книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

7.11.2.О б с а д н ы е к о л о н н ы

Обсадные цельнотянуты е трубы и м уф ты к ним вы пускаю т­ ся диаметром от 114 до 508 мм, всего 19 размеров. Длина труб от 9,5 до 13 м, толщина стенок до 14 мм. С оединительная м у ф т а — это короткая стальная труба с внутренней резьбой и диаметром, незначительно п ре­ восходящим диам етр обсадной колонны. П ри поставке труб заказчику на один конец труб навинчивается м уф та, другой конец труб защ ищ а­ ется предохранительны м кольцом. В обсадных трубах используется треугольная и трап ецеи дальн ая резьба. Обсадные трубы с трапецеи ­ дальной резьбой труб и м уф т получили ш иф р ОТТМ . Т рапецеидаль­ ный профиль резьбы обеспечивает прочное и герметичное соединение труб.

В трубах м арки О ТТГ герм етичность соединения обеспечивается коническими уплотнительны ми поверхностями на торце труб (рис. 7.21 ). Трубы ТБО являю тся безм уф товы м и, их резьба выполнена по н ар уж ­ ной высадке. Обсадные трубы соединяю тся на резьбе, которая м ож ет быть короткой и удлиненной.

ОТТМ

а0

Рис. 7.21. Схемы соединения обсадных труб:

а — резьбовое соединение; б — уплотнительная часть соединения

На каждой трубе вы биваю тся клейма : условный диаметр; номер тр у ­ бы; группа прочности; длина резьбы; толщ ина стенки; товарны й знак завода-изготовителя; дата выпуска. К аж д ая партия труб, отгруж аем ая потребителю, снабж ается сертиф икатом качества.

На обсадные колонны в процессе спуска их в скваж ину и цем енти ­ рования действую т различны е нагрузки. Основные нагрузки для рас ­ чета — осевые растягиваю щ ие, наруж ное и внутреннее избы точное давление. За наибольш ее внутреннее давление приним ается давление

в колонне в период проверки герметичности опрессовкой после сфор­ мирования цементной оболочки в заколонном пространстве. Для обсад­ ных колонн диаметром 114— 127 мм давление опрессовки должно быть не меньш е 12 М Па, д л я колонн диам етром 377— 426 мм давление опрес­ совки — не менее 5 МПа.

В конструкцию низа обсадной колонны 9 для пре­ дупреж дения смятия торца ниж ней трубы входит баш­ мак 2, представляю щ ий собой толстостенную короткую трубу с боковыми отверстиям и (рис. 7.22). В нескольких м етрах от баш мака устанавливается обратный клапан 4 во избеж ание газового выброса ч ер ез колонну во время ее спуска и цементирования. К лапан такж е препятству­ ет обратному перетоку цементного раствора из кольце­ вого пространства в обсадную колонну. Вы ш е обратного к л ап ан а у с та н а в л и в а е тс я упорное кольцо 5 (кольцо «стоп») д л я ф иксации окончания процесса цементиро­ вания.

Рис. 7.22. Схема компоновки обсадной колонны с типовой ос­ насткой:

1 — направляющая пробка; 2— башмак; 3 —башмачный патрубок с отверстиями; 4 — обратный клапан; 5 — упорное кольцо; б — цент­ рирующий фонарь; 7,8 —соединительные муфты; 9—нижняя труба

Д ля улучш ения вы теснения бурового раствора в процессе цемента­ ции и исклю чения застойны х зон на наруж ной поверхности труб уста­ навливаю т центрирую щ ие ф онари 6, изготовленны е из рессорной ста­ ли. Р азм ещ ать ф онари следует равномерно в м естах, где кавернограмма показы вает отсутствие увеличения диам етра ствола скважины. Для удаления со стенок скваж ины ф ильтрационной глинистой корки перед спуском обсадной колонны на нее устанавливаю т скребки.

Д ля обеспечения качественной изоляции нефтегазоносны х пластов от водоносных пластов, а такж е д л я использования избирательного ме­ тода изоляции интервалов обсадная колонна оснащ ается заколонными п акерам и . П акер встраивается с помощью переводников в конструкцию обсадной колонны. В процессе цем ентации срабаты вает специальный клапанны й узел пакера, в р езул ьтате чего рукавны м уплотнителем пакера п ерекры вается кольцевое затрубное пространство.

