Оборудование забоя скважин.

Скважины по своему назначению подразделяются на нефтедобывающие, газодобывающие, газо или водонагнетательные и наблюдательные.

Конструкция скважины должна отвечать следующим требованиям:

1. Устойчивость стенок ствола и надежное разобщение нефтеносных, газоносных и водоносных пластов друг от друга.

2. Надежное сообщение ствола скважины с продуктивным пластом.

3. Герметизация устья и направление извлекаемой жидкости в систему сбора и подготовки или нагнетания жидкости и газа 'в пласт.

4. Возможность спуска в скважину подъемных средств для извлечения из пласта нефти или газа.

5. Возможность проведения различных скважинных исследований и ремонтно-профилактических работ со спуском приборов и специального оборудования с целью обеспечения высоких добывающих характеристик скважин.

Для обеспечения устойчивости стенок скважин и разобщения пластов друг от друга в скважину спускают стальные трубы, называемые обсадными. Межтрубное пространство - образование между внешними стенками обсадных труб и стенкой скважины - заполняют цементным раствором под давлением. После затвердения раствора образуется цементный камень, который надежно разобщает пласты. В зависимости от свойств пород в разрезе и величины пластового давления в нефтегазоносных и водоносных пластах конструкция скважины может быть одно-, двухколонной и т. д. Последняя колонна называется эксплуатационной. В настоящее время в качестве эксплуатационных колонн для нефтяных месторождений применяют обсадные трубы диаметром 114, 127, 140, 146 и 168 мм с толщиной стенок 6-12 мм. Для высоконапорных газовых месторождений нередко применяют эксплуатационные колонны и большего диаметра - 219 мм и более.

Скважина в зависимости от литологической характеристики продуктивных пластов может быть оборудована с открытым или закрытым забоями (рис. 1).

Открытый_ забой применяется в том случае, когда продуктивный пласт представлен крепкими однородными породами (известняки, песчаники). Для этого скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну с последующим ее цементированием, а затем продуктивный пласт вскрывают долотом диаметром несколько меньшим внутреннего диаметра обсадной колонны.

Если продуктивный пласт представлен неоднородными породами с прослоями глин, песками, или неустойчивыми и слабосцементированными песчаниками, забой скважины выполняется закрытым.

Для этого скважину бурят до проектной глубины, обсаживают эксплуатационной колонной с последующим цементированием и избирательно перфорируют только против нефте или газонасыщенных участков пласта.

Если породы продуктивного пласта представлены слабосцементированными песчаниками и алевролитами, продуктивный пласт вскрывают при открытом забое с последующим спуском специального фильтра-хвостовика с воронкообразным раструбом в верхней части. Фильтр имеет щелевые трапециевидные отверстия (0, 75-3 мм), обращенные узкой стороной к наружной стороне хвостовика.

Также применяют конструкции скважин с заранее перфорированным фильтром c манжетной__заливкой. Для этого скважину бурят до проектной глубины, спускают эксплуатационную колонну с манжетой и заранее перфорированными трубами. Затем через специальные отверстия в колонне выше манжеты

затрубное пространство заливают цементным раствором. С целью предупреждения попадания цементного раствора перфорированную часть труб перед цементированием заполняют песком или отделяют чугунным обратным клапаном, который после формирования за колонной цементного камня разбуривают, а песок вымывают.

В целом забой скважины должен обеспечивать высокий коэффициент гидродинамического совершенства скважины, что достигается применением конструкции скважины с открытым забоем или надлежащей избирательной перфорацией (16-20

рис. 1 Рис. 2 Рис. 3 Рис. 4

Рис. 9.1. Конструкции забоев скважин:

Рис.1 - с открытым забоем; рис. 2 - обсажены обсадными трубами; рис. 3 - с щелевым фильтром; рис. 4 - с заранее перфорированным фильтром с манжетной заливкой; 1 - обсадные трубы, 2 - цементный камень, 3 - газоносный пласт, 4 - продуктивный пласт, 5 - перфорационные отверстия, 5 - уплотнение, 7 - щелевой фильтр-хвостовик, 8 - заливочное отверстие, 9 - манжета, 10 - место установки обратного клапана, 11 - отверстия в фильтре

отверстий на 1 м толщины пласта) скважин только против продуктивных пластов и пропластков. Кроме того, принятая конструкция забоя скважины должна обеспечивать возможность направленного поинтервального воздействия на призабойные зоны пласта с применением различных способов с целью повышения или восстановления их проницаемости. Эта цель более легко достигается на скважинах с закрытыми забоями (см. рис. 2). Однако конструкция скважины со сплошной цементной заливкой имеет тот недостаток, что при цементировании фильтрат цементного раствора или сам цементный раствор может попасть в продуктивный пласт и ухудшить проницаемость пород пласта. Поэтому применяют цементные растворы с низкой или нулевой водоотдачей с высокой подвижностью в период всего процесса их закачки в скважину.

При разработке месторождений с неоднородными коллекторами для соединения изолированных участков пласта и увеличения области дренирования применяют многозабойные скважины (рис. 2) основным вертикальным стволом и дополни тельными наклонными стволами, расстояния от отметок забоев которых достигают десятки метров.

После спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования скважина оборудуется специальным устьевым оборудованием (фонтанная арматура, устьевой сальник и др.). Для этого на верхнем обрезе эксплуатационной колонны имеется колонная головка различной конструкции.

ис. 5 Рис. 6

Рис. 5 Схема конструкции много-. забойной скважины

Рис. 6 Клиновая колонная головка ГКК

В одноколонных скважинах с низкими пластовыми давлениями можно применять упрощенную колонную головку, которая соединяется с эксплуатационной колонной с помощью муфты. Эксплуатационная колонна подвешивается на хомуте, который ставится на верхнем срезе кондуктора. Межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и кондуктором цементируется.

На глубоких скважинах с высоким пластовым давлением применяют колонные головки с клиновой подвеской труб (ГКК) (рис. 6). Колонная головка состоит из корпуса 5, клиньев 6 для подвески эксплуатационной колонны, пакера 5 с резиновыми уплотнительными кольцами 4 для герметизации межтрубного пространства, фланца 8 для установки головки на устье и патрубка 7, предназначенного для вывода фланца катушки на необходимую высоту. Пробки 2 закрывают отверстия в колонной головке и могут, быть использованы для присоединения манометров. Для обеспечения герметичности во фланцевых соединениях применяются уплотнительные полуовальные металлические кольца 10 из специальной малоуглеродистой стали, которые вставляют в канавки фланцев 8, 11, фланцы стягиваются болтами 9.