» » Элементы конструкции скважины

Элементы конструкции скважины

03.08.2016

Основу конструкции скважины составляют колонны обсадных труб определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна (рис. 2.1).
Направление - элемент конструкции скважины, который 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 цементируется или бетонируется. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.
Кондуктор - элемент конструкции скважины, который устанавливается для закрепления стенок скважины в верхних интервалах разреза, представленных неустойчивыми породами, для предохранения пресноводных горизонтов от загрязнения и установки на нем колонной головки. Колонная головка, которая герметично соединяется с кондуктором, с помощью противовыбросового оборудования герметизирует ствол скважины при вскрытии высоконапорных горизонтов при дальнейшем углублении, с глубиной спуска до нескольких сот метров. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, противостояния высоким давлениям со стороны напорных горизонтов, вскрываемых бурением после спуска кондуктора, и придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.
Элементы конструкции скважины

Промежуточная колонна - элемент конструкции скважины, который служит для крепления неустойчивых и поглощающих интервалов разреза и разобщения пластов, несовместимых в открытом стволе из-за возможности гидроразрыва одного пласта пластовым давлением другого. Глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных интервалов. Промежуточная колонна в отдельных случаях, когда имеется опасность чрезмерного ее износа при бурении нижерасположенного интервала, может не цементироваться для извлечения и утилизации. После спуска промежуточной колонны и обвязке в колонной головке на неё устанавливается противовыбросовое оборудование соответствующего размера. В условиях геологической неопределенности разреза в конструкции может быть предусмотрена возможность спуска резервных колонн.
Эксплуатационная колонна - элемент конструкции скважины, который образует канал для транспортировки пластовых флюидов на земную поверхность или закачки агентов в пласт; глубина ее спуска определяется положением продуктивного объекта. В интервале продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтрующей системой. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн (в случае спуска колонны секциями) нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.
Хвостовик (потайная колонна) - элемент конструкции скважины, который служит для перекрытия некоторого интервала в стволе скважины; верхний конец хвостовика не достигает поверхности земли и размещается внутри выше расположенной обсадной колонны. Если она не имеет связи с предыдущей колонной, то потайную колонну называют «летучка». Хвостовиками и «летучками» часто перекрывают интервалы пород, склонных к осыпанию или выпучиванию.
Конструкция скважины должна обеспечить охрану недр и окружающей среды за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн, кольцевых пространств путём разобщения проницаемых пород друг от друга и от дневной поверхности. При этом необходимо создать условия для:
• безопасного ведения работ на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;
• получения необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;
• достижения максимально высокого уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины.
Конструкция скважины должна обеспечить функциональное назначение скважины с заданными эксплуатационными качествами за счёт:
• реализации высоких технико-экономических показателей сооружения скважины и достижения скважиной проектной глубины;
• создания герметичного и надежного канала для транспортирования пластового флюида или для нагнетания в пласт жидкости или газа;
• предотвращения перетоков флюидов из одного пласта в другой или на поверхность;
• реализации эффективных способов вскрытия, вызова притока и эксплуатации продуктивных горизонтов, возможности применения соответствующего внутрискважинного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия, методов повышения нефтеотдачи и обработки пластов;
• надежного закрепления на устье скважины противовыбросового и эксплуатационного оборудования;
• предупреждения загрязнения окружающей природной среды при бурении и эксплуатации скважины, а также при ее ликвидации.
На выбор конструкции скважины влияют:
• географическое расположение и геологические условия бурения;
• горные и технические условия крепления скважины;
• назначение и цель бурения;
• планируемые способы бурения, заканчивания и эксплуатации скважины;
• уровень организации производства, техническая и технологическая вооружённость, квалификация бурового подрядчика.
Горно-геологические условия разреза относятся к числу неуправляемых факторов и они являются базовыми при выборе конструкции скважины.
Перечень горно-геологических характеристик разреза, которые учитываются при обосновании конструкции скважины, включает:
• литолого-стратиграфическую характеристику и тектонические особенности разреза (углы падения пород);
• физико-механические свойства и состояние пород разреза скважины с позиций возможных осложнений процесса крепления (проявления, поглощения и неустойчивость стенок скважины);
• проницаемость пород в интервале крепления, пластовые (поровые) давления;
• распределение температуры по стволу скважины.
С пецифические требования предъявляются к конструкции газовых скважин в силу специфических свойств газообразной фазы, а также к наклонно направленным и горизонтальным скважинам в связи с особенностями пространственного расположения ствола.
В промысловой практике используется схематическое изображение конструкции скважин (рис. 2.2).
Элементы конструкции скважины

