Конструкция скважины. (Часть 2)

колонн;
- интервалы затрубного цементирования;
- диаметры обсадных колонн;
- диаметры скважин под каждую колонну.
Конструкция скважины должна обеспечить:
- Выбранный способ заканчивания;
- Проходку до проектной глубины;
- Надёжную герметическую связь между объектом и поверхностью;
- Надёжную изоляцию всех горизонтов как друг от друга, так и от поверхности;
- Возможность использования эксплуатационного оборудования;
- Возможность проведения исследовательских и ремонтных работ;
- Надёжную охрану недр;
- Минимальную материалоёмкость и стоимость.

техническая колонна;
- профильный перекрыватель/летучки;
- эксплуатационная колонна;
- хвостовик.
Конструкция скважины, содержащая направление, кондуктор и эксплуатационную колонну называется одноколонной (направление и кондуктор не входят в число).
Обсадная колонна, не доходящая до устья скважины, называется потайной.

→ перекрывает осложненные участки ствола скважины. Кроме того, проверка глубины спуска кондуктора на отсутствие гидроразрыва ΔРГР · Нк = РГР – на глубину спуска кондуктора РФ ≤ РГР, где РФ – давление флюида; РФ = РПЛ – g ·(Н - НК) · ρФ · 10-6 ΔРГР · НК ≥ РПЛ – g · H · ρФ · 10-6 + g · Hк · ρФ · 10-6 где РПЛ - давление во вскрываемом пласте (МПа) (из под башмака кондуктора); H– глубина вскрываемого пласта, м; ρФ – плотность пластового флюида (кг/м3); ΔРГР – градиент давления г.р. в предполагаемом интервале спуска кондуктора (МПа/м).
Техническая колонна → с учетом перекрытия интервала с несовместимыми условиями бурения.
Эксплуатационная колонна → с учетом формирования зумппфа или без него.
Хвостовик → подвесное устройство должно располагаться на высоте не менее 75 м для нефтяных скважин и 250 м для газовых скважин выше башмака предыдущей обсадной колонны.

кондуктор, техническая колонна, летучка, цементируемый хвостовик – на всю длину.
2. За эксплуатационной колонной цементируются:
- все продуктивные горизонты за исключением предусмотренных к эксплуатации открытым способом;
- продуктивные горизонты, не предусмотренные к эксплуатации;
- истощённые горизонты;
- горизонты, представленные текучими породами;
- горизонты, вызывающие интенсивную коррозию обсадных труб (практически все г.п.).
Минимально необходимая высота подъёма тампонажного раствора над башмаком предыдущей колонны должна быть:
> 150 м для нефтяных скважин;
> 500 м для газовых скважин.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

дебита: ∅ЭК → дебит

При выборе диаметра ∅ЭК следует учитывать также размеры внутрискважинного эксплуатационного оборудования.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

РАСЧЕТ ДИАМЕТРОВ СКВАЖИН И ОБСАДНЫХ КОЛОНН

δ, мм
где ДМЭК – диаметр муфты эксплуатационной колонны (табл.);
δ - минимальная разница диаметров скважины и муфты;
ДСЭК – диаметр скважины под эксплуатационную колонну.

По значению ДСЭК принимаем по ГОСТ 20692-80 диаметр долота под эксплуатационную колонну ДДЭК.

3. Диаметры предыдущей колонны:
ДВНУТР = ДМЭК + 2 а,
где а – необходимый радиальный зазор для свободного прохода долота (а=5 ÷ 7мм);
ДНАРУЖН = ДВН + в,
где в – толщина стенок труб.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

РАСЧЕТ ДИАМЕТРОВ СКВАЖИН И ОБСАДНЫХ КОЛОНН

приток (дебит) пластового флюида;
давление пластовое и гидроразрыва;
температура;
наличие осложнений в разрезе;
состояние геологической изученности.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ

повышенная герметичность колонны и цементного камня.
Давление газа на устье близко к забойному, что требует обеспечения наибольшей прочности труб в верхней части колонны.
Не спускается эксплуатационное оборудование.
При наличии твёрдых частиц наблюдается высокий износ обсадной колонны.
Интенсивный нагрев обсадных колонн приводит к возникновению дополнительных температурных напряжений на незацементированных участках колонны. Учет этих явлений требуется при расчете их на прочность.
Длительный срок эксплуатации и связанная с ним возможность коррозии эксплуатационных колонн требует применения антикоррозионного покрытия и пакеров.
Возможность газовых выбросов в процессе бурения требует установки соответствующего противовыбросового оборудования.

