бурения – это часть траектории скважины, сооруженная с помощью долота одного диаметра и преимущественно с применением одной запроектированной технологии бурения.
Интервал цементирования – это интервал, в котором цементируется конкретная обсадная колонна. Обсадные колонны могут цементироваться до устья (в основном, направление и кондуктор) и «внахлест» с предыдущей (обычно, технические и эксплуатационные). Для нефтяных скважин величина перекрытия предыдущей колонны – 150 м, для газовых скважин – 500 м. Обсадные колонны разведочных скважин цементируются обычно на всю длину.
Устье скважины – верхняя, приповерхностная, часть скважины.
Забой скважины – самая нижняя часть скважины, «дно».
Стенки скважины – боковая часть цилиндрической основы скважины.
Продуктивный горизонт – пласт в разрезе, в котором находятся природные ресурсы.
Зона перфорации – часть обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, в которой делаются отверстия для эксплуатации.
Типы конструкций:
Кондуктор и эксплуатационная колонна — обязательны при любой конструкции скважины.
Промежуточная колонна — при наличии интервалов, несовместимых по условиям бурения, а также при существовании зон осложнений, когда другие способы их ликвидации не дают положительных результатов.
Если направление не проектируется, то необходимо решить вопрос о создании замкнутого цикла циркуляции промывочной жидкости при бурении под кондуктор.
Глубина спуска направления определяется по опыту сооружения скважин на данном месторождении или по требованию заказчика (5-300 м).
КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН
Обоснованная рациональная конструкция скважины должна отвечать требованиям, предъявляемым к ней со стороны геологии, бурения и особенно со стороны последующей эксплуатации.
К основным требованиям относятся:
– правильно выбранный диаметр каждой колонны;
– надлежащая прочность и герметичность спущенных в скважину обсадных колонн;
– минимальный расход металла на 1 м глубины скважины;
– возможность применения любого из существующих способов эксплуатации скважины;
– возможность возврата для эксплуатации перекрытых колоннами вышележащих продуктивных пластов;
– возможность проведения ремонтных работ при бурении и эксплуатации скважин;
– герметичность зацементированного пространства;
– долговременная работа в соответствующих геолого-физических условиях, в т. ч. в коррозионной среде и др.
Практика проводки скважин в сложных геологических условиях, научные разработки в области бурения и крепления позволили резко увеличить глубину скважин (до 7000 м и более) 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;
– обязательный учет условий вскрытия и разбуривания продуктивного объекта.
В процессе разработки залежи ее первоначальные характеристики будут изменяться, особенно когда месторождение будет на завершающей стадии разработки; на них влияют темпы отбора флюидов, способы интенсификации добычи и поддержания пластовых давлений, применение новых видов воздействия на продуктивные горизонты с целью более полного извлечения нефти и газа.
Конструкция скважин должна отвечать требованиям охраны недр и 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 качественное разобщение пластов – основное условие при проектировании и выполнении работ по строительству скважины.
Простая конструкция (кондуктор и эксплуатационная колонна) не во всех случаях является рациональной. 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 условия.
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.
Рассмотрим влияние некоторых перечисленных факторов на подбор рациональной конструкции скважины.
Геологические условия бурения. Чтобы обеспечить лучшие условия бурения, эксплуатации и ремонта и предупредить возможные осложнения, необходимо учитывать:
а) характеристику пород, вскрываемых скважиной, с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования;
б) проницаемость пород и пластовые (поровые) давления;
в) наличие зон возможных газо-, нефте- и водопроявлений и поглощений рабочих жидкостей;
г) температуру горных пород по стволу и в месте ремонта;
д) углы падения пород и частоту чередования их по твердости.
Детальный учет первых трех факторов позволяет определить необходимые глубины спуска обсадных колонн.
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 решающим фактором является 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 меньше с последующим спуском 114-миллиметровой 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 обусловливают возникновение сминающих нагрузок. Вследствие того 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 газоконденсатных 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 колонного пространства;
в) интенсивный нагрев обсадных колонн приводит к возникновению дополнительных температурных напряжений на незацементированных участках колонны и требует учета этих явлений при расчете их на прочность (при определенных температурных перепадах и некачественном цементировании колонны перемещаются в верхнем колонном направлении);
г) возможность газовых выбросов в процессе бурения требует установки противовыбросового оборудования;
д) длительный срок эксплуатации и связанная с ним возможность коррозии эксплуатационных колонн требуют применения специальных труб с противокоррозионным 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;
– максимальное использование пластовой энергии газа для его транспортировки по внутрипромысловым и магистральным газопроводам.
Запроектированные 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 освоения 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. 1.1. показаны различные конструкции эксплуатационных колонн в зависимости от метода вскрытия и крепления продуктивных горизонтов.
Рис. 1.1. Типы конструкций эксплуатационных колонн:
1 — сплошная колонна, зацементированная через башмак; 2 — сплошная колонна, зацементированная через специальные отверстия над пластом; 3, 4 — зацементированная колонна с хвостовиком; 5 — колонна, спущенная до пласта (эксплуатация с открытым забоем); 6, 7 — комбинированные колонны, спущенные секциями.
Способ бурения. В нашей стране бурение скважин осуществляется роторным способом и забойными двигателями. Для обеспечения эффективной работы долота при бурении глубоких скважин используют турбобуры диаметром 168 и 190 мм. По диаметру турбобуров при закачивании скважины определяют возможную ее конструкцию.
Наиболее широк диапазон возможных сочетаний диаметров обсадных колонн в конструкциях при бурении скважин роторным способом.
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, а также уменьшения диаметра эксплуатационной колонны. При выборе конструкции должны быть обеспечены условия максимального сохранения естественного состояния продуктивных горизонтов.