Процесы и агрегаты нефтегазовых тенологий. Конспект лекций по дисциплине Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий для специальности 170200 Машины и оборудование

• Название: Конспект лекций по дисциплине Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий для специальности 170200 Машины и оборудование
• Анкор: Процесы и агрегаты нефтегазовых тенологий.doc
• Дата: 07.11.2017
• Размер: 2.83 Mb.
• Имя файла: Процесы и агрегаты нефтегазовых тенологий.doc
• Тип: Конспект лекций; #10177
• страница: 3 из 15

3.2.4 Конструкция скважин

Как правило, верхние участки разреза скважины представлены молодыми отложениями, легко размывающимися в процессе бурения промывочной жидкостью. Поэтому бурить скважину начинают только после того, как предпримут соответствующие меры против размывания породы под основанием буровой.

Для этого бурят или копают вручную шурф до устойчивых пород (4—8 м) и в него спускается обсадная труба, называемая направлением. В пространство между обсадной трубой и стенками шурфа забрасывают бутовый камень и заливают цементный раствор. В результате устье скважины надежно укрепляется. В верхней части обсадной трубы заранее вырезается окно, из которого во время промывки скважины промывочная жидкость выходит в желобную систему.

После установки направления и проведения ряда подготовительных работ перед бурением скважины (монтаж приборов, контрольный осмотр оборудования, оснастка полиспастной системы и т. д.) приступают к бурению скважины до такой глубины, на которой заканчиваются трещиноватые и кавернозные породы. Эти породы почти всегда присутствуют в верхнем разрезе скважины и в той или иной степени осложняют процесс бурения. Обычно глубина их залегания составляет 50—400 м.

В целях перекрытия и изоляции этих горизонтов в созданный ствол спускают обсадную колонну, а ее затрубное пространство заливают цементным раствором (часто до устья скважины).

Второй ряд обсадных труб получил название кондуктор.

Изолировав кондуктором верхние горизонты, продолжают углубление скважины. Иногда после спуска кондуктора пробурить скважину до проектной глубины не удается из-за прохождения новых осложняющих бурение горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, не подлежащих эксплуатации данной скважиной. В таких случаях появляется необходимость в спуске и последующем цементировании третьей промежуточной - обсадной колонны.

После спуска и цементирования промежуточной колонны продолжают бурение. При этом вновь могут встретиться горизонты, подлежащие изоляции. При таком положении спускают и цементируют четвертую обсадную колонну, называемую второй промежуточной колонной.

В очень сложных условиях бурения количество промежуточных колонн иногда доводят до трех.

Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну, предназначенную для подъема тем или иным способом нефти, газа от забоя к устью скважины.

Диаметр скважины по мере ее углубления от интервала к интервалу уменьшается вследствие спуска в нее концентрически располагающихся обсадных колонн.

Диаметры долот, диаметры обсадных колонн, глубины перехода с большего диаметра скважины на меньший, глубины спуска обсадных колонн, высоты подъема цементного раствора за обсадными колоннами составляют понятие конструкция скважины.

Когда в скважину, кроме направления и кондуктора, спускается только эксплуатационная колонна, конструкцию называют одноколонной. Если в скважину, кроме направления и кондуктора, спускаются промежуточные и эксплуатационная колонны, то конструкцию называют двухколонной (при одной промежуточной колонне) или трехколонной (при двух промежуточных колоннах).

На рис. 3.9 приведена схема двухколонной конструкции скважины.

Схематически конструкция скважин изображается образующими линиями обсадных колонн и ствола скважины по одну сторону оси симметрии колонн и скважины.

Выбор конструкции скважины определяется геологическими особенностями строения месторождения (наличие и глубина залегания зон обвалов, поглощений, водо-проявлений, число и глубина расположения продуктивных горизонтов), видом добываемого продукта (нефть или газ), способом эксплуатации (фонтанный, компрессорный, насосный), способом бурения, техникой и технологией бурения.

В результате развития техники и технологии бурения конструкции нефтяных и газовых скважин за последние десятилетия претерпели значительные изменения в сторону упрощения и облегчения.

Под упрощением, конструкции скважины следует понимать уменьшение зазоров между стенками скважины и обсадными колоннами, что приводит к уменьшению объема выбуриваемой породы и к сокращению расхода цемента для цементирования скважины.

Под облегчением, конструкции скважины следует понимать уменьшение диаметра эксплуатационной колонны, а, следовательно, и диаметров других колонн; отказ от применения вспомогательных колонн (кондуктора, промежуточных колонн); уменьшение глубин спуска колонн. В итоге облегчение конструкции скважины приводит к сокращению расхода металла на скважину.

В деле упрощения и облегчения конструкции скважины положительную роль сыграло внедрение вращательного способа бурения. Если ударный способ бурения вынуждал прибегать к спуску в скважину большого количества концентрически располагающихся обсадных колонн (иногда до 10-12), то вращательный способ бурения позволил ограничиться спуском только двух — четырех обсадных колонн. Объясняется это тем, что ударный способ бурения, характеризующийся отсутствием выноса выбуренной породы промывочной жидкостью, вынуждал прибегать к спуску обсадных колонн в целях сохранения ствола скважины через каждые 50-150 м проходки.

Вращательное бурение, сопровождающееся глинизацией стенок скважины и созданием гидростатического давления столба жидкости, создало условия для увеличения интервала бурения без обсаживания скважины.

Стандартом на обсадные трубы предусматривается выпуск стальных бесшовных обсадных труб диаметром от 114 до 508 мм.

Трубы каждого диаметра выпускаются с несколькими значениями толщины стенок. Так, например, обсадные трубы диаметром 146 мм имеют толщину стенок 6,5; 7; 8; 9; 10 и 11 мм. Обсадные трубы имеют на концах конусные резьбы и соединяются друг с другом при помощи муфт (рис 3.10). Поставляются обсадные трубы длиной от 9,5 до 13 м.

Проектирование конструкции скважины начинают с выбора диаметра эксплуатационной колонны d₄ (см. рис.3.10). После этого определяется диаметр долота D₃ для бурения ствола скважины в интервале L₃-L₄.



Рис. 3.10 Стандартная форма обсадной трубы и муфты к ней

При турбинном бурении выбор диаметра долота зависит от диаметра выбранного турбобура d_т:

D₃= d_т + 2δ, (3.1)

где δ — рекомендуемый зазор между турбобуром и стенками скважины. При применении долот диаметром до 295 мм δ принимают равным 15—30 мм,а при большем диаметре долота — 30—40 мм.После этого приступают к определению внутреннего диаметра промежуточной колонны d₃:

d₃ = D₃ + 7 мм,(3.2)

где 7 мм — зазор между долотом и стенками промежуточной колонны.

По вычисленному значению внутреннего диаметра подбирают обсадные трубы для промежуточной колонны и переходят к выбору диаметра долота D₂для бурения в интервале L₂-L₃:

D₂А, = d_3м + 2δ, (3.3)

где d_3м — диаметр муфты, применяемой для свинчивания обсадных труб диаметром d₃.

Затем по формуле (3.2) определяют внутренний диаметр кондуктора и подбирают обсадные трубы для него.

Зная диаметр муфт, при помощи которых свинчиваются обсадные трубы кондуктора, по формуле (3.1) устанавливают диаметр долота D₁ для бурения в интервале L₁ - L₂.

Заключительным этапом является выбор диаметра направления и диаметра долота для бурения скважины под него в интервале О - L₁.

Если под направление шахта копается вручную, то устанавливаются ее размеры с учетом диаметра направления и удобств осуществления земляных работ (часто 1,5  2 м).

Методика проектирования конструкции скважины при роторном способе бурения аналогична. Разница заключается только в определении диаметра долота для бурения участка скважины под эксплуатационную колонну. В этом случае в формулу (3.1) следует вместо диаметра турбобура d_т подставить диаметр муфты эксплуатационной колонны.

Как было отмечено выше, диаметр эксплуатационной колонны определяет конструкцию скважины.

Выбор диаметра эксплуатационной колонны должен производиться с учетом создания нормальных условий для эксплуатации продуктивного пласта, проведения подземных ремонтов и ловильных работ в эксплуатационной колонне.

Современное состояние техники нефте- и газодобычи позволяет удовлетворить этим требованиям при 114—146 мм эксплуатационных колоннах в нефтяных скважинах и 114—273 мм — в газовых скважинах. К настоящему времени наиболее распространенными диаметрами эксплуатационных колонн являются 114, 127 и 146 мм.

Обсадная колонна составляется из обсадных труб одинаковых наружных, но различного внутреннего диаметров, т. е. обсадная колонна по всей длине имеет несколько секций обсадных труб с различной толщиной стенок. Это объясняется тем, что обсадная колонна подвергается воздействию различных усилий, величина которых по длине колонны непостоянна.

Верхняя часть обсадной колонны испытывает максимальные растягивающие усилия от собственного веса. Естественно, что эти усилия убывают по прямолинейному закону и становятся равными нулю у низа колонны (если обсадная колонна не установлена на забой скважины).

Нижняя часть обсадной колонны (если она не заполнена жидкостью) испытывает максимальные сминающие усилия от гидростатического давления столба жидкости, находящейся за колонной.

На рис. 3.11.а представлена схема изменения напряжений, возникающих в висячей и не заполненной жидкостью обсадной колонне А Б (наиболее тяжелые условия работы колонны).



Рис. 3.11. Конструкция обсадной колонны:

а — график изменения напряжений в обсадной колонне от растягивающих и сминающих

нагрузок; б — схема обсадной колонны, полученной по расчету на смятие;

в — схема обсадной колонны, полученная по расчету на смятие и растяжение

Обсадная колонна должна быть составлена таким образом, чтобы в любом ее сечении не было разрыва в муфтовом соединении силами собственного веса и не было смятия труб гидростатическим давлением столба жидкости, находящейся за колонной.

