Устройство конструкции нефтяной скважины. Бурение нефтяных и газовых скважин

Процесс сооружения скважины путём разрушения горных пород называется бурением. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в неё людей, у которой длина во много раз больше диаметра.

Рис. 3.1. Основные элементы скважины

Верхняя часть скважины, расположенная на земле, называется устьем , дно скважины забоем , боковая поверхность стенкой, а пространство, ограниченное стенкой, стволом скважины (рис. 3.1). Длина скважины – это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина – проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин, а для наклонных и искривлённых скважин не совпадают.

Крепление ствола скважины осуществляется при помощи колонн обсадных труб разного диаметра, концентрически расположенных одна в другой (рис. 3.2).

Так как устье скважины обычно лежит в зоне легкоразмываемых пород, его необходимо укреплять. Для этого сначала бурят шурф – колодец длиной 4…8 м до глубины залегания устойчивых горных пород. В колодец устанавливают трубу, а пространство между трубой и стенкой породы заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором. Этот участок называется направлением .

Рис. 3.2. Схема крепления ствола скважины колоннами обсадных труб:

4 – эксплуатационная колонна; 5 – нефтяной пласт

Далее бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют с помощью колонны обсадных труб, которую называют кондуктор . Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора перекрываются верхние водоносные горизонты, а также неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удаётся пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых сложных горизонтов или из-за необходимости изолирования продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют ещё одну колонну обсадных труб, называемую промежуточной . Если продуктивный пласт залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последняя, самая длинная колонна обсадных труб называется эксплуатационной колонной. Она предназначена для перекрывания продуктивного пласта, для поступления нефти внутрь эксплуатационных труб. Во избежание перетока нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты, пространство между эксплуатационной колонной и стенкой скважины также заполняют цементным раствором.

Для извлечения нефти из пласта применяют различные методы. В большинстве случаев (более 90%) скважину бурят до подошвы продуктивного пласта. Затем производится вскрытие пласта .

Рис. 3.3. Схема поступления нефти в ствол скважины после вскрытия пласта:

1 – эксплуатационная колонна; 2 – цементное кольцо; 3 – нефтяной пласт;

4 – подошва пласта

Для этого в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в нефтяном пласте, с помощью специальных аппаратов-перфораторов простреливают ряд отверстий в стенке трубы и цементном кольце. Эти отверстия служат каналами для поступления нефти внутрь эксплуатационных труб (рис. 3.3).

Если нефтяной пласт сложен плотными породами, то призабойную зону не цементируют или эксплуатационную колонну опускают только до кровли пласта (открытый забой).

Скважины, предназначенные для добычи нефти и газа, называются эксплуатационными .

При поиске, разведке и разработке нефтяных месторождений применяются и другие виды скважин. Для закачки в пласт воды, газа применяют нагнетательные скважины. Опорные скважины предназначены для изучения состава и возраста пород. Параметрические скважины закладываются для уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности района. Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению Поисковые скважины бурят с целью открытия новых залежей. Разведочные скважины бурятся для изучения размеров и строения залежи, для подсчёта запасов нефти и газа и проектирования её разработки. Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей.

Способы добычи нефти

Принципиально существует два способа добычи нефти: скважинный и шахтный. Основной способ добычи нефти, залегающей на высоких глубинах (более 200-300 метров) средней и низкой вязкости (до 50 мПа*с) - фонтанный и механизированный (рис. 4.1).

Рис. 4.1. Способы добычи нефти

Фонтанный способ самый дешёвый и наименее трудоёмкий. Применяется он в начальный период разработки месторождений, когда нефть поднимается до устья скважины за счёт потенциальной энергии пласта. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину. Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом.

Для добычи нефти фонтанным способом внутрь эксплуатационной колонны опускают ещё одну колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). Внутренний диаметр НКТ составляет 40…100 мм и подбирается опытным путём в зависимости от ожидаемого дебита и глубины скважины, пластового давления и условий эксплуатации. НКТ предохраняют обсадные эксплуатационные трубы от эрозии, выноса твёрдых частиц с забоя, обеспечивают возможность использования межтрубного пространства для различных технологических операций (введение ингибиторов коррозии, поверхностно-активных веществ, глушение скважины и т.д.).