С пуск обсадны х колонн я в л яется одной из трудоем ких операций. К началу спуска колонны в скваж ине долж ны быть заверш ены все ис-

следовательские и и зм ерительны е работы (каротаж , каверном етрия, инклинометрия и т. д.). П еред началом спуска колонны тщ ательно прове­ ряют состояние вы ш ки и бурового оборудования. М еста суж ения ствола, зафиксированные кавернометром, прорабатываю т. Скваж ину промыва­ ют специальным промывочным раствором, после чего ствол скваж ины шаблонируют: спускаю т на бурильной колонне до забоя компоновку из трех-четырех обсадных труб. Таким способом убеж даю тся в том, что ствол скваж ины «проходной». К аж дую навинченную трубу после сня­ тия ее с клиньев или элеваторов спускаю т медленно, чтобы стрелка индикатора массы (веса) колебалась с небольшой амплитудой. П ри на­ личии обратного клапана колонну во врем я спуска заполняю т глинис­ тым раствором во избеж ание см ятия ее наруж ны м давлением бурового раствора.

7.11.3.Ц е м е н ти р о в а н и е с к в а ж и н

Для обеспечения герметичности и долговечности канала, по которому углеводороды поднимаю тся к устью скваж ины , стенки сква­ жины необходимо укрепить, а нефтегазоносные и водоносные пласты — разобщить. Эти задачи реш аю тся при помощи опускания в скваж ину обсадных труб, о чем говорилось вы ш е, и последую щ его заполнения затрубного пространства там понаж ны м раствором.

Спущенные в скваж ину обсадные колонны долж ны быть омоноличены (зацементированы ) посредством закачки тампонажного м атериа­ ла в кольцевое пространство м еж ду стенками скваж ины и колонны.

Тампонаж ные м атериалы при затворении водой образую т суспен­ зии, способные п ревращ аться в тверды й непроницаемый камень. Для цементирования скваж ин прим еняю т там понаж ны е цементы на основе портландцемента и доменных ш лаков. П одвижность раствора долж на быть такой, чтобы его можно было закачи вать в скваж ину насосами, и чтобы подвижность раствора сохранялась до окончания процесса продавливания. О бразую щ ийся в затрубном пространстве цементный ка­ мень долж ен быть прочным, коррозионно- и температуроустойчивы м .

Регулирую т свойства цементны х растворов изменением водоцемен­ тного (В : Ц) отнош ения, а такж е добавлением различны х хим ических реагентов, ускоряю щ их или зам едляю щ их сроки схваты вания и твер ­ дения, сниж аю щ их вязкость, увеличиваю щ их прочность и т. д.

Затворение цемента, закачивание цементного раствора в скваж ину и продавливание его в затрубное пространство осущ ествляется с помо­ щью цементировочного агрегата. Ц ементировочные агрегаты являю т-

ся передвиж ны м и с монтаж ом необходимого оборудования на шасси автомобиля.

С ущ ествует ряд методов цементирования скваж ин: одно- и двух­ ступенчатое, м анж етное, цементирование хвостовиков, цементирова­ ние под давлением . В зависимости от условий залегания пластов, лито­ логического состава и проницаемости применяю т тот или иной метод.

Н аиболее распространенны м явл яется м етод од ноступ енчатого ц ем ен ти р о ван и я скваж ин, заклю чаю щ ийся в следую щ ем. После спус­ ка обсадной колонны на нее навинчиваю т цементировочную головку (рис. 7.23) и приступаю т к промывке затрубного пространства. Промыв­ ку производят до тех пор, пока буровой раствор не перестанет выно­ сить взвеш енны е частицы породы.