Чем сложнее конструкция скважины, тем она дороже. Поэтому целесообразность спуска каждой из обсадных колонн должна быть обоснована технологически и подтверждена экономическими расчётами. Для этого сопоставляются варианты стоимости скважины с различными вариантами дополнительной обсадной колонной или варианты исключения дополнительной колонны за счёт использования технологий, предотвращающих критические ситуации в не обсаженных участках ствола.
Материалоёмкость конструкции скважины. На рис. 2.3, приведённом в качестве иллюстративного материала, первый вариант конструкции скважины - традиционная двухколонная конструкция, во второй вариант введена вторая промежуточная обсадная колонна из-за необходимости перекрытия зоны геологической осложнённости, и в третьем варианте задействованы технологии избирательного крепления (кольматационное экранирование, расширяющиеся трубы и т.п.). Каждый из этих вариантов характеризуется материалоёмкостью, которая определяет в конце концов стоимость скважины.
Элементы конструкции скважины

Естественно, что материалоемкость не является единственным критерием выбора того или иного варианта конструкции скважины, но при соответствующих технологическом и экономическом обоснованиях может стать определяющим.
Упрощение конструкций скважин, как правило, идёт по пути сокращения количества промежуточных колонн (в том числе заменой их на потайные колонны) и увеличения протяжённости незакрепленного ствола (выхода из предыдущей колонны).
Зарубежный и отечественный опыт бурения глубоких скважин показал, что конструкции скважин могут иметь протяжённость открытого ствола в пределах 1000-3500 м, причем меньшие выходы приходятся на трубы диаметрами 219, 194 и 168 мм, из которых составляются наиболее ответственные колонны.
Величина выхода зависит:
• от наличия зон горно-геологической и технологической несовместимости пород в общем открытом стволе;
• от времени устойчивого состояния ствола скважины (период разупрочнения набухающих, осыпающихся и текущих пород);
• от наличия в разрезе интервалов, затрудняющих продолжение работ в открытом стволе после их вскрытия (зоны интенсивного разупрочнения, проявлений и поглощений);
• от прочности предыдущей колонны, ослабленной механическим износом труб, к действию внешних и внутренних нагрузок (из-за большого объема работ в промежуточных колоннах избежать значительного износа труб трудно).
Чем глубже залегает продуктивный горизонт, тем, как правило, выше пластовое давление в нем и выше давление в колонне в случае закрытия скважины превентором при выбросе. Обсадные колонны большого диаметра, расположенные в верхних участках ствола скважины, имеют невысокую прочность на разрыв от избыточного внутреннего давления. При вскрытии глубоко залегающего горизонта с высоким пластовым давлением может возникнуть опасно высокое для верхних участков обсадной колонны избыточное давление. Поэтому в случае вероятности такой ситуации приходится упрочнять опасные участки колонны или перекрывать их дополнительной более прочной обсадной колонной, но меньшего диаметра. Таким образом, верхние участки разреза обычно перекрывают несколькими обсадными колоннами.
Диаметры обсадных колонн
Диаметры всех обсадных колонн, в конструкции скважины зависят от диаметра эксплуатационной колонны, поскольку их концентричное размещение определяет необходимость каждой последующей колонны вписаться внутрь предыдущей колонны. Это Условие определяет последовательность выбора диаметров обсадных колонн в конструкции скважин от диаметра эксплуатационной колонны к диаметру предыдущей и так вплоть до диаметра кондуктора и направления.
При бурении поисковых скважин на новых площадях диаметр эксплуатационной колонны зависит от возможности проведения полного комплекса промыслово-геофизических исследований и испытания перспективных объектов.
Для эксплуатационных скважин диаметр обсадной колонны зависит от флюида, ожидаемых пластовых давлений и дебита скважин, способа их эксплуатации и других факторов. Диаметр эксплуатационной колонны определяют из условия оптимального расхода пластовой энергии и максимальной экономической эффективности строительства, эксплуатации и ремонта скважины. Ориентировочные значения диаметров эксплуатационной колонны для ожидаемых дебитов скважины приведены в табл. 2.1.
Элементы конструкции скважины

Для того чтобы обсадную колонну можно было спустить в скважину, диаметр ствола всегда должен быть больше максимального наружного диаметра колонны с учётом зазора между стенкой ствола скважины и муфтой трубы:
Элементы конструкции скважины

где Dс - диаметр скважины (его принимают обычно равным диаметру долот, которыми пробурили данный участок); Dм - наибольший наружный диаметр колонны (обычно это диаметр муфты, соединяющей две смежные трубы); Δк - радиальный зазор между стенкой скважины и выступающим наружу элементом колонны (например, муфтой), достаточный для свободного спуска ее (табл. 2.2).
Диаметр долота для бурения ствола под последующую обсадную колонну (Dд)посл должен быть меньше внутреннего диаметра предыдущей колонны (dк).
Элементы конструкции скважины