Нефть из пласта через перфорированные отверстия в стенке эксплуатационных труб поступает внутрь скважины. Затем через башмак, который находится на нижнем конце НКТ, нефть поступает внутрь насосно-компрессорных труб и далее по ним поднимается к устью скважины (рис. 4.2).

Рис. 4.2. Схема поступления нефти из пласта

в насосно-компрессорные трубы:

1 – эксплуатационные трубы; 2 – цементное кольцо;

3 – нефтяной пласт; 4 – подошва пласта;

5 – насосно-компрессорные трубы (НКТ); 6 – башмак

Верхний конец НКТ соединяется с оборудованием устья скважины, которое предназначено для герметизации межтрубного пространства, отвода продукции скважины, проведения различных технологических операций, ремонтных и других работ.

При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способах добычи нефти устье скважины оборудуется колонной головкой и фонтанной арматурой. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной ёлки (рис. 4.3).

Рис. 4.3. Схема оборудования устья скважины:

I – колонная головка; II – трубная головка; III – фонтанная ёлка;

1 – кондуктор; 2 – эксплуатационная колонна;

3 – насосно-компрессорные трубы; 4 – коренная задвижка;

5 – задвижка с пневмоприводом; 6 – рабочая задвижка;

7 – резервная задвижка; 8 – буферная задвижка; 9 – манометр

Колонная головка предназначена для соединения верхних концов всех обсадных колонн, кроме эксплуатационной (кондуктора, промежуточной колонны), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры.

Трубная головка служит для обвязки насосно-компрессорных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и НКТ, для проведения различных технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы предназначены для замера давления, отбора газа, закачки в межтрубное пространство воды, ингибиторов коррозии и гидратообразования, глинистого раствора при глушении скважины. Монтируется трубная головка на колонной головке.

Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. На рис. 4.3 приведена схема крестовой ёлки. Фонтанная ёлка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, для установки манометров, термометров и других приспособлений, служащих для спуска и подъёма глубинных приборов.

Ёлка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают две задвижки: рабочую 6 и резервную (ближайшую к стволу) 7. На стволе устанавливается коренная (главная, центральная) задвижка 4 и буферная задвижка 8. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров. Один боковой отвод является рабочим, второй – резервным.

Фонтанная арматура изготавливается на рабочее давление в пределах 7…105 МПа с диаметром проходного сечения ствола от 50 до 150 мм.

Тройниковая ёлка имеет также два отвода, но расположенных по высоте ствола один над другим. Верхний отвод является рабочим, нижний резервным. Такое расположение связано с тем, что тройниковая ёлка применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина переводится на работу через нижний отвод, а верхний отвод подвергается ремонту.

Крестовая ёлка компактнее, имеет меньшую высоту, её проще обслуживать.

Продукция скважины по рабочему отводу фонтанной ёлки поступает далее в манифольд , который представляет собой систему труб и отводов с задвижками или кранами (на рис. 4.3 не показано). Манифольд служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Манифольд имеет штуцер регулирования расхода продукции скважины, вентили для отбора проб жидкости и газа, устройство для сброса продукции на факел, предохранительный клапан. Аналогичный манифольд имеется и у резервного отвода фонтанной ёлки.

Постепенно, по мере эксплуатации месторождения, пластовое давление снижается и наступает момент, когда потенциальной энергии пласта становится недостаточно для подъёма нефти на поверхность. В этом случае применяют механизированные способы добычи нефти.

В зависимости от вида затрачиваемой внешней энергии механизированный способ нефти делится на насосный и добычу с помощью энергии сжатого газа.

Добыча нефти с помощью энергии сжатого газа заключается в искусственном уменьшении веса столба нефти, заполняющей скважину, за счёт смешения нефти с газом, подаваемым извне под давлением. В результате значительного снижения гидростатического давления столба нефти происходит её подъём на поверхность за счёт оставшейся потенциальной энергии пласта.

Этот способ делится на компрессорный и бескомпрессорный.

Компрессорный способ заключается в сжатии газа на специальной компрессорной стации последующим его нагнетании в скважину, где он смешивается с нефтью, уменьшая её плотность. Самый простой путь для этого – подача сжатого (до 5 МПа) газа в кольцевое пространство между эксплуатационными и насосно-компрессорными трубами.