Рис« 7.23. Схема одноступенчатого цементирования:

а — закачка тампонажного раствора; б — начало закачки продавочной жидкости; в — завершение закачки продавочной жидкости; 1 — цемен­ тировочная головка; 2 — боковые отводы; 3 — тампонажный раствор; 4 — нижняя разделительная пробка; 5 — обсадная колонна; б — упор­ ное кольцо; 7 — обратный клапан; 8, 9 — краны; 10 — верхний отвод головки; 11 — верхняя пробка; 12 — продавочная жидкость

Вначале в колонну закачиваю т некоторы й объем буферной ж и д ко ­ сти {растворы солей, щ елочей или ПАВ) для сниж ения вязкости буро­ вого раствора, после чего в колонну опускаю т нижню ю р азд ел и тел ь ­ ную пробку.

Затем при помощи цементировочных агрегатов в колонну закачи ва­ ют расчетный объем ц ем ен тн ого р а с т в о р а и опускаю т верхню ю р а з ­ делительную пробку. Д алее приступаю т к продавливанию цементного раствора вниз с помощью закачиваем ой в колонну жидкости. В процес­ се цементирования реком ендуется производить расхаж ивание обсад­ ной колонны, если этому не препятствует наличие перегибов ствола.

Цементный раствор, заклю ченны й м еж ду двум я пробками, в про­ цессе продавливания оп ускается к баш м аку колонны до посадки н и ж ­ ней пробки на упорное кольцо или на м уф ту с обратны м клапаном (см. рис. 7.23). При дальнейш ем продавливании цементный раствор посту­ пает из-под башмака в затрубное пространство до момента схождения вер­ хней и нижней пробок. Этот момент ф иксируется резким повышением дав­ ления на манометре (стоп-ударом). На этом процесс цементирования за ­ канчивается, и скваж ина оставляется в покое на срок, необходимый для схватывания и твердения цементного раствора — обычно на это требу ­ ется 8— 12 часов. Затем цементировочные пробки, направляю щ ий баш ­ мак и образовавш ийся на забое цементный камень удаляю т.

М ногоступенчатое цементирование прим еняется при использовании длинных обсадных колонн, когда требуется слиш ком высокое давление нагнетания раствора. В таком случае отдельно цементирую т две или более секции, начиная с самой глубокой. При проведении двухступен ­ чатого или манж етного цементирования обсадных колонн использую т- ся заколонные пакеры . Затрубное пространство пакерую т перед цем ен ­ тированием второй ступени раздуван ием уплотнительного элем ента пакера ж идкостью из обсадной колонны. При манж етном цементиро­ вании скважины пакеровку осущ ествляю т промывочной жидкостью или порцией тампонажного раствора.

Ц ем ентирование хвостовиков о сущ ествляется с разд ел и тел ьн ой цементировочной пробкой или без нее. П ри этом хвостовик спускается на бурильных трубах с помощью специальны х переводников.

П родолжительность затвердеван и я цементны х растворов устанав­ ливается с учетом тем пературы в стволе: д л я кондукторов — до 16 ч, для остальных колонн — до 24 ч. По истечении срока затвердевания раствора в скваж ину опускаю т терм одатчик для определения ф акти ­ ческой высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Тведение цемента является экзотерм ическим процессом, поэтому верх -

нюю границу зацементированной области определяют по скачку тем­ пературной кривой.

После завершения обвязки устья скважины в обсадную колонну опускают пикообразное долото и приступают к разбуриванию остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной колонны. Если предполагается разбурить только заливочные разделительные пробки и упорное кольцо до обратного клапана, то устье скважины мож­ но не оборудовать противовыбросовой арматурой.

Далее обсадные колонны испытываются водой на герметичность. Давление опрессовки должно на 20 % превосходить максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации. Ко­ лонна считается герметичной, если при давлении опрессовки 7 МПа за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,4 МПа.

7.12.ЗАКАНЧИВАНИЕ И ОСВОЕНИЕ С К В А Ж И Н

7.12.1.Опробование и испытание пластов

После вскрытия продуктивного пласта выполняются геофи­ зические исследования в скважине. Однако этого бывает недостаточно для определения полных сведений о нефтеотдаче пласта, определения его промышленного значения и составления проекта разработки мес­ торождения. Если с помощью изучения обломков горной породы и ка­ ротажа данные выглядят обнадеживающими и обнаружен потенциаль­ ный коллектор, то для его последующей оценки отбирают керн и при­ меняют опробование пласта.

