- •Глава I
- •Подземный ремонт скважин
- •§ 1. Нефтяные и газовые залежи
- •§ 2. Конструкция скважин
- •§ 3. Способы эксплуатации скважин
- •§ 4. Подземный ремонт скважин
- •§ 2. Оборудование газлифтных скважин
- •§ 3. Штанговые скважинные насосные установки
- •§ 4. Установки центробежных электронасосов
- •§ 5. Оборудование нагнетательных скважин
- •§ 1. Особенности оборудования для
- •§ 2. Инструмент и приспособления для спуско-подъемных операций
- •§ 3. Оборудование для механизации тяжелых ручных операций
- •Техническая характеристика ключа ашк
- •§ 4. Стационарное оборудование
- •§ 5. Агрегаты для ремонта нефтяных и газовых скважин
- •§ 6. Агрегаты для гидроразрыва, гидропескоструйной перфорации и солянокислотной обработки
- •Техническая характеристика
- •§ 7. Канатная техника
- •§ 8. Противовыбросовое оборудование
- •§ 9. Агрегаты для исследования скважин
- •§ 10. Оборудование для вспомогательных операций и ремонта техники
- •§ 11. Ловильные инструменты
- •§ 12. Оборудование для ремонта скважин под давлением
- •Глава IV
- •§ 1. Классификация операций, выполняемых при подземном ремонте скважин
- •§ 2. Подготовка скважин к ремонту
- •§ 3. Спуско-подъемные операции
- •§ 4. Смена штангового насоса и изменение глубины подвески
- •§ 5. Ремонт скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами
- •§ 6. Чистка и промывка песчаных и гидратных пробок
- •§ 7. Термическая очистка труб от парафина
- •§ 8. Гидравлический разрыв пласта
- •§ 9. Гидропескоструйная перфорация
- •§ 10. Кислотная обработка скважин
- •§ 11. Ловильные работы
- •Извлечение упавших труб
- •§ 12. Ремонтно-изоляционные работы
- •§ 13. Зарезка скважин вторым стволом
- •§ 14. Ремонтноисправительные работы
§ 2. Конструкция скважин
Скважиной называют вертикальную или наклонную горную выработку с круглым поперечным сечением диаметром порядка нескольких сантиметров и глубиной до нескольких километров. Дно скважины называют забоем, боковую поверхность — стволом, а выход на поверхность — устьем.
При бурении и эксплуатации скважины ее стенки должны быть надежно укреплены для исключения их обвалов. Все пласты, через которые пробурена скважина, должны быть разобщены друг от друга. Для этого в скважину спускают металлические обсадные трубы, а пространство между ними и горной породой заполняют жидким цементным раствором, который, застывая, образует кольцо цементного камня.
В зоне расположения продуктивного пласта в колонне обсадных труб и цементном камне создают ряд отверстий, соединяющих пласт с внутренней полостью обсадных труб. Полученный после
выполнения всех этих работ вертикальный или наклонный капал, соединяющий продуктивный пласт с трубопроводами, расположенными на поверхности земли, и является скважиной.
В зависимости от геологического разреза, способов бурения и вскрытия эксплуатационного пласта, ожидаемого пластового давления и т. д. используют различные конструкции скважин, отличающиеся числом рядов концентрически расположенных обсадных труб различных диаметров, спускаемых на различные глубины. Совокупность колонн обсадных труб различного диаметра и длины, спущенных в скважину, называется конструкцией скважины.
В зависимости от расположения и назначения каждого ряда труб различают:
направление — первый ряд труб, спускаемых на глубину до 40 м для предохранения устья скважины от размывания промывочной жидкостью и исключения межпластовых перетоков и загрязнения верхних водоносных горизонтов в течение всего срока эксплуатации скважины;
кондуктор — второй ряд труб с максимальной глубиной спуска до 500-—600 м, предназначенный для обеспечения устойчивости стенок скважины в верхнем ее интервале. В процессе бурения эта колонна труб препятствует проникновению бурового раствора и других технологических жидкостей, используемых при бурении скважины, в водоносные горизонты;
технические (или промежуточные) колонны — один или несколько концентрически расположенных рядов труб, спускаемых в скважину в процессе бурения для изоляции водоносных пластов, нефтяных и газовых горизонтов, зон поглощения или зон с неустойчивыми, плохо сцементированными породами. В зависимости от конкретных условий их число и глубина спуска меняются. При благоприятных условиях бурения они могут вообще не использоваться.
эксплуатационная колонна — последний ряд труб, спускаемых в скважину. После спуска этой колонны в скважину процесс ее углубления прекращается. В эксплуатационную колонну спускают внутрискважинное оборудование для подъема продукции пласта на поверхность или закачки в него жидкости или газа. В отдельных случаях подъем или закачку жидкости или газа осуществляют с использованием только эксплуатационной колонны.
Техническая и эксплуатационная колонны могут спускаться на всю глубину — от забоя до устья скважины или перекрывать не-обсаженный интервал ствола скважины от забоя до предшествующей колонны. Такие колонны называют хвостовиками.