обеспечивать надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации за счет применения технических средств и соответствующих решений;
кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород - криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород (не менее, чем на 50 м) в устойчивых отложениях;
глубина спуска кондуктора должна исключать гидравлический разрыв пластов, лежащих выше башмака, при достижении в стволе скважины давления, равного пластовому;
для успешной проводки скважины после перекрытия мерзлых пород и последующей эксплуатации тепловое воздействие ее на породы с отрицательной температурой необходимо свести к минимуму;
необходимо оценить величины сминающих нагрузок и проверить прочность конструкции в целом при цикличном растеплении и смерзании многолетнемерзлых пород, вызванных вынужденными остановками эксплуатирующихся скважин.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ

условий залегания осадочной толщи пород и выявления закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтенакоплений. При бурении опорных скважин стремятся вскрыть фундамент, или, по крайней мере, бурят до технически возможных глубин (Пример: Кольская скважина). Результаты опорного бурения всесторонне исследуются в комплексе с другими геолого-геофизическими данными, полученными ранее, используют для выяснения общих закономерностей геологического строения района, предварительной оценки перспектив его нефте- и газоносности, составления перспективного плана геологоразведочных работ и подсчета прогнозных запасов нефти и газа.
2. Параметрические скважины – для более детального изучения геологического строения разреза, особенно на больших глубинах, и выявления наиболее перспективных площадей с точки зрения проведения на них геологоразведочных работ. По результатам бурения параметрических скважин уточняют стратиграфический разрез и наличие благоприятных для скопления нефти и газа структур, корректируют данные о нефтегазоносности района и прогнозные запасы нефти и газа.
3. Структурные скважины служат для тщательного изучения выявленных при бурении опорных и параметрических скважин структур и для подготовки проекта поисково-разведочного бурения на эти структуры. Результаты структурного бурения и геофизических исследований используют для изучения характера залегания, определения возраста и физических свойств пород, слагающих разрез, точной отбивки опорных (маркирующих) горизонтов и построения структурных карт.
4. Поисковые скважины бурят на подготовленных на основе результатов предыдущего бурения и геолого-геофизических исследований площадях с целью открытия новых месторождений нефти и газа или на ранее открытых месторождениях для поисков новых залеганий нефти и газа. При бурении поисковых скважин изучают разрез и его нефтегазоносность с отбором проб горных пород, воды, газа и нефти, а при вскрытии продуктивной толщи испытывают скважины на приток нефти и газа с помощью специальных механизмов и аппаратуры.
5. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью оконтуривания месторождения и сбора исходных данных для составления проекта его разработки. В процессе разведочного бурения продолжают исследование разреза и его нефтегазоносности примерно в таком же объеме, как и при поисковом бурении.
6. Эксплуатационные скважины бурят на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождении. В категорию эксплуатационных скважин входят не только скважины, с помощью которых добывается нефть и газ, но и скважины, позволяющие организовать эффективную разработку месторождения (оценочные, нагнетательные, наблюдательные).
7. Оценочные скважины предназначены для уточнения режима работы пласта и степени выработки интересующих участков залежи, выявления и уточнения границ продуктивных полей.
8. Нагнетательные скважины служат для организации законтурного и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды, газа или воздуха в целях поддержания пластового давления.
9. Наблюдательные скважины служат для осуществления систематического контроля за изменением давления, положением водо-нефтяного (ВНК), газо-водяного (ГВК) и газо-нефтяного (ГНК) контактов в процессе эксплуатации пласта.
10. Специальные скважины бурят для сброса промысловых вод в непродуктивные поглощающие пласты, разведки и добычи воды, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа.

