Лекция ТТДНГ. ЛЕК РУС (1). Конспект лекций по дисциплине Технология и техника добычи нефти и газа Образовательная программа 6В07203 Нефтегазовое дело

• Название: Конспект лекций по дисциплине Технология и техника добычи нефти и газа Образовательная программа 6В07203 Нефтегазовое дело
• Анкор: Лекция ТТДНГ
• Дата: 10.10.2022
• Размер: 3.34 Mb.
• Имя файла: ЛЕК РУС (1).doc
• Тип: Конспект лекций; #724692
• страница: 2 из 14

Лекция 2. Оборудование эксплуатационной скважины. Конструкция скважины

Конструкция скважины это совокупность информации о количестве и диаметре обсадных колонн, диаметрах буровых долот и интервалах цементирования по интервалам бурения.
Элементы, входящие в понятие конструкции скважины:

-обсадные колонны

-интервалы бурения

-интервалы цементирования

-устье, стенки и забой скважины -продуктивный горизонт и зона перфорации  
Обсадные колонны:

Направление

Кондуктор

Техническая/промежуточная колонна

Эксплуатационная колонна

Профильный перекрыватель/Летучка

Хвостовик
Направляющая колонна (направление) — первая обсадная колонна (длиной от 5 до 300 м), которую опускают в верхнюю (направляющую) часть ствола, чтобы изолировать верхний наносный слой почвы и отвести восходящий поток бурового агента из ствола скважины в очистную систему, цементируется по всей длине

Схема нефтяной скважины рисунок (разрез нефтяной скважины)




Кондукторная колонна (кондуктор) — вторая обсадная колонна, спускаемая в ствол буровой скважины, предназначеная для перекрытия верхних неустойчивых отложений, водоносных и поглощающих пластов, зон многолетнемёрзлых пород и т.п. На неё устанавливают противовыбросовое оборудование; кольцевое пространство за колонной обычно цементируют по всей длине. 
Промежуточную обсадную колонну спускают в случае необходимости после кондукторной для крепления неустойчивых пород, разобщения зон осложнений, зон несовместимых по условиям бурения и водоносных горизонтов. 

Глубину спуска промежуточных и кондукторных колонн рассчитывают с учётом предотвращения гидроразрыва пластов, устойчивости стенки ствола буровых скважин, разделения зон применения различных буровых агентов, а также с учетом наличия в разрезе зон осложнений.  

Эксплуатационная колонна — последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или, наоборот, для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью) последняя промежуточная колонна. Цементируется полностью, либо в «нахлест» с предыдущей обсадной колонной.  

Профильный перекрыватель (летучка) — специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Обычно они являются не извлекаемыми. Существует исполнение извлекаемых профильных перекрывателей, при использовании которых идет развальцовывание лишь верхней и нижней цилиндрических частей, а извлечение с помощью специального инструмента. Данные обсадные колонны могут иметь в поперечном сечении либо цилиндрическое, либо лепестковое исполнение. Обычно производится предварительное расширение интервала, в который будет установлен перекрыватель.

Затем сам перекрыватель спускается на колонне бурильных труб, в которые после этого сбрасывается шарик, перекрывающий отверстие в башмаке перекрывателя. С помощью цементировочного агрегата производится его «впрессовка» в стенки скважины, а после извлечения бурильных труб – развальцовывание специальным инструментом.

Хвостовик – обсадная колонна потайного типа, которая устанавливается в специальной системе подвески в предыдущей обсадной колонне («внахлёст» на 20-50 м). Хвостовик может как цементироваться, так и не цементироваться, что обусловлено в первую очередь прочностью пород разрабатываемого пласта-коллектора.

Интервал бурения – это часть траектории скважины, сооруженная с помощью долота одного диаметра и преимущественно с применением одной запроектированной технологии бурения. Интервал цементирования – это интервал, в котором цементируется конкретная обсадная колонна. Обсадные колонны могут цементироваться до устья (в основном, направление и кондуктор) и «внахлест» с предыдущей (обычно, технические и эксплуатационные). Для нефтяных скважин величина перекрытия предыдущей колонны – 150 м, для газовых скважин – 500 м. Обсадные колонны разведочных скважин цементируются обычно на всю длину. 
Устье скважины – верхняя, приповерхностная, часть скважины.

Забой скважины – самая нижняя часть скважины, «дно».

Стенки скважины – боковая часть цилиндрической основы скважины.

Продуктивный горизонт – пласт в разрезе, в котором находятся природные ресурсы.

Зона перфорации – часть обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, в которой делаются отверстия для эксплуатации.

ВИДЕО
Эксплуатационная скважина
Эксплуатационными скважинаминазываются скважины, с помощью которых осуществляется непосредственная добыча нефти, газа и газового конденсата.

Нагнетательныминазываются скважины, через которые в пласт нагнетается вода, газ, пар.

В ряде случаев скважины добывающие нефть используются как нагнетательные и наоборот. Поэтому и те и другие скважины отнесены к эксплуатационным. Эксплуатационная скважина является основным видом сооружений. Совокупность эксплуатационных скважин представляет собой эксплуатационный фонд скважин, стоимость которого составляет до 75-80% стоимости всего оснащения промысла. Долговечность скважины должна соответствовать периоду разработки продуктивного пласта 30 40 лет.

Эксплуатационные скважины сооружаются двух типов: вертикальные и наклонные. Наклонная форма вызвана необходимостью направления ствола в заданный участок пласта: такие скважины называют наклонно-направленными.

Профили этих скважин бывают разными в зависимости от требований технологии проводки скважины и способа её эксплуатации.