Если конструкция скважины включает помимо направления и кондуктора только эксплуатационную колонну, то ее называют одноколонной, при наличии одной или нескольких промежуточных колонн ее называют соответственно двух- или многоколонной (рис. 1.2).
В настоящее время при бурении скважин в большинстве случаев стремятся ограничиваться эксплуатационной колонной дпа-
7
Рис. 1.2. Схема конструкций скважин:
а, б — с двумя обсадными колоннами; в — с тремя обсадными колоннами; 1 — кондуктор; 2 — эксплуатационная колонна; 3 – техническая колонна; г — схема колонной головки: 1 — фланец катушки; 2 — пробка; 3— корпус головки; 4 — уплотнение; 5 — корпус уплотнения; 6 — клинья, 7 — патрубок; 8 — фланец; 9 — эксплуатационная колонна; 10 — фланец кондуктора
метром 146 или 168 мм, позволяющими спускать в них оборудование, обеспечивающее при механизированной добыче нефти дебиты порядка 700 м3/сут (а при фонтанном способе и выше), а газа — до 500 тыс. м3/сут. Спущенные в скважину обсадные колонны цементируют путем закачки цемента в кольцевое пространство между стенками скважины и колонны. После затвердевания цементный камень разобщает нефте- и газоносные пласты, исключает перетоки между ними, защищает обсадные трубы от корродирующего воздействия минерализованных пластовых вод.
У устья скважины все спущенные в нее колонны обвязываются с помощью колонной головки. В дальнейшем на ее верхнем фланце монтируют оборудование для эксплуатации скважины.
К завершающему этапу бурения относится вскрытие продуктивного пласта. Способ вскрытия зависит от пластового давления, устойчивости пород продуктивного пласта, его проницаемости и т. п. При вскрытии пласта должны быть приняты меры для предот-
вращения открытого фонтанирования, сохранения природных фильтрационных свойств пласта, исключения попадания в его поры бурового или тампонажного раствора. Технология вскрытия пласта должна обеспечивать длительную его эксплуатацию и максимальный приток нефти и газа в скважину.
Применяемый способ вскрытия предопределяет форму и размеры отверстий (рис. 1.3), соединяющих внутреннюю полость эксплуатационной колонны с продуктивным пластом. Для этого используются пулевые, торпедные, кумулятивные и гидропескоструйные перфораторы.
Рис.
1.3. Форма отверстий при вскрытии
с использованием различных способов
перфорации:
а
—
пулевая; б
—
торпедная; в
—
кумулятивная;
г
—
гидропескоструйная; 1
—
колонна обсадных
труб; 2
—
цементное кольцо; 3
—
пласт
Более эффективны торпедные перфораторы, стреляющие разрывными снарядами диаметром 22—32 мм замедленного действия, при взрыве которых образуются каверны глубиной до 100—160 мм. Недостатком и тех и других является возможность образования трещин в обсадной колонне и цементном кольце.
При использовании кумулятивных перфораторов отверстие в колонне, цементном кольце и продуктивном пласте образуется за счет прожигания их сфокусированной струей газов, возникающих при взрыве кумулятивных зарядов и движущихся со скоростью 6000—8000 м/с. При этом давление струи газа на стенку скважины составляет до 30 ГПа. Кумулятивный эффект достигается за счет создания на поверхности заряда выемки особой формы. В породе образуется сужающийся канал глубиной до 350 мм с максимальным диаметром 8—14 мм. К недостаткам этого способа вскрытия относится то, что в процессе перфорации струя газов увлекает за собой жидкость, которой заполнена скважина, и под большим давлением внедряет ее в породу пласта. При
этом происходит засорение пор пласта — кольматация, затрудняющая в дальнейшем приток нефти в скважину.
От недостатков пулевой и кумулятивной перфорации свободна гидропескоструйная перфорация. При использовании этого метода перфоратор спускают на колонне труб и с помощью специальных насосов нагнетают под давлением 15—30 МПа жидкость с песком, которая, вытекая из насадок перфоратора, постепенно разрушает колонну, цементное кольцо и породу пласта. В результате образуется коническая полость с увеличивающимся диаметром (от 30 до 60 мм) и глубиной до 1000 мм. При этом колонна не разрушается в местах, не подвергаемых воздействию потока жидкости, и не появляются трещины в цементном кольце.
После опробования скважины и испытания продуктивного пласта скважина сдается в эксплуатацию и в нее спускают подъемные трубы для подъема пластовой жидкости, закачки жидкости или газа в пласт.
Как и любое другое сооружение, скважина нуждается в уходе и ремонте, поскольку и оборудование, находящееся в ней и на устье, и стволовая часть, и фильтр рано или поздно разрушаются, изнашиваются и перестают выполнять свои функции.
В процессе эксплуатации скважины может возникнуть необходимость перехода на новый продуктивный горизонт (т. е. другой пласт), лежащий выше или ниже уже освоенного, углубления скважины или забуривания нового ствола, идущего в бок от уже имеющегося. Помимо этого, могут возникнуть повреждения цементного кольца, смятие колонны обсадных труб, что усложняет или вообще делает невозможным дальнейшую эксплуатацию скважины.