КАТЕГОРИЯ СКВАЖИНЫ (НАЗНАЧЕНИЕ)

дебита скважины, а также возможности производства геофизических, аварийных и ремонтных работ в скважине.
Диаметр эксплуатационных колонн нагнетательных скважин зависит от давления, при котором будет закачиваться рабочий агент в пласт и от приемистости пласта.
При выборе диаметра эксплуатационной колонны разведочных скважин на структурах с выявленной продуктивностью нефти или газа решающим фактором является обеспечение условий для проведения опробования 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, от возможности проведения электрометрических работ и испытания вскрытых объектов на приток. Скважины этой категории после спуска последней промежуточной колонны можно бурить диаметром долота 140 мм и меньше с последующим спуском 114 мм эксплуатационной колонны или колонны меньшего диаметра.
Снижение уровня жидкости в скважине при добыче нефти или снижение давления газа обуславливает возникновение сминающих нагрузок. Вследствие этого колонна должна быть составлена из труб такой прочности, чтобы в процессе эксплуатации не произошло бы их смятия. Увеличение диаметра труб снижает их сопротивляемость на смятие. Поэтому для обеспечения длительной работы скважины одним из основных факторов при выборе диаметра эксплуатационной колонны является необходимая прочность на сминающие и страгивающие усилия, а также и на внутреннее давление.

КАТЕГОРИЯ СКВАЖИНЫ (НАЗНАЧЕНИЕ)

кондуктор; 3 - эксплуатационная колонна; 4 - горизонтальный ствол с горизонтальным участком; 5 - средство для срезки; 6 - отсекающий цементный мост; 7 - пилотный ствол; 8 - клин-отклонитель, устанавливаемый на трубах в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины, для зарезки второго ствола
Фиксируемые данные позволяют видеть глубину залегания кровли продуктивного пласта, его мощность в точке вскрытия, ХНК (характер насыщения коллектора), ГНК (газонефтяной контакт) и ВНК (водонефтяной контакт), если таковые присутствуют.
Преимущество заключается в упрощении бурения горизонтального участка за счет исключения необходимости бурения транспортного ствола (от 100 до 900 м по стволу). Технический результат заключается в повышении точности вскрытия продуктивного пласта при сокращении сроков бурения, повышении дебита нефти (газа, газоконденсата) и снижении обводненности продукции.
Способ заключается в следующем: бурят пилотный ствол 7 с зенитным углом, позволяющим забурить горизонтальный ствол 4. В месте предполагаемой срезки в пилотном стволе 7 обеспечивают изменение (уменьшение или увеличение) диаметра 5. Проводят геофизические исследования пилотного ствола 7. Ставят отсекающий цементный мост 6 (для предотвращения перетоков). Спускают эксплуатационную колонну 3. Производят цементную заливку эксплуатационной колонны. Начинают бурение горизонтального ствола 4. Набирают необходимый зенитный угол, входят в продуктивный пропласток, бурят горизонтальный участок.

КАТЕГОРИЯ СКВАЖИНЫ (НАЗНАЧЕНИЕ)

кондуктор; 3 - эксплуатационная колонна; 4 - горизонтальный ствол с горизонтальным участком; 5 - средство для срезки; 6 - отсекающий цементный мост; 7 - пилотный ствол; 8 - клин-отклонитель, устанавливаемый на трубах в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины, для зарезки второго ствола
Фиксируемые данные позволяют видеть глубину залегания кровли продуктивного пласта, его мощность в точке вскрытия, ХНК (характер насыщения коллектора), ГНК (газонефтяной контакт) и ВНК (водонефтяной контакт), если таковые присутствуют.
Способ заключается в следующем: в восстанавливаемой скважине ориентируют и устанавливают клин-отклонитель 8. С его помощью вырезают окно и бурят пилотный ствол 7 с зенитным углом, позволяющим забурить горизонтальный ствол 4. Пилотным стволом 7 вскрывают пласт или его часть. Проводят геофизические исследования, ставят отсекающий цементный мост 6. Спускают на трубах, ориентируют и устанавливают клин-отклонитель 5 в пилотном стволе 7. Начинают бурение горизонтального ствола 4. Набирают необходимый зенитный угол, входят в продуктивный пропласток, бурят горизонтальный участок.