Чтобы удовлетворить этому условию, обсадную колонну конструируют сначала с учетом только сминающих нагрузок. В этих целях производят расчеты по определению допустимой глубины спуска обсадных труб 1₁ с минимальной толщиной стенок δ₁ (рис. 3.11.б). Затем на основании расчетов устанавливают допустимую глубину спуска обсадных труб 1₂, имеющих ближайшую большую толщину стенок δ₂. Аналогичным образом подбирают допустимые глубины спуска 1₂, 1₄ обсадных труб с более толстыми стенками δ₃, δ₄. Таким образом, конструируется обсадная колонна, выдерживающая только сминающие нагрузки.

Обсадную колонну такой конструкции проверяют на прочность в резьбовых соединениях от действия сил собственного веса. Для этого находят разграничивающую зону, ниже которой ни одно резьбовое соединение от собственного веса колонны не разорвется. Выше этой зоны надлежит установить обсадные трубы с большей толщиной стенок, резьбовые соединения которых из-за повышенной прочности будут надежно противостоять силам собственного веса.

Возможен случай, когда замена на длине l₁ обсадных труб с толщиной стенок δ₁ обсадными трубами с толщиной стенок δ₂ удовлетворит условиям расчета на растяжение. Если же такая замена окажется недостаточной, то следует заменить толщину стенок δ₁ толщиной стенок δ₃. Так, подбирая необходимые толщины стенок обсадных труб, получают конструкцию обсадной колонны, удовлетворяющую сминающим и растягивающим нагрузкам (рис. 3.11.в).

Для успешного спуска обсадной колонны до намеченной глубины, а также последующего цементирования скважины низ обсадной колонны специально оборудуют некоторыми деталями: направляющей пробкой 1, башмаком 2, башмачным патрубком 3, обратным клапаном 4 и упорным кольцом (рис. 3.12).

Направляющая пробка, изготовляемая из дерева, цемента или чугуна, служит для направления обсадной колонны при спуске ее в скважину.

Деревянные пробки весьма неудобны и по этой причине применяются редко. Цементные пробки легко разбуриваются и поэтому применяются при спуске промежуточных колонн. Чугунные пробки в последние годы нашли широкое распространение. Они имеют одно центральное отверстие и четыре боковых. Эти пробки обладают высокой прочностью и в то же время сравнительно легко разбуриваются.
Рис. 3.12. Конструкция низа обсадной колонны
Башмак представляет собой толстостенный стальной патрубок длиной 300— 600 мм. Верхний конец патрубка имеет внутреннюю нарезку по стандарту для обсадных труб. Нижний конец башмака имеет внутреннюю нарезку для соединения с чугунной направляющей пробкой. Иногда внутренняя конструктивная часть остается гладкой (в случае применения обсадной колонны цементной или деревянной направляющей пробки).

Башмачный патрубок изготовляется из толстостенной обсадной трубы длиной около 1,5 м с резьбой на концах.

Нижний конец патрубка свинчивают с башмаком, а на верхний конец навинчивают удлиненную муфту, внутри которой помещают обратный клапан.

В башмачном патрубке просверливаются отверстия по винтовой линии для выхода из обсадной колонны промывочной жидкости и цементного раствора при цементировании скважины.

Обратный клапан применяется для пропускания жидкости лишь в направлении сверху вниз. При спуске обсадной колонны жидкость из скважины в колонну не заходит, что уменьшает нагрузку на резьбовые соединения, а также на талевую систему и вышку. По этой причине обратный клапан необходимо применять при спуске тяжелых обсадных колонн. Без него можно обойтись при спуске колонн, вес которых неопасен для резьбового соединения и бурового оборудования. В промежуточных, а иногда и в эксплуатационных колоннах обратный клапан после окончания цементирования скважины необходимо разбуривать. Поэтому обратные клапаны изготовляют из чугуна.

К удлиненной муфте, в которой устанавливается обратный клапан, привинчивается длинная обсадная труба, соединенная со следующей обсадной трубой стандартной муфтой. В этой муфте устанавливается чугунное упорное кольцо толщиной 15—20 мм, имеющее внутренний диаметр на 60—80 мм меньше внутреннего диаметра муфты обсадной трубы. Упорное кольцо предназначено для задержания цементировочных пробок, перемещающихся по обсадной колонне в процессе цементирования скважины.

Успешный спуск обсадной колонны определяется правильной подготовкой обсадных труб, буровой вышки, бурового оборудования, спускоподъемного инструмента и скважины.

Обсадные трубы должны быть тщательно осмотрены, замерены и уложены на мостки буровой в порядке, обратном их спуску в скважину. При осмотре труб особое внимание следует обратить на расслоение металла, кривизну труб, деформацию труб и муфт. Все трубы с дефектами отбраковываются.

После осмотра необходимо проверить у всех труб чистоту внутренней поверхности, пропуская через каждую трубу шаблон специальной конструкции. В процессе укладки труб на мостки резьбу тщательно очищают от грязи волосяной щеткой и промывают керосином. На очищенные концы труб навинчивают предохранительные кольца, а в муфты ввинчивают ниппели.

Вышка, буровое оборудование, спускоподъемный инструмент должны быть подвергнуты всестороннему осмотру в целях выявления вышедших из строя деталей оборудования и инструмента.

Перед спуском обсадной колонны необходимо тщательно замерить глубину скважины. После этого ствол скважины иногда прорабатывают новым долотом.