По современной технологии в скважину внутрь эксплуатационных труб опускают две соосные трубы. Внутренняя труба, по которой нефтегазовая смесь поднимается наверх, называется подъёмной, а внешняя – воздушной. Подъёмная труба короче воздушной, газ подается в кольцевое пространство между этими трубами (рис. 4.4).

Рис. 4.4. Схема добычи нефти с помощью энергии сжатого газа:

I – сжатый газ; II – газонефтяная смесь;

1 – подъёмная труба; 2 – воздушная труба;

3 – эксплуатационная труба

При закачке газа нефть сначала полностью вытесняется из кольцевого пространства в подъёмную трубу, затем в эту трубу проникает закачиваемый газ и смешивается с нефтью. Плотность смеси в подъёмной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 2 и 3, столб смеси в трубе 1 удлиняется и достигает поверхности земли.

В зависимости от того, какой газ под давлением закачивается в скважину, различают два способа компрессорной добычи нефти. Если закачивают попутный нефтяной или природный газ – это газлифт . Если закачивают воздух – эрлифт . Эрлифт применяют редко, так как при контакте с воздухом нефть окисляется и осмоляется.

Для закачки газа строят специальные газлифтные компрессорные станции.

Если в скважину подают газ без дополнительного сжатия (при наличии на месторождении газовых пластов высокого давления), такой способ называется бескомпрессорным лифтом .

При большом падении давления в пласте извлечь нефть невозможно с помощью энергии сжатого газа. В этом случае применяют насосный способ. Все применяемые насосы можно разделить на две группы: штанговые и бесштанговые.

Штанговый насос – плунжерный насос, привод которого осуществляется станком-качалкой с поверхности с помощью штанги (рис. 4.5). В нижней части имеется всасывающий клапан 1. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Станок-качалка сообщает возвратно-поступательное движение штанге.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 2 закрывается, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. Одновременно открывается всасывающий клапан 1 и нефть поступает в цилиндр насоса 4. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, нагнетательный клапан открывается и через полый плунжер нефть выдавливается из цилиндра насоса в насосную трубу 5. При непрерывной работе насоса в результате подкачки нефти её уровень поднимается до устья скважины.

В настоящее время около 75% действующих скважин в мире эксплуатируются с помощью штанговых насосов. Недостатками этих насосов являются громоздкость, возможный обрыв штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводнённых скважинах, недостаточно высокая производительность (до 500 м 3 в сутки), небольшие глубины эксплуатации (до 2,5 км).

В связи с этим, все шире применяют добычу нефти с помощью бесштанговых насосов, в качестве которых можно использовать погружные электроцентробежные, винтовые, диафрагменные, гидропоршневые, струйные насосы.

Рис. 4.5. Схема добычи нефти штанговым насосом:

1 – всасывающий клапан; 2 – нагнетательный клапан;

3 – штанга; 4 – цилиндр насоса; 5 – насосная труба

Недостатками электроцентробежных насосов являются низкая эффективность в малодебитных скважинах, падение подачи, напора и КПД для вязких нефтей и при увеличении содержания газа на приёме насоса.

При добыче высоковязких нефтей эффективны погружные винтовые насосы.

©2015-2019 сайт
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2017-03-31

Владимир Хомутко

Время на чтение: 5 минут

А А

Что представляет собой нефтяная скважина?

Без нефтепродуктов сложно себе представить современную жизнь. Делаются они из нефти, которую добывают с помощью особых горных выработок. Многие из нас слышали термин «нефтяная скважина», но вряд ли все знают, что это на самом деле такое. Давайте попробуем разобраться, что собой представляет это сооружение, и какими они бывают.

Скважиной называется горная выработка цилиндрической формы, чей диаметр во много раз меньше общей длины её ствола (глубины).

Помимо скважины, есть еще такие горные выработки, как колодец и шахта. В чем их отличие от рассматриваемого нами определения? На само деле, все довольно просто. В шахту или колодец человек может попасть, а в скважину – нет. Таким образом, дополнительное определение этого сооружения таково – горная выработка, схема и форма которой исключает доступ в неё человека.

Верхнюю часть такой выработки называют устьем, а нижнюю часть – забоем. Уходящие вниз стенки образуют так называемый ствол.

Всем известно, что скважины делают при помощи бурения. Однако сказать, что их просто бурят было бы неверно. Эти капитальные сооружения, сложные в своем строении, под землей скорее строят, в связи с чем они относятся к основным средствам организации, а затраты на их бурение и обустройство являются капитальными вложениями.