Схемы профилей эксплуатационных скважин:

1 - вертикальный участок; 2, 4 — горизонтальная зона; 3, 5 — вертикальный участок

1. 
   Вертикальный;
   
2. 
   Наклонный с небольшим отклонением забоя от вертикали: состоит из вертикального, переходного и наклоннопрямолинейного участков.
   
3. 
   Профиль С имеет вертикальный участок, участок набора зенитного угла, наклоннопрямоугольный участок, участок уменьшения зенитного угла;
   
4. 
   Наклоннопрямолинейный участок отсутствует.
   

Каждый из показанных профилей эксплуатационной скважины предопределяет особенности эксплуатации как её так и спущенного в неё оборудования.

Рассмотрим принципиальную схему эксплуатационной скважины и её оборудования. Скважина состоит из устьевого, стволового и фильтрового участков каждый из которых оснащен соответствующим оборудованием: колонной головкой ( 1 ), направлением (2 ), кондуктором ( 3 ), эксплуатационной колонной ( 4 ), фильтром ( 6 ), иногда скважина оснащается капером или клапаном – отсекателем пласта ( 5 ).

Ствольная часть эксплуатационной скважины образована концентричными колоннами обсадных труб зацементированных в горных пародах.

Последняя - внутренняя обсадная колонна называется эксплуатационной и служит каналом соединяющим пласт с устьем. Наружная обсадная колонна – направление спускается на глубину нескольких метров и цементируется на всю длину. Внутри направления размещается кондуктор от 200 800 м, цементируется на всю длину.

Между кондуктором и эксплуатационной колонной могут спускаться технические или промежуточные колонны. Они спускаются в зависимости от геологических пород, глубины скважины, техники и технологии её проводки.



Колонная головка монтируется на кондукторе, обвязывает в единую систему кондуктор, технические и эксплуатационные колонны скважины и служит базой для спускаемого в скважину оборудования и установки устьевого оборудования.

Фильтровая часть эксплуатационной скважины обеспечивает её связь с пластом, ствол скважины находится под постоянным давлением горных пород, а эксплуатационная колонна под давлением пластов и закачиваемых жидкостей или газа. Кроме внутреннего и наружного давлений обсадные колонны несут нагрузку от собственного веса, а кондуктор воспринимает вес или часть веса остальных колонн. Колонная головка воспринимает усилие от обсадных колонн, внутреннего давления, веса оборудования базирующегося на ней. Как внутреннее давления так и наружное в процессе эксплуатации скважины меняются (фонтанный способ, скважинный насос, станок-качалка и т.д.).

Происходит истирание эксплуатационной колонны при штанговой эксплуатации из-за наличия абразивных сред.

Одновременно происходит износ колонны из-за коррозионно-агресивных вод и наличия сероводорода Н₂S - 20 25%. Усложняются условия работы оборудования скважины за счет увеличения температуры пластовой жидкости или газа до 250⁰ С, за счет закачки в пласт под большим давлением кислоты, рабочих жидкостей, газа.

Таков комплекс факторов из которых слагаются условия работы эксплуатационной скважины. Упущение какого-либо из этих факторов приводит к серьезным осложнениям.

1. 
   Оборудование устья эксплуатационной скважины
   

На устье скважины обсадные колонны обвязываются колонной головкой. Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния ствольной части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Она служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, а во время бурения – превентора.

Конструктивно колонная головка – сочетание нескольких связанных между собой элементов – катушек или крестовин несущих обсадных колонн.

Условия работы колонной головки сложны: нагрузка от веса обсадных колонн, давление от среды контактирующей с ней и коррозийное воздействие, а также температурные воздействия от теплоносителей, закачиваемых в пласт, окружающей среды с температурами «+»150 250⁰ С и «-» 60⁰ С. всё это требует обеспечения высокой надежности элементов колонной головки в течении всего срока эксплуатации.



Конструкция колонной головки

Колонная головка состоит из корпуса (4) навинченного на обсадную трубу (6) (кондуктор), клиньев (3) удерживающих обсадную колонну (7).

Межтрубные пространства разобщаются уплотнением (2). На колонной головке предусмотрена задвижка (5) для обеспечения заступа в затрубное пространство. Такими головками оборудуются скважины глубиной 1500 2000 м с давлением до 25 Мпа. Изготавливаются и колонные головки для оборудования и с большим числом обсадных колонн: трех, четырех, пяти колонных. Принципиальные схемы таких колонных головок аналогичны. Для изготовления колонных головок используются легированные стали (35ХМЛ, 35ХМ, 40Х). колонные головки изготавливают согласно стандарту в котором регламентируются основные параметры (диаметр, рабочее давление, условный диаметр обсадной колонны и др.). стандартом предусмотрены рабочие давления: 14; 21; 35; 70; 105 Мпа. При рабочих давлениях до 35 МПа пробное составляет 2Р_раб, , а свыше 35 МПа – 1,5 Р_раб.

2. 
   Оборудование стволовой и фильтровой частей скважины
   

Стволовая часть скважины образована колоннами обсадных труб и цементными кольцами.

Обсадные трубы изготавливаются из горячекатаных стальных заготовок. Стандартами регламентируются механические свойства стали, геометрические размеры труб и муфт, конструкция труб, типы соединений, а также методы и параметры их испытаний. Стали труб с определенными механическими свойствами входят в соответствующие группы прочности, их насчитывается семь: С, Д, К, Е, Л, М, Р. Стандартами регламентируются основные показатели:

1. 
   Временное сопротивление в МПа от 550 1100
   
2. 
   Предел текучести в МПа от 320 950
   
3. 
   Относительное удлинение в % от 18 12
   

Стандартом предусматривