vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ

3.1. Общие сведения о скважинах

Скважина, пробурённая с дневной поверхности на нефть и газ, – это цилиндрическая вертикальная или наклонная (в том числе с углом наклона 90 и более градусов) горная выработка, которая создаётся в массиве горных пород при помощи механических приспособлений без допуска работающих во внутрь этой выработки.

Скважина является материалоёмким и очень дорогостоящим горнотехническим сооружением, предназначенным для работы в сложных условиях в течение десятков лет.

Строящаяся скважина имеет устье (часть скважины, находящейся на дневной поверхности), забой (дно), ствол (часть скважины между устьем и забоем). Боковая цилиндрическая поверхность скважины ограничивается её стенкой.

Скважины могут быть вертикальными, наклонными, горизонтальными, многозабойными.

Конструкция скважины, как объекта строительства, определяется количеством, диаметром и глубиной спуска обсадных колонн, интервалами цементирования обсадных колонн (рис. 3.1).

1

2

3

4

Рисунок 3.1 – Конструкция скважины:

1 – направление; 2 – кондуктор; 3 – промежуточная обсадная колонна; 4 – обсадная эксплуатационная колонна

33

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По назначению скважины подразделяются на поисковые, разведочные, эксплуатационные и др. Поисковые скважины бурятся для поисков новых залежей нефти и газа. Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа и получения информации для составления проектных документов на разработку залежей (месторождений). Основными проектными документами являются проект разработки и технологическая схема разработки.

Для разработки залежей (месторождений) бурятся (строятся) скважины эксплуатационного фонда (добывающие, нагнетательные, контрольные, оценочные и др.). Основой нефтегазодобывающего предприятия является именно эксплуатационный фонд скважин. На отечественных промыслах в начале текущего века количество скважин эксплуатационного фонда составляло около 140 тысяч единиц.

Весь срок жизни добывающей скважины можно поделить на следующие периоды:

строительство (бурение, спуск обсадных колонн, крепление обсадных колонн и т. п.);

подготовка к эксплуатации (перфорация, конструирование забоя, освоение и т. п.);

эксплуатация;

ликвидация.

Первичным называется вскрытие продуктивного пласта бурением (разбуривание пласта).

Вторичным называется вскрытие продуктивного пласта перфорацией. Конструкции скважин, в большинстве случаев, предусматривают наличие против продуктивного пласта зацементированной обсадной эксплуатационной колонны. Применением перфораторов создаются отверстия в стенке обсадной колонны, каналы в цементном кольце и в породе пласта для вторичного обеспечения гидродинамической связи скважины с продуктивной толщей пласта.

В перечень основных работ при подготовке скважины к эксплуатации, вводимой из бурения, могут быть включены следующие виды работ:

перфорация скважины и конструирование забоя скважины;

спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ);

установка устьевой (фонтанной или иной) арматуры и её обвязка;

вызов притока из пласта с применением, при необходимости, методов воздействия на призабойную зону;

34

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

проведение гидродинамических исследований скважины и установление нормы отбора;

кратковременная пробная эксплуатация скважины.

Задачей гидродинамических методов исследования скважин является изучение коллекторских, фильтрационных, геометрических и других свойств проницаемых пластов. По результатам гидродинамических исследований скважин оценивается их гидродинамическое совершенство и устанавливается норма отбора из пласта. Норма отбора определяет количество флюида, которое притекает в скважину при обоснованно установленной депрессии. По норме отбора устанавливается технологический режим эксплуатации скважины.

Технологический режим эксплуатации скважины – это дебит, состав продукции, давление и температура на устье скважины. В технологический режим также включаются параметры работы оборудования, которое обеспечивает тот или иной способ эксплуатации скважины (давление закачки и количество закачиваемого в скважину газа, например, при газлифтном способе эксплуатации, число качаний в минуту и длина хода полированного сальникового штока при эксплуатации нефтяных скважин штанговыми скважинными насосами и т. п.). Установленные на устье параметры технологического режима эксплуатации определяют условия движения продукции скважин от устья до забоя и условия притока флюида в добывающую скважину (или условия приёмистости нагнетательной скважины).