Строительство нефтяных и газовых скважин

Конструкция скважины выбирается на этапе проектирования и должна отвечать следующим требованиям:

конструкция должна предоставлять возможность свободного доступа к забою геофизических приборов и глубинного оборудования;
конструкция должна не допускать обрушения стенок ствола;
также она должна обеспечивать надежное разделение друг от друга всех проходимых пластов и не допускать перетекания флюидов из пласта в пласт;
в случае необходимости, конструкция этой выработки должна давать возможность герметизировать её устье в случае возникновения такой необходимости.

Строительство и монтаж нефтяных и газовых скважин проводится следующим образом:

Первым делом бурится начальный ствол большого диаметра. Его глубина составляет около 30-ти метров. Затем в пробуренное отверстие опускается металлическая труба, которую называют направлением, а окружающее её пространство уставляется специальными обсадными трубами и цементируется. Задача направления – предотвратить размывание верхнего почвенного слоя в процессе дальнейшего бурения.
Далее до глубины от 500 до 800 метров бурится ствол меньшего диаметра, в который опускается колонна из труб, называемая кондуктором. Пространство между стенками трубы и горной породой также заливается цементным раствором на всю глубину.
Только после обустройства направления и кондуктора скважину пробуривают на заданную проектом глубину, и опускают в неё колонну труб еще меньшего диаметра. Эта колонная называется эксплуатационной. Если глубина залегания пласта – большая, то возможно использование так называемых промежуточных трубных колонн. Все пространство между стволом скважины и окружающей её горной породой заливается цементом.

В чем основное назначение кондуктора? Дело в том, что на глубинах до 500 метров располагается активная зона пресных вод, а ниже этой глубины (в зависимости от региона разработки) начинается зона с затрудненным водообменном, в которой много соленых вод и прочих подвижных флюидов (в том числе – газов и нефти). Так вот, основная задача кондуктора – это дополнительная защита, которая предотвращает засолонение поверхностных пресных вод и не позволяет проникать в них вредным веществам, которые сконцентрированы в нижних пластах.

Какие бывают скважины?

В зависимости от того, в каких геологических условиях расположены нефтяные месторождения, бурятся разные типы таких выработок.

Основные виды скважин:

вертикальные;
наклонно-направленные;
горизонтальные;
многоствольные или многозабойные.

Вертикальной называют скважину, угол отклонения ствола которой от вертикали – не более пяти градусов.

Если этот угол больше пяти градусов, то это уже – наклонно-направленный тип.

Горизонтальной называют скважину, если угол отклонения от вертикали её ствола приблизительно равен 90 градусов. Однако есть некоторые нюансы этого определения. Поскольку в живой природе редко встречаются «прямые линии», а разрабатываемые пласты чаще всего залегают с некоторым уклоном, то с практической точки зрения бурить строго горизонтальные скважины смысла, как правило, нет.

Проще и эффективнее направить ствол вдоль оптимальной траектории залегания. Исходя из этого, можно дать определение горизонтальному типу таких выработок как скважина, которая имеет протяженный ствол, пробуренный максимально близко к направлению целевого продуктивного пласта с соблюдением оптимального азимута.

Скважины, у которых два и более ствола, называются многоствольные или многозабойные. Их отличие друг от друга – в расположении точки разветвления, в которой от основного стола отходят дополнительные. Если эта точка располагается выше уровня продуктивного горизонта, то этот тип выработки называется многоствольным. Если эта точка располагается в пределах продуктивного горизонта, то это – многозабойный тип скважины.

Проще говоря, если основной ствол пробуривают до разрабатываемого пласта, а уже внутри него бурятся дополнительные отростки, то это – многозабойный тип (продуктивный пласт пробивается в одной точке). Все остальные выработки с несколькими стволами относятся к многоствольным (несколько точек пробития пласта). Также такой тип скважин характерен в случаях, когда пласты расположены на разных горизонтах.

Кроме того, бывают еще кустовые скважины. В этом случае несколько стволов расходятся под разными углами и на разную глубину, а их устья находятся близко друг к другу (как посаженный вверх ногами куст).

Эта классификация предусматривает следующие категории таких горных выработок:

Разведочное бурение производится на площадях, нефте- или газоносность которых уже установлена, с целью уточнения объемов обнаруженных залежей углеводородного сырья и для уточнения исходных параметров месторождения, которые необходимы при проектировании способа разработки промысла, поэтому разведке уделяется особое внимание.

Эксплуатационное бурение создает выработки следующих типов:

основные (добывающие и нагнетательные);
резервные;
контрольные;
оценочные;
дублирующие;
скважины специального назначения (поглощающие, водозаборные и так далее).

Сама добыча сырья производится через добывающие выработки, которые бывают насосными, газлифтными и фонтанными.

Назначение нагнетательных скважин – воздействие на разрабатываемый пласт с помощью нагнетания в него пара, газа или воды, а также прочих рабочих сред. Они бывают внутриконтурными, приконтурными и законтурными.

Резервные необходимы для разработки отдельных и застойных зон, а также зон выклинивания, которые не входят в контур основных скважин.

Контрольные нужны для наблюдения за текущим положением зон контакта добываемого ресурса и воды и прочими изменениями пласта, находящегося в разработке. Кроме того, с их помощью контролируют давление в продуктивных пластах.

Оценочные нужны для предварительной оценки подготавливаемых к разработке месторождений. Они помогают определить границы и размеры запасов, а также прочие необходимые предварительные параметры.

Дублирующие используются во время замены ликвидируемых вследствие физического износа или аварий скважин основного фонда.

Через специальные добывают техническую воду, сбрасывают промысловые воды, с их помощью ликвидируют открытые фонтаны и так далее

Процесс бурения нефтяной скважины по характеру своего воздействия на горные породы бывает:

механическим;
термическим;
физико-химическим;
электрическим и так далее.

Конструкция нефтяной скважины

Промышленное освоение месторождений подразумевает использование только механических способов, в которых используются разные режимы бурения. Все другие способы разбуривания находятся в экспериментальной разработке.

Механические методы бурения делятся на вращательные и ударные.

Ударный способ – это механическое разрушение горной породы, которые выполняется подвешенным на канате специальным инструментом – долотом. В состав такого бурового комплекса также входят канатный замок и ударная штанга. Это устройство подвешивается на канате, который перекинут блок, установленный на буровой мачте. Возвратно-поступательное движение долота обеспечивается специальным буровым станком. Цилиндрическую форму ствол приобретает вследствие поворота долота во время работы.

В процессе глубинного бурения нефтяных скважин возникает необходимость в креплении их стенок. Это необходимо выполнять для достижения следующих целей:

Рисунок 1. Схема конструкции скважин.

закрепления и цементации неустойчивых горных пород;
отделения водоносных слоев;
разобщения нефтеносных и газоносных пластов скважины;
создания герметичного канала для беспрепятственного поднятия на поверхность нефти и газа;
снижения гидравлических потерь.

Разделение и крепление стенок скважины выполняют с использованием обсадных труб, а пространство между обсадными трубами и стенкой выработки цементируют специальным раствором. Этот процесс называют цементацией.

Расположение в скважине обсадных труб, их диаметр, глубина спуска, высота цементации, диаметры буровых долот определяют конструкцию скважины. Сама конструкция — это набор элементов крепления скважины с указанием поперечных размеров, глубины и протяженности, что обеспечивает ее правильную разведку, оценку, бурение, добычу и эксплуатацию. Повышенное внимание уделяется забою.

Конструкция скважины определяется техническим проектом на разработку, строительство и бурение для конкретного региона. Основной ее целью является беспрепятственное бурение на заданную глубину для вскрытия продуктивных нефтяных и газовых пластов в общей системе добычи и разработки месторождения. Схема конструкции напрямую зависит от ряда факторов, а именно:

геологического строения;
методов и способов проведения буровых работ;
прямого назначения скважины;
технологии вскрытия продуктивных пластов;
требований техники безопасности.

Нетрадиционная технология крепления обсадных колонн скважин.

От правильности проектных решений зависит надежность, бюджетная стоимость, дебет и долгосрочная эксплуатация нефтяной или газовой скважины. Рабочий проект должен содержать полный комплекс решений и обоснований по вопросам крепления скважины, учитывая географическое положение региона и геологические условия проведения буровых работ.