КАТЕГОРИЯ СКВАЖИНЫ (НАЗНАЧЕНИЕ)

оборудования;
наличие у буровой компании оборудования и т.д.

двигателями.
Особенностью турбинного способа бурения является снижение его эффективности с ростом глубины скважины, а также резкое снижение мощности и крутящего момента с уменьшением диаметра турбобура. Для обеспечения достаточной эффективности работы долота при бурении глубоких скважин используют турбобуры диаметром 168-190 мм.
По диаметру турбобуров при заканчивании скважины определяют возможную ее конструкцию.
Диаметр турбобура, мм: 190 168
Диаметры колонн, мм: 377x273x146 (168) 351x245x146 (168)

уменьшение диаметра колонн;
3. использование двухразмерных колонн;
4. уменьшение зазоров между стенками скважины и трубой (уменьшается расход цементного материала);
5. применение труб безмуфтового соединения.

Ее устанавливают после окончания бурения скважины, спуска обсадной колонны и её цементирования. Она служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.
Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.
После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру. Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо oт способа их эксплуатации.

КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ

в межколонном пространстве;
быстрое и надёжное закрепление обсадных колонн;
возможность крепления к одной колонной головке обсадных колонн с различными диаметрами;
быстрый и удобный монтаж;
минимально возможная высота колонных головок.

КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ

допустимое внутреннее давление колонны РДОП, а также, до установки на колонну, на прочность корпуса на пробное давление: при условном диаметре проходного сечения фланца головки меньше 350 мм – 2 РДОП; при условном диаметре большем и равном 350–1,5 РРАБ.
После установки колонной головки на устье газовой скважины ее опрессовывают газоподобными агентами в следующем порядке:
1. через межколонное пространство устье скважины опрессовывают жидкостью (водой) на давление, отвечающее допустимому внутреннему давлению промежуточной колонны.
2. устанавливают на колонну фонтанную арматуру, снижают уровень жидкости в колонне и вторично спрессовывают газом (воздухом) колонную головку на максимальное рабочее давление обсадной колонны, на которой установлена колонная головка, и дают выдержку давления не менее 5 минут. При опрессовках колонной головки не должно быть потерь газа.

КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ

с хомутовым соединением;
б) по количеству стволовых фланцев:
- однофланцевая - тип ГК1;
- двухфланцевая - тип ГК2;
в) по виду трубодержателя:
К - клиньевая;
М - муфтовая;
г) по количеству трубодержателей в одном корпусе:
- с одним трубодержателем;
- с двумя и более трубодержателями;
д) по элементу подсоединения нижнего присоединительного конца корпуса однофланцевых колонных головок:
- с резьбовым присоединительным концом корпуса;
- с присоединительным концом корпуса, выполненным под приварку к обсадной колонне;
е) по виду элементов подсоединения к боковым отводам:
- с резьбовыми боковыми отводами;
- с фланцевыми боковыми отводами.

КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ

двухъярусное пакерное устройство; 3 - клинья; 4 - корпус головки; 5 - манифольд; 6, 8 - клапаны; 7 – фонтанная арматура
После спуска и цементирования кондуктора на него навинчивают корпус 4 колонной головки. Обвязывают устье противовыбросовым оборудованием и продолжают бурение под эксплуатационную колонну. После окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны собирают клиновую подвеску на последней трубе колонны, подвешенной на талевой системе буровой установки, и опускают. Под собственным весом клиновая подвеска свободно скользит по трубе и занимает свое место в корпусе колонной головки, колонну сажают на клинья 3. Эксплуатационную колонну цементируют, затем внутреннюю полость корпуса колонной головки промывают водой на свободной слив через манифольд 5 колонной головки.
После ОЗЦ снимают противовыбросовое оборудование, труборезкой отрезают трубу на высоте 120 мм от верхнего фланца корпуса. Устанавливают пакерное устройство 2. Далее монтируют крестовину фонтанной арматуры 7. Опрессовывают колонную головку вместе с эксплуатационной колонной на давление, соответствующее максимально допустимому внутреннему давлению колонны.