Опробование пласта — это комплекс работ, проводимых с целью вы­ зова притока флюида из пласта, отбора проб пластовой жидкости и оп­ ределения ориентировочного дебита. Опробование пласта представляет собой временное заканчивание скважины. Эти работы проводятся с по­ мощью специальных механизмов, называемых испытателями пластов.

Испытание пласта — это комплекс работ, дополняющий опробо­ вание пласта определением основных гидродинамических параметров пласта: газонефтесодержание; пластовое давление; гидропроводность. Испытания пластов проводятся как в процессе бурения скважин, так и после спуска эксплуатационной колонны.

Испытание (опробование) продуктивных горизонтов с помощью пластоиспытателей выполняется специализированными службами по за­ казу буровых организаций.

Наибольшее распространение получили испы татели пластов, спус­ каемые в скваж ину на бурильны х трубах — трубны е испытатели. П рин­ цип работы трубного пластоиспы тателя заклю чается в том, что подле­ жащий испытанию Интервал изолируется от остальной части ствола при помощи одного или двух пакеров (рис. 7.24). П акер — это цилиндричес­ кое приспособление из резиноподобного м атериала, который в скваж и ­ не может расш иряться и п ерекры вать определенную часть ствола. П а-

.к?(Пьт пр^лменялот дийу предотвращ ен ия лю&ого вертикального п ерем е ­ щения жидкости в необходимой части ствола скважины . У становленные пакеры устраняю т давление бурового раствора на пласт.

Рис. 7.24. Схема испытания пласта:

о — испытание с использованием двух пакеров; б — испытатель пласта с одним пакер0М

Для обеспечения притока ф лю идов в скваж ину необходимо создать депрессию — градиент давления м еж ду скваж иной и областью вокруг скважины. С оздаваем ая депрессия воздействует на все три пластовы х флюида: неф ть, газ и воду. В резу л ьтате все они перем ещ аю тся к сква­ жине.

Для получения Необходимой депрессии сн иж ается давление в подпакерном пространстве, после чего пластовы е флю иды через ф ильтр поступают в колонну бурильных труб, а затем выносятся на поверхность. Пробы поступивш их в колонну пластовы х флю идов отбираю т специ­ альным пробоотборником. П ри этом глубинные датчики непреры вно записывают происходящ ие изм енения забойного давления и тем пера-

туры . Г раф ик зависим ости давления на забое от времени называется кривой восстановления давления. На опробование пласта м ож ет потре­ боваться от нескольких часов до нескольких суток.

Д ля каждого намеченного к испытанию горизонта составляется план проведения работ. В этом плане приводятся основные сведения о сква­ ж ине: глубина забоя; диам етр и глубина спуска последней колонны; интервал испытания; величина и продолж ительность создаваемой на пласт депрессии. Т акж е указы вается тип и компоновка подлежащего спуску испытательного инструмента.

Все эти виды исследований помогают инж енерам -неф тяникам оп­ ределить момент, когда скваж ина проходит ч ерез продуктивный пласт, содерж ащ ий промыш ленное количество нефти. Если скваж ина не пред­ ставляется перспективной, ее считаю т «сухой» и ликвидирую т — за­ ливаю т цементным раствором.

В скры тие продуктивны х горизонтов в процессе бурения и заканчивание скваж ин необходимо проводить без сниж ения их гидро­ проводности и продуктивности, без создания препятствий притоку не­ ф ти к забою. Основной причиной сниж ения продуктивности является проникновение в пласты инородных ж идкостей и частиц горной породы.

Ч асто продуктивны е горизонты вскры ваю т с применением буровых растворов на водной основе, из которых вода отф ильтровы вается в пла­ сты. Объем уш едш ей в пласт воды зависит от водоотдачи раствора, про­ долж ительности его контакта с пластом и разности давлений между скваж иной и пластом. У меньш ить отрицательное влияние этих факто­ ров можно за счет быстрого исследования, спуска и цементирования эксплуатационной колонны, за счет прим енения буровы х растворов с минимальной водоотдачей или растворов на углеводородной основе.