Скважины в течение всего срока жизни неоднократно подвергаются ремонтным работам (подземный ремонт скважин). Все ремонтные работы, в зависимости от их характера и сложности, разделяются на текущий и капитальный ремонты скважин. При подготовке скважин к подземному ремонту в большинстве случаев осуществляется задавка пласта. Задавка пласта (или глушение скважин) требуется для безопасного ведения ремонтных работ на скважине. Задавочные агенты в той или иной степени взаимодействуют с породой призабойной зоны пласта и флюидом, насыщающим эту зону, в результате чего продуктивная характеристика этой части пласта ухудшается, а это, в свою очередь, очень существенно снижает продуктивность самой скважины. Нередко после подземных ремонтов скважину снова приходится осваивать, проводя при этом полный или частичный комплекс работ, относящихся к освоению.

35

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.2. Строительство скважин

Полный цикл строительства скважины включает также работы по монтажу и демонтажу буровой вышки, бурового оборудования и другие работы.

Бурение скважин – это процесс механического разрушения горных пород специальным породоразрушающим инструментом (долотом), удаления разрушенной породы с забоя скважины и её подъёма на дневную поверхность.

Скважины на нефть и газ в нашей стране бурят вращательным способом. Процесс углубления происходит за счёт вращения долота, укрепляемого в нижней части колонны бурильных труб, и нагрузки на долото, создаваемой частью веса бурильной колонны.

Частички выбуренной породы (шлам) выносятся на поверхность потоком бурового раствора (промывочная жидкость), который прокачивается с поверхности внутри колонны бурильных труб, проходит через специальные отверстия в долоте, перемешивается с разрушенной породой и далее возвращается на поверхность через затрубное пространство. Промывочная жидкость выносит с забоя частички выбуренной породы, а также охлаждает долото, создаёт противодавление на пласты, удерживает стенки скважины от обвалов и т. д.

Вращательное бурение может осуществляться роторным способом (долото вращается вместе с колонной бурильных труб, приводимой в движение от специального механизма – ротора, устанавливаемого на устье скважины) и с помощью забойного двигателя (турбобура, электробура и др.).

В процессе бурения скважины осуществляется комплекс геофизических, гидродинамических и других исследовательских работ.

Спуск каждой обсадной колонны сопровождается цементированием заколонного пространства. Для цементирования применяют специальные тампонажные материалы. Плотность применяемых растворов для цементирования изменяется в пределах от 1500 до 2000 кг/м3. В зависимости от конкретных условий цементный раствор поднимается в затрубном пространстве до устья скважины или только перекрывает предыдущую обсадную колонну на несколько десятков или сотен метров.

Верхние концы обсадных труб скрепляют колонной головкой, предназначенной для герметизации межтрубных пространств, подвески и закрепления обсадных колонн различных диаметров, а также для контроля за давлением во всех межтрубных пространствах. На верхнем фланце колонной головки устанавливают то или иное оборудование (фонтанную арматуру, устьевой сальник и т. п.).

36

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Различают следующие типы колонных головок:

ОКМ – с муфтовой подвеской обсадных колонн;

ОКК – с клиньевой подвеской обсадных труб.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ рассчитано на давление 14 МПа. Оно состоит из корпуса, муфтовой подвески, стопорных винтов, манометра и пробкового крана (рис. 3.2). Корпус навинчивается на первую обсадную колонну – кондуктор, а муфтовая подвеска – на обсадную эксплуатационную колонну. Герметичность соединения корпуса головки и муфты обеспечивается уплотнительной манжетой и кольцами.

Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц – колонных головок (рис. 3.3). Нижняя колонная головка присоединяется к верхнему концу кондуктора по трём вариантам:

с помощью внутренней резьбы на корпусе;

с помощью наружной резьбы;

сваркой.

Все последующие колонные головки устанавливаются по мере спуска и цементирования последующих обсадных колонн.

Колонная головка типа ОКК состоит из корпуса, который навинчивается на кондуктор. Внутренняя поверхность корпуса коническая и в ней помещён клин, удерживающий обсадную колонну.

Колонную головку типа ОКК изготавливают на рабочее давление 21, 35 и 70 МПа. Она предназначена для подвешивания двух или более обсадных эксплуатационных колонн и кондуктора. Колонной головкой типа ОКК оборудуют скважины, вскрывающие пласты с высоким давлением.

37

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 3.3 – Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК:

1 – крестовина; 2, 4, 5, 8, 9 – пакеры; 3, 6, 10 – подвески; 7 – манифольд нижней промежуточной (средней) колонной головки; 11 – манифольд нижней колонной головки; 12 – нижняя колонная головка; 13, 15, 16 – нагнетательные клапаны; 14 – промежуточная колонная головка; 17 – манифольд промежуточной (верхней) колонной головки;

18 – промежуточная (верхняя) колонная головка

39