Преимущества:
Относительно малая стоимость.
Относительная простота конструкции.
Не требуется подбирать трубы с целью расположения их резьбы против фланца предыдущей колонны, т.к. излишек обрезается.

Недостатки:
Каждый раз необходим демонтаж ПВО, что увеличивает время строительства скважины.
Увеличивается расстояние от устья скважины до роторного стола.
Большое число потенциально негерметичных соединений.

3 – фланец под фонтанную арматуру; 4 – муфта; 5 – резиновые уплотнительные кольца; 6 – манжета
Корпус 1 колонной головки навинчивают на резьбу верхней трубы кондуктора. На корпусе головки монтируют противовыбросовое оборудование и продолжают бурение под эксплуатационную колонну. При спуске эксплуатационную колонну не доводят до проектной глубины на 4-8 м и сажают на спайдер или элеватор. После этого на последнюю трубу навинчивают специальную муфту 4 без фланца 3 под фонтанную арматуру. С помощью допускной трубы, которую ввинчивают в верхнюю резьбу специальной муфты 4, последнюю сажают на коническую поверхность корпуса 1 колонной головки и фиксируют там стопорными болтами 2.
После окончания цементирования эксплуатационной колонны и ОЗЦ колонную головку на устье скважины опрессовывают на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны.
После опрессовки демонтируют противовыбросовое оборудование и на верхний конец муфты 4 навинчивают фланец 3 под фонтанную арматуру.

Преимущества:
Небольшие размеры.
Нет необходимости в демонтаже ПВО, что уменьшает время строительства скважины.
Меньшее число потенциально негерметичных соединений.

Недостатки:
Относительно высокая стоимость.
Ограничения в применении.
Требуется подбирать трубы с целью расположения их резьбы против фланца предыдущей колонны.

4, 5, 8 и 9 - пакеры;
3, 6 и 10 - подвески; 7 - манифольд нижней (средней) промежуточной колонной головки; 11 - манифольд нижней колонной головки; 12 - нижняя колонная головка;
13, 15 и 16 - нагнетательные клапаны;
14 - промежуточная (средняя) колонная головка; 17 - манифольд промежуточной (верхней) колонной головки;
18 - промежуточная (верхняя) колонная головка

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК2:
1 – однофланцевая колонная головка,
2 – двухфланцевая колонная головка,
3 – трубодержатель клиньевый, 4 – пакер,
5 – задвижка, 6 – фланец глухой,
7 – вентиль, 8 - манометр

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК1:
1 – корпус колонной головки, 2 – клапан нагнетательный, 3 – кольцо пакера,
4 – трубная головка фонтанной арматуры,
5 – резиновый уплотнитель, 6 – клиновая плашка, 7 – направляющая втулка,
8 – запорное устройство, 9 – прокладка,
10 – вентиль манометра, 11 – патрубок манифольда (бокового отвода)

одном корпусе.
Уплотнение межтрубного пространства и НКТ производится с помощью резиновых или металлических манжет.
Основные преимущества:
отсутствие необходимости демонтировать ПВО в процессе бурения и заканчивания скважины, а также при спуске эксплуатационного оборудования (т.к номинальные размеры колонной головки и узла трубной головки одинаковы), что позволяет значительно экономить время и затраты;
ускоряется процесс установки: не требуется ждать застывания цементного раствора;
повышенная надежность: за счет уменьшения количества фланцевых соединений;
повышенное удобство: уменьшаются габариты и вес арматуры.