Особенно осторожно следует вскры вать продуктивны е горизонты с низким пластовы м давлением, при котором неф ть м ож ет быть далеко оттеснена от забоя скваж ины с ухудш ением ф ильтрационны х свойств призабойной зоны. В таких случаях прим еняю т специальны е буровые растворы на нефтяной основе или глинистые растворы с добавками ПАВ.

В практике бурения применяю т следую щ ие методы заканчивания скваж ин (рис. 7.25):

• установка обсадной колонны в кровле продуктивного горизонта с последую щ им вскры тием пласта и спуском хвостовика или филь-

тра. Ф ильтры могут быть гравийными или м еталлокерам ически ­ ми. В устойчивы х породах продуктивной части р азр еза установ­ ленная колонна м ож ет явл яться эксплуатационной, а ф ильтр или хвостовик могут не спускаться;

•полное вскры тие пласта со спуском комбинированной колонны с фильтром в ниж ней части. Ф ильтры для предотвращ ения поступ­ ления песка могут быть с круглыми или щ елевидными отверстия­ ми. Иногда забой скваж ины оборудую т металлокерамическими или гравийными ф ильтрам и;

•полное вскры тие пласта со спуском колонны с последую щ им про­ стрел ива нием отверстий против продуктивного горизонта.

Рис. 7,25. Конструктивное исполнение забоев при заканчивании скважин:

a — в устойчивых породах; б — со спуском фильтра или хвостовика; в — с манжетной заливкой и фильтром в пласте; гуд — со сплошным цементированием и простреливанием отверстий против продуктивного горизонта; i — обсадная колонна; 2 — пакер; 3 — фильтр; 4 — цемент­ ный камень; 5 — перфорационные отверстия; б — продуктивный пласт;

7— хвостовик

Вслучае проходки горизонтальны х скваж ин заканчивание прово­ дят с использованием хвостовика с щ елевидными продольными отвер ­ стиями.

Вскважинах с высоким пластовы м давлением осущ ествляется пол­ ное вскрытие пласта с последую щ им спуском эксплуатационной колон­ ны со сплошной цементацией и простреливанием отверстий. О тверстия

вколонне и цементном кольце пробиваю т с помощью пулевого или тор­ педного перф оратора, или с помощью струй газов, возникаю щ их при взрыве кум улятивны х зарядов.

Пулевые перф ораторы создаю т отверстия диам етром до 12 мм. Сна­ ряды торпедных перф ораторов при входе в пласт разры ваю тся и со-

здаю т там дополнительны е трещ ины . Б еспулевы е кумулятивны е пер­ ф ораторы обеспечиваю т надеж ное вскры тие пласта и улучш ение и его проницаемости в призабойной зоне.

При простреле отверстий в колонне на устье устанавливаю т задвиж­ ку на случай неф те-, газопроявления пласта после прострела. При про­ ведении прострелочны х работ скваж ина долж на быть заполнена буро­ вым раствором для создания необходимого противодавления.

Д ля перем ещ ения добы ваемы х флю идов на поверхность в скважи­ ну почти до забоя спускаю т узкую колонну диаметром до 12 см, сфор­ мированную из насосно-ком прессорны х т р у б (НКТ). В нижней части колонны устанавливаю т пакер, который герметично перекры вает коль­ цевой зазор м еж ду обсадной колонной и НКТ. Насосно-компрессорная колонна защ ищ ает обсадную колонну от коррозии, вы зываемой агрес­ сивными флю идами. Она свободно подвеш ивается в скваж ине, поэтому ее можно легко и звлечь и отрем онтировать или заменить. Простран­ ство меж ду обсадной колонной и НКТ заполняется специальным раство­ ром для предотвращ ения коррозионны х процессов (рис. 7.26).

На устье скваж ин разм ещ ается арм атура: головки обсадных и на­ сосно-компрессорны х колонн, ф онтанная арм атура.

Рис. 7.26. Законченная скважина

Головка обсадной колонны перекры вает кольцевой зазор меж ду раз­ личными обсадными колоннами и им еет подвески для верхней часта каж дой из колонн. П одвески удерж иваю т обсадные колонны в скважи­ не. Головка кондуктора располагается ниж е всех и имеет наибольший