Это в первую очередь обоснование конструкции различных участков скважины, способов и интервалов цементирования обсадной колонны, расчет и выбор материалов для обсадной колонны, принятие технических решений по методам вскрытия пластов нефти и газа, повышение устойчивости ствола, устройство гидроизоляции.

Исходные данные для проектирования и обоснования конструкции должны включать в себя:

координаты расположения устья;
глубины и способы бурения;
диаметры колонн по интервалам и в зависимости от ожидаемого дебета;
данные о геологии региона и геологические разрезы;
особенности породы применимо к способам бурения;
наличие и состав пластовых жидкостей;
тип и назначение скважины;
профиль;
данные об интервалах продуктивных пластов;
способы эксплуатации;
давления внутри пластов;
давления для гидравлического разрыва.

На рис. 1 представлены различные схемы конструкции скважины:

а — профиль скважины;
б — концентрическое расположение колонн;
в — графическая схема конструкции выработки;
г — рабочая схема.

Способ определения дебита нефтяной скважины по жидкости и устройство для его осуществления.

При составлении рабочей схемы в верхней части указывается диаметр каждого ряда обсадных колонн в миллиметрах, а в нижней части указывают глубину монтажа в метрах. Высота подъема цементного раствора показывается штриховкой с указанием конечной точки в метрах. Также на схеме указывается номер долота для производства буровых работ.

Конструкция скважины может включать в себя следующие колонны:

Направление. Эта колонна опускается первой, имеет небольшую глубину и устанавливается до начала буровых работ. Ее функцией является предохранение устья от разрушения, обвала и размыва буровым раствором.
Кондуктор. Эта колонна устанавливается после направления и служит для удержания водоносных горизонтов и слабоустойчивых верхних слоев пород. Далее монтируется башмак. Это утолщенная труба в нижней части кондуктора. При бурении в зонах низких температур с мерзлыми породами направление и кондуктор подбираются с учетом повышения температуры внутри породы.
С целью предотвращения осложнений при бурении в скважину опускают промежуточные колонны, которых может быть несколько.
Завершает эту цепочку эксплуатационная колонна. Она предназначена непосредственно для эксплуатации продуктивных пластов.
Хвостовик является потайной колонной в конструкции, которая необходима для закрепления скважин с большими глубинами.

Способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом.

Довольно часто колонны в скважину спускают секциями. Такой спуск является секционным, а сама колонна — многосекционной. При сложном бурении используют многоколонные конструкции горных выработок. В таких природных условиях буровые работы занимают много времени. В результате происходит значительный физический износ буровых и обсадных труб.

Для предотвращения преждевременного износа используют специальные протекторные кольца. Протекторы также относятся к конструкции скважины и представляют собой 2 резиновые оболочки в металлическом каркасе. Соединяются оболочки между собой с использованием металлических штырей. Протектор устанавливают на рабочих площадках или над ротором буровой при спусковых и подъемных операциях.

Для разделения пластов применяют цементирование. Производится цементирование с использованием специальных растворов. Цементный раствор готовят из специальных составов на воде с дополнительным введением химических ингибиторов и реагентов. Химия вводится для повышения качества, изменения характеристик и скорости твердения растворов. Эти растворы называются тампонажными. От тампонажного раствора напрямую зависит надежность разделения пластов и крепления конструкции скважины.

Скважина и ее конструкция должны обеспечить оптимальные условия для прохождения нефти с наиболее эффективным использованием энергии продуктивного пласта.

: Сверхглубокие скважины

9. Сверхглубокие скважины

Первая американская нефтяная скважина дала нефть с глубины около 20 м. В России первые нефтяные скважины имели глубину менее 100 м. Очень быстро их глубина достигла нескольких сот метров. К концу 60-х годов в СССР средняя глубина скважин для добычи нефти и газа составляла 1710 м. Самая глубокая нефтяная залежь в нашей стране открыта в районе г. Грозного на глубине 5300 м, а промышленный газ получен в Прикаспийской впадине с глубины 5370 м.

Самый глубокозалегающий в Европе газоносный пласт на месторождении Магосса (Северная Италия) залегает на глубине 6100 м. Самая большая глубина в мире, с которой ведется промышленная добыча газа - 7460 м (шт. Техас, США).

