Нефтяная или газовая скважина представляет собой капитальное сооружение, которое строится по заранее составленному техническому проекту. Основой такого проекта является конструкция скважины. Под конструкцией скважины понимается то количество обсадных колонн, которое необходимо спускать в скважину для успешной проводки ее последующей длительной эксплуатации.
В понятие конструкция скважины также входят оптимальные высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Диаметр скважины должен быть минимальным, но вместе с тем достаточным для обеспечения спуска обсадных колонн на запроектированные глубины, а также для обеспечения надежной изоляции продуктивных пластов от водоносных горизонтов и от взаимного влияния пластов друг на друга.
От выбранной конструкции скважины зависит скорость бурения и стоимость ее строительства.
Конструкция скважины выбирается на основании следующих факторов:
а) геологических;
б) технических и технологических;
в) экономических.
В зависимости от геологического разреза месторождения отличаются все условия, необходимые для проектирования скважины по интервалам глубин, а именно, глубины залегания и мощности продуктивных горизонтов и зон поглощения промывочной жидкости, зон обвалов, горного давления, интервалам водо-нефте-газопроявлений, отличаются эксплуатационные параметры продуктивных горизонтов (давление, температура, продуктивность, коллекторские свойства и т.д.). Определяются высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве, параметры промывочной жидкости и т.д.
Технические и технологические факторы зависят от уровня техники и технологии бурения скважины, вскрытия пластов и эксплуатации скважины, способа бурения (роторный или турбинный), вертикальности или искривления скважины. Так, например, от предполагаемого способа эксплуатации скважины зависит выбор диаметра эксплуатационной колонны; от возможности регулирования в широком диапазоне параметров промывочной жидкости и имеющихся методов борьбы с поглощениями и обвалами пород зависит наличие и длина промежуточных обсадных колонн или необходимость спуска хвостовиков и т.д.
К экономическим факторам относятся расход материалов и инструмента на проводку скважины и стоимость метра проходки. Например, в зависимости от стоимости и количества промывочной жидкости, необходимой для проводки скважины в поглощающих горизонтах, и времени бурения, иногда, с точки зрения экономики, рационально перекрыть эти горизонты дополнительной промежуточной колонной или хвостовиком.
В каждой конструкции скважины (рис.18) различают следующие ряды обсадных колонн:
|
·направление (шахтовое направление); · кондуктор; · промежуточные колонны (хвостовики); · эксплуатационная колонна. Первый с поверхности ряд труб носит название направления (или шахтового направления). Основное назначение его заключается в укреплении устья жидкостью при бурении под кондуктор. Длина его 2-50 м. При небольшой глубине котлован под направление роется вручную, а |
Рис.18 Конструкция скважин |
спущенная труба закрепляется с помощью бутового камня и цементного раствора. При большой глубине котлован под направление бурится ротором. Обычно диаметр направления 377-505 мм и более (16-20//).
Второй ряд труб носит название кондуктор. Назначение его заключается в обеспечении устойчивости стенок скважины в верхнем ее интервале, ля изоляции верхних водоносных пластов, нефтеносных и газовых пропластков, поглощающих пластов, обваливающихся пород и т.д.
В отдельных случаях (в разведочных скважинах) кондуктор спускается для установки превентора - специального устройства, позволяющего герметизировать пространство между кондуктором и бурильной колонной в случае нефте- газопроявлений. Обычно кондуктор спускается на глубину 200-500 м, иногда до 800 м. Затрубное пространство между стенкой скважины и кондуктором, как правило, цементируется до устья. Диаметр кондуктора может быть 219-340 мм (9-14//).
Третий ряд труб носит название промежуточной колонны, промежуточных колонн может быть несколько: первая, вторая и т.д. Промежуточная колонна спускается для изоляции зон осложнений или для перекрытия водо- нефте- газоносных пластов. Например, при бурении верхних интервалов скважины наблюдались поглощения и уход промывочной жидкости, а в нижних - сильные газо- нефтепроявления. Для борьбы с первыми явлениями необходимо применять промывочную жидкость, имеющую повышенную вязкость и пониженный удельный вес, а для борьбы со вторыми, наоборот, нужны растворы с пониженной вязкостью и повышенным удельным весом. Поэтому в этом случае верхние зоны осложнений после их вскрытия нужно перекрыть промежуточной колонной.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
