Обсадные колонны.

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.

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной 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.

Кондуктор служит 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.

Эксплуатационная колонна 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».

Оборудование противовыбросовое и превенторы.

Противовыбросовое оборудование (ОП) предназначено для герметизации устья строящихся и ремонтируемых скважин с находящейся в ней колонной труб или при её отсутствии, при проворачивании, расхаживании колонны труб между замковыми и муфтовыми соединениями. Противовыбросовое оборудование позволяет производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт.

Основные параметры ОП и его составных частей должны соответствовать ГОСТУ 13862-90.

Технические характеристики

ОП1-18035 ОП1-18035К2

Условный проход стволовой части, мм 180 180

Рабочее давление, МПа 35 35

Условный диаметр труб, уплотняемых

плашками превентора, мм 60127 60114

Рабочее давление в гидросистеме, МПа 610 610

Масса полного комплекта, кг 12950 -

Тип манифольда МПБ2-8035 МПБ2-807035К2

Превенторы типа ППГ и ППМ (рис. 37) обеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье, подвешивание колонны на плашки и удержание колонны плашками от выброса под действием скважинного давления.

Рис. 37. Превентор ППМ

Основные узлы и детали превентора - корпус, крышки корпуса с гидроцилиндрами и плашки.

Для освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин выпускаются превенторы следующих типов:

ППГ-15021 с гидравлическим зажимом плашек и механическим поджимом;

ППМ-15021 с механическим зажимом плашек.

Технические характеристики

ППГ-15021 ППМ-15021

Диаметр проходного отверстия, мм 150 150

Рабочее давление, МПа (кГс/см²) 21 (210) 21 (210)

Максимальное давление в рабочих

камерах приводных цилиндров, МПа 10 -

Диаметр уплотняемых труб 50; 60,3; 63,5; 73; 89 глухая плашка позволяет перекрывать скважину при отсутствии в ней трубы

Пробное давление, МПа (кГс/см²) 42 (420) 42 (420)

Рабочая среда нефть, газ, газоконденсат, вода, буровой раствор и их смеси

Масса, кг 540 470

Превентор плашечный штанговый ППШ-6221 (рис. 38) применяется при ремонте нефтяных скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами. Превентор ППШ предназначен для герметизации штанг при аварийных работах.

Рис. 38. Превентор плашечный штанговый ППШ-6221

Техническая характеристика ППШ-6221

Диаметр проходки, мм 62

Рабочее давление, МПа (кГс/см²) 21 (210)

Диаметр герметизируемых штанг при смене

уплотнителей, мм 16, 19, 22, 25

Привод плашек ручной

Рабочая среда нефть, газ, газоконденсат, вода

Температура рабочей среды и окружающего

воздуха (градусы Цельсия) от -10 до +100°C

Масса, кг 32

Коллекторские свойства продуктивных пластов

Месторождение, горизонт	Открытая пористость %	Прони- цаемость 10-15м2	Начальное
			Рпл(Мпа)	tпл(Со)	Газовый фактор м3/т	Дебит т/сут
Чутырско-Киенгопское
Верейский, В-II	15	3940	11,5	29	30,5	12,8
Башкирский, Бш	17	453	12,6	31	22,9	2,8
Тульский, Тл-1	16	292	15,1	33		4,8
Мишкинское
Верейский, В-III	18	121	11,8	21,2	11,1	14,1
Башкирский, Бш	14	192	12,1	26,3	14,3	68
Тульский, Тл-0	14	1000	14,8	30,8		1
Яснополянский	14	71-	15,2	29-31	9-	8,5-
Бобриковский, Бб-II	19	1890	15,2	29-31		24
Гремихинское
Башкирский, Бш	16	409	11,8	26	14,6	13,8
Тульский, Тл I+II	13	183	14,5	31		9,5
Ельниковское
Подольский, Сpd2-I	18	24	9,1	18,5	24	7,1
Каширский, Скš1-V	21	38	10,1	22	19	2,7
Тульский, С1-II	21,2	274	13,3	28	12-16	17-24
Бобриковский,С1-VI	22	639	13,1-	30-31	9-11	34,2
Вятское
Подольский, Cpd2	22	43	10,1	19,5	30,1	1,7
Каширский Ckŝ1	19	49	9,7	19,5	16,7	3,2
Яснополянский	18,5	252	14,2	28	18	27
Архангельское
Кыновско-пашийский, Д0+Д1	18,9	550	19,2	39	12-23,8	19-183
Южно-Киенгопское
Верейский	16	229	11,5	25,5	21,9	7,4
Башкирско-серпуховский	17	678	13,4	29	19,3	120
Тульский, Тл0-//	19	408	15,1	34	29,2	28
Бобриковский, Бб-1	24	339б5	16,2	34	29,2	59,5