Общая тенденция добычи нефти и газа со все более глубоко залегающих горизонтов может быть проиллюстрирована следующими цифрами. Еще 20 лет назад основная добыча нефти (66 %) осуществлялась из самых молодых кайнозойских пород. Из более древних мезозойских пород добывали 19 % нефти, а из самых древних палеозойских пород - 15 %. Сейчас ситуация изменилась: основными поставщиками нефти стали мезозойские породы, на втором месте - породы палеозоя.

Таким образом, одной из задач бурения сверхглубоких скважин является поиск нефтегазоносных горизонтов на больших глубинах. Только сверхглубокое бурение может поставить окончательную точку в споре между сторонниками органической и неорганической гипотез происхождения нефти. Наконец, сверхглубокое бурение необходимо для более детального изучения земных недр. Ведь сегодня мы знаем о далеком космосе во много раз больше, чем о том, что находится под нами в нескольких десятках километров.

Бурение сверхглубоких скважин связано с большими трудностями. С глубиной растет давление и температура. Так, на глубине 7000 м даже гидростатическое давление равно 70 МПа, 8000 м -80 МПа и т.д. А в пласте оно может быть в два раза больше. Как удержать в «бутылке» этого «джина»? Требуются высоконапорные насосы для подачи промывочной жидкости. Что собой должна представлять эта жидкость, если температура на забое скважин достигает 250 °С? Чем вращать многокилометровую колонну бурильных труб? Как вообще применять бурильные трубы, если стальные трубы выдерживают свой вес до глубины 10 км?

На часть поставленных вопросов ответы уже найдены. Для бурения сверхглубоких скважин используют утяжеленную промывочную жидкость, чтобы она «закупоривала» скважину собственным весом. Бурят сверхглубокие скважины с помощью забойных двигателей, а бурильные трубы делают из легкого и прочного алюминиевого сплава.

Эпоха глубокого бурения началась в 1961 г. реализацией американского проекта «Мохол». Скважину заложили на дне Тихого океана вблизи острова Гуаделупе под четырехкилометровым слоем воды. Предполагалось, что скважина, пройдя 150 м рыхлых донных пород и 5,5 км твердых нижележащих, погрузится в мантию - следующий после коры слой нашей планеты. Однако бурение остановилось после первых же 36 метров. Причина заключалась в том, что после извлечения первого керна устье уже начатой скважины отыскать не смогли, несмотря на применение самых современных средств поиска.

В 1968 г. со специально оборудованного бурового судна (рис. 28) была предпринята вторая атака на мантию. Однако в 1975 г., когда были вскрыты верхние базальтовые слои океанского дна, бурение прекратили из-за технических сложностей.

Рис. 28. Общий вид бурового судна:

1 - судно; 2 - грузовой кран; 3 - вертолетная
площадка; 4 - буровая вышка

В дальнейшем бурение сверхглубоких скважин осуществлялось на суше. В 1970 г. была пробурена скважина 1-СЛ-5407 в штате Луизиана глубиной 7803 м.

Наглядное представление о современной сверхглубокой скважине и ее оборудовании можно получить на примере одной из самых глубоких в мире скв. 1-Бейден, пробуренной в штате Охлакома. Глубина скважины 9159 м. Бурение началось в 1970 г. и продолжалось 1,5 года. Высота буровой вышки - 43,3 м, грузоподъемность - 908 т. Мощность буровой лебедки 2000 кВт, а каждого из двух буровых насосов - 1000 кВт. Общая емкость наземной циркуляционной системы для глинистого раствора 840 м\ Устье скважины оборудовано противовыбросовой арматурой, рассчитанной на давление 105,5 МПа.

Конструктивно скважина состоит из шахтного направления диаметром 0,9 м до глубины 18 м, кондуктора диаметром 0,5 м до глубины 1466 м, обсадных труб до глубины 7130 м и эксплуатационных колонн. Всего на скважину было израсходовано около 2200 т стальных обсадных труб, 1705 т цемента и 150 алмазных долот. Полная стоимость проводки скважины составила 6 млн. долларов.

В СССР на начало 1975 г. было десять скважин, глубина которых превысила 6 км. К ним относятся Арал-Сорская в Прикаспийской низменности глубиной 6,8 км, Биикжальская в Азербайджане глубиной - 6,7 км, Синевидная (7,0 км) и Шевченковская (7,52 км) в Западной Украине, Бурунная (7,5 км) на Северном Кавказе и др. Самая глубокая в мире Кольская скважина перешагнула рубеж 12 км.