Оборудование для герметизации устья скважины
В настоящее время при бурении не только разведочных, но и эксплуатационных скважин широко применяется оборудование для герметизации устья скважин. Раньше это оборудование использовали в основном для борьбы с выбросами жидкости и газа при проявлениях высоких давлений в скважине. В связи с применением более легких растворов для бурения давление в скважине в процессе бурения регулируют при помощи превен-торов. Изменились требования к охране окружающей среды и недр земли.
Для герметизации устья скважины используют три вида пре-венторов: плашечные — глухие или проходные для полного перекрытия отверстия или кольцевого пространства, если в скважине находится колонна труб; универсальные — для перекрытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны: замок, труба, ведущая труба, вращающиеся — для уплотнения устья скважины с вращающейся в ней трубой или ведущей трубой.
Ни плашечные, ни универсальные превенторы не рассчитаны на вращение колонны, если они полностью закрыты.
Существует большое разнообразие конструкций скважин и условий бурения, поэтому для обеспечения надежности охраны окружающей среды и недр земли схемы оборудования устья скважин стандартизованы. ГОСТ 13862—80 предусматривает четыре типовых схемы оборудования устья скважин с числом плашечных превенторов от одного до четырех при бурении на суше. Схемы оборудования при установке превенторов на дне моря и большой толще воды значительно сложнее.
В зависимости от ожидаемой интенсивности нефтегазопроявлений в скважине рекомендуются следующие схемы монтажа оборудования для герметизации устья скважины:
двухпревенторная с двумя линиями манифольда (рис.XIII.а);
трехпревенторная с двумя линиями манифольда (рис. XIII.1,6);
трехпревенторная с тремя линиями манифольда (рис. XIII.1,в);
трехпревенторная с четырьями линиями манифольда (рис. XIII.1,г).
Обвязка превенторов — манифольд — предназначена для управления давлением в скважине при нефтегазопроявлениях путем воздействия на пласт закачкой раствора и создания противодавления на него. Манифольд состоит из линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой частью оборудования для герметизации и представляют собой систему трубопроводов и арматуры (задвижки и регулируемые дроссели с ручным или гидравлическим управлением, манометры и др.).
Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости линия глушения используется для слива газированного бурового раствора в камеру-дегазатор циркуляционной системы буровой установки.
Линия дросселирования служит для слива бурового раствора и отбора флюидов из скважины с противодавлением на пласт, а также для закачки в скважину жидкости с помощью цементировочных агрегатов. В схеме на рис. XIII.1, г, применяемой при бурении скважин с повышенной опасностью нефтегазопроявлений, верхняя линия дросселирования служит резервной.
Манифольды рассчитывают на рабочее давление 21, 35, 70 МПа. В зависимости от конструкций задвижек они бывают двух типов: МП — с клиновыми задвижками и МПП — с прямоточными задвижками. Манифольды типа МП в блочном исполнении шифруются МПВ. В шифре манифольдов цифрами указывается диаметр их проходного отверстия (в мм) и рабочее давление (в МПа). Например, манифольд диаметром 80 мм (принимаемый в настоящее время для всех манифольдов) на давление 35 МПа шифруется МПВ-80Х35.
Манифольды устанавливают на рамах-салазках с телескопическими стойками, позволяющими регулировать высоту их расположения в пределах 0,65—1,25 м в зависимости от положения колонной головки над устьем скважины. Высота расположения головки изменяется после спуска и цементирования каждой обсадной колонны. Высота разъемного желоба устанавливается по расстоянию между фланцевой катушкой и ротором буровой установки.
Как видно из схем на рис. XIII.1, на установках монтируют один или два плашечных превентора. В морских скважинах с устьем на дне моря устанавливают три, а иногда и четыре плашечных превентора, а над ними универсальный превентор. В морских установках монтируют иногда два универсальных превентора. При бурении под давлением над этим превентором располагают вращающийся превентор.
После монтажа линии манифольдов превенторы подвергают гидроиспытаниям под давлением в 1,5 раза превышающим рабочее. Испытания проводят с использованием смазки «Нефте-газ-203» марки В или индустриального масла 12 или 20 по ГОСТ 20799—75 с добавкой 25—30% по объему смазки «Неф-темаз-203» марки Б.
-Конструкция скважин, спуск обсадных колонн и цементирование скважин
После того, как необходимый интервал пород пробурен, необходимо спустить в скважину обсадную колонну. Обсадная колонна служит для укрепления стенок скважины, для изолирования поглощающих пластов и водоносных горизонтов.
Обсадную колонну составляют из труб на муфтовых, безмуфтовых резьбовых или сварных соединениях и спускают в скважину посекционно или в один приём от устья до забоя. В один приём колонна спускается в случае достаточной устойчивости стенок скважины и грузоподъёмности талевой системы. При креплении глубоких скважин должны использоваться безмуфтовые резьбовые или сварные соединения ОК.
Промежуточные ОК бывают нескольких видов:
1) сплошные перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья независимо от крепления предыдущего интервала;
2) хвостовики для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием низы предыдущей ОК на некоторую величину;
3) потайные колонны специальные ПОК, служащие только для перекрытия интервала осложнения и не имеющие связи с предыдущими колоннами.
Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками возникли, вопервых, как практическое решение проблемы спуска тяжёлых обсадных колонн и, вовторых, как решение задачи по упрощению конструкции скважин, уменьшению диаметров обсадных труб, а также зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов.
Для успешного проведения цементирования и для более эффективного спуска ОК используется технологическая оснастка. Оснастка включает в себя следующие устройства: головки цементировочные, пробки цементировочные разделительные, клапаны обратные, башмаки колонные, направляющие насадки, центраторы, скребки, турбулизаторы, башмачные патрубки длиной 1,21,5 м с отверстиями диаметром 2030 мм по спирали, заколонные гидравлические пакеры типа ПДМ, муфты ступенчатого цементирования и др.
· ЦЕМЕНТИРОВОЧНАЯ ГОЛОВКА
Головки цементировочные предназначены для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов. Высота цементировочных головок должна позволять размещать их в подъемных штропах талевой системы и при соответствующем оснащении использовать при цементировании с расхаживанием обсадной колонны.
· РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫЕ ЦЕМЕНТИРОВОЧНЫЕ ПРОБКИ
Продавочные пробки предназначены для разделения тампонажного раствора от продавочной жидкости при его продавливании в затрубное пространство скважин. Имеются модификации пробок, у которых в верхней части корпуса на внутренней поверхности сделана резьба для заглушки, без которой эти пробки могут использоваться как секционные. Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно перед закачиванием тампонажного раствора, чтобы предотвратить его смешивание с буровым раствором, а верхнюю пробку после закачивания всего объема тампонажного раствора. Центральный канал в нижней пробке перекрыт резиновой диафрагмой, которая разрывается при посадке на "стопкольцо" и открывает канал для продавливания цементного раствора.
· ОБРАТНЫЕ КЛАПАНЫ
Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОД предназначены для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, а также для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного пространства и упора разделительной цементировочной пробки. Клапаны типа ЦКОД спускают в скважину с обсадной колон ной без запорного шара, который прокачивают в колонну после ее спуска на заданную глубину Шар, проходя через разрезные шайбы и диафрагму, занимает рабочее положениеПри спуске секций обсадных колонн с обратным клапаном типа ЦКОД на бурильных трубах, внутренний диаметр которых меньше диаметра шара последний сбрасывают в колонну перед соединением бурильных труб с секцией. В этом случае самозаполнение колонны жидкостью исключается и при спуске колонны необходимо доливать в нее буровой раствор в соответствие с требованиями плана работ. Верхняя часть клапана внутри имеет опорную торцовую поверхность, которая выполняет функцию "стопкольца" для остановки разделительной цементировочной пробки. В этом случае установки упорных колец не требуется.
· КОЛОННЫЕ БАШМАКИ
Башмаки колонные используются для оборудования низа обсадных колонн из труб диаметром 114508 мм и предназначены для направления колонн по стволу скважины и защиты их от повреждений при спуске в процессе крепления нефтяных и газовых скважин при температуре на забое до 250 °С.
· ЦЕНТРАТОРЫ
Центраторы предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, они облегчают спуск обсадной колонны за счет снижения сил трения между колонной и стенками скважины, способствуют увеличению степени вытеснения бурового раствора тампонажным за счет некоторой турбулизации потоков в зоне их установки, облегчению работ по подвеске потайных колонн и стыковке секций за счет центрирования их верхних концов в скважине.