где Δ — необходимый радиальный зазор для свободного прохода долота через предыдущую колонну, Δ≥5-10 мм.
Элементы конструкции скважины

Для наклонного ствола диаметр долота Dd для проходки скважины выбираются с учётом интенсивности пространственного искривления ствола, диаметра и жесткости спускаемой колонны и средневзвешенного угла наклона незакреплённого интервала (по методике ВНИКРнефти):
Элементы конструкции скважины

где m - масса 1 м обсадной трубы в жидкости, кг; EI - жесткость груб обсадной колонны, Нм2; a - средневзвешенный угол наклона незакреплённого интервала скважины, градус; i0 - интенсивность пространственного искривления скважины в том же интервале, градус/ 10 м (см. табл. 2.3); Dоб - диаметр обсадной колонны, м.
Элементы конструкции скважины

Обсадные трубы большого диаметра (кондуктор, промежуточная колонна) в наклонном стволе ограничивают интенсивность искривления ствола (табл. 2.3), что необходимо учитывать при проектировании профиля наклонно направленных скважин.
Высота цементного кольца за обсадными колоннами
Полноценный цементный камень защищает обсадную колонну от продольной и поперечной деформации, от коррозии, изолирует проницаемые пласты и укрепляет стенки ствола скважины.
Вероятность качественного цементирования снижается при увеличении интервала цементирования, при возникновении притоков пластовых газа и флюидов из проницаемых интервалов и в значительной степени зависит от соответствия свойств тампонажного материала реальной горно-геологической обстановке и от реализованной гидравлической программы цементирования.
В необсаженном стволе скважины цементируются:
• продуктивные горизонты, кроме тех, которые опробуются и эксплуатируются открытым стволом или с нецементируемым фильтром;
• горизонты с непромышленными запасами нефти и газа, в том числе истощенные горизонты и горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;
• проницаемые горизонты, насыщенные пресной водой, а также всеми типами минерализованных вод;
• интервалы, представленные породами, склонными к пластическому течению и выпучиванию;
• горизонты, породы и пластовые флюиды и газообразные агенты, которые активно корродируют обсадные трубы.
В обсаженной предыдущей колонной части ствола скважины могут не цементировать интервалы против залегания истощенных горизонтов и горизонтов с непромышленными залежами нефти и газа, а также горизонты, насыщенные неагрессивными водами.
Кондукторы, потайные колонны, нижние и промежуточные ступени при ступенчатом цементировании, нижние и промежуточные секции секционных колонн цементируются на всю длину.
Минимально необходимая высота подъема тампонажного раствора над флюидосодержащими горизонтами, а также над кровлей подземных хранилищ газа и нефти, над устройством ступенчатого цементирования (стыком секций) верхней ступени (секции) обсадных колонн должна составлять не менее 150-300 м для нефтяных и 500 м для газовых скважин, чтобы избежать фильтрацию из пласта в скважину после продавки цементного раствора за колонну.
Если в разрезе несколько пластов насыщенных газом или нефтью с высоким газовым фактором, то при расстоянии между ними больше 300 м, их цементирование должно осуществляться таким образом, чтобы избежать диффузии газа из пласта в скважину при твердении цементного раствора (например, ступенчато).
Цементирование устойчивых непроницаемых интервалов большой протяжённости чаще всего не оправдано, т.к. повышает вероятность некачественного цементирования, особенно при низком градиенте гидроразрыва пород ствола скважины.
Для случаев, когда за промежуточной или эксплуатационной колонной по горно-технологическим условиям не требуется подъем тампонажного раствора до устья скважины, максимальная длина нецементируемой верхней части колонны должна приниматься с учётом возможности временной полной ее разгрузки для оборудования устья колонной головкой, при которой исключается нарушение труб. Наиболее опасным моментом такой операции является потеря устойчивости и изгиб разгружаемой колонны, в результате чего возможен слом труб. При неудовлетворении условию принимается решение об уменьшении общей длины нецементируемой части колонны или упрочнении соответствующих ее секций для выполнения данного условия.
Высота цементного раствора зависит от поставленных задач.
Преимущества подъёма цемента до устья:
• Облегчает наблюдение за верхней частью цементного раствора.
• Обеспечивает лучшую защиту обсадной колонны И изоляцию затрубного пространства.
• Снижает риск образования в затрубном пространстве «карманов», свободных от цементного камня.
Недостатки:
• Приводит к увеличению гидродинамического давления (эквивалентной плотности циркуляции) на продуктивную зону, возможен выход за пределы ограничений.
• Увеличивает затраты.