· СКРЕБКИ
Скребки используются для разрушения глинистой корки на стенках скважины с целью улучшения сцепления тампонажного раствора с породой, особенно при цементировании скважин с расхаживанием.
Во время спуска ОК может возникнуть необходимость промывки скважины. В этом случае на ведущую трубу наворачивается промывочный переводник с замковой резьбой сверху и с трапецеидальной резьбой снизу. Затем, когда необходимые операции завершены, на обсадную колонну наворачивается цементировочная головка.
После спуска ОК в скважине ещё остаётся буровой раствор. Для его удаления из ствола используется буферная жидкость. Она закачивается через цементировочную головку. Затем в колонну закачивается расчётное количество цемента. После этого во внутритрубное пространство подаётся продавочная жидкость для того, чтобы цемент поднялся на проектную высоту. Одновременно пробка снимается с фиксатора и увлекается вниз продавочной жидкостью. Посадка пробки на стопкольцо обратного клапана, вызывающая скачок давления на насосе, сигнализирует об окончании процесса цементирования.
Продолжительность затвердения цементных растворов для кондукторов устанавливается 16 ч, а для промежуточных и эксплуатационных колонн 24 ч. Продолжительность затвердения различных цементирующих смесей (бентонитовых, шлаковых и др.) устанавливается в зависимости от данных их предварительного испытания с учетом температуры в стволе скважины.
Процесс цементирования скважин осуществляется комплексом специального оборудования, которое расстанавливается в соответствии с заранее разработанной схемой.
Цементировочные агрегаты предназначены, для нагнетания тампонажного раствора и продавочной жидкости в скважину, а также для подачи затворяющей жидкости в смесительное устройство при приготовлении раствора. Кроме того, они используются для промывки и продавки песчаных пробок, опрессовки труб, колонны, манифольдов, гидравлического перемешивания раствора и т.д.
Цементносмесительные машины предназначены для приготовления цементных растворов при цементировании скважин, различных тампонирующих смесей; они могут быть использованы для приготовления из глинопорошков нормальных и утяжеленных буровых растворов.
В соответствии с назначением и характером работы смесительные машины монтируются на автомобилях или автоприцепах. Основными узлами смесительных машин являются бункер, погрузочноразгрузочный механизм и смесительное устройство для приготовления растворов.
-Освоение скважин, способы вызова притока из пласта
Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по нескольким причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование. Попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину.
Избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности. Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.
Поскольку после вскрытия нефтяного пласта в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым, перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонны в интервале пласта перфораторами. Они спускаются в скважину на кабельканате геофизической службой.
В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин:
1) Пулевая перфорация
Пулевая перфорация скважин заключается в спуске в скважину на кабельканате специальных устройств перфораторов, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Получая электрический импульс с поверхности, заряды взрываются, сообщая пулям высокую скорость и большую пробивную силу. Она вызывает разрушение металла колонны и цементного кольца. Количество отверстий в колонне и их расположение по толщине пласта заранее рассчитывается, поэтому иногда спускают гирлянду перфораторов.
2) Торпедная перфорация
Торпедная перфорация по принципу осуществления аналогична пулевой, только увеличен вес заряда и в перфораторе применены горизонтальные стволы.
3) Кумулятивная перфорация
Кумулятивная перфорация образование отверстий за счет направленного движения струи раскаленных вырывающихся из перфоратора зарядов со скоростью 6...8 км/с под давлением 20…30 ГПа. При этом образуется канал глубиной до 350 мм и диаметром 8...14 мм. Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск до 30 м, торпедным до 1 м, пулевым до 2,5 м. Количество порохового заряда до 50 г.
4) Гидропескоструйная перфорация
При использовании давление на пласт уменьшится и увеличится приток жидкости из пласта.
Список используемой литературы
1. Коршак А.А. Шаммазов А.М./Основы нефтегазового дела
2. Нефтепромысловое оборудование. Справочник.
3. Ильский А.Л. Шмидт А.П./Буровые машины и механизмы
4. Попов А.Н. Спивак А.И./Технология бурения нефтяных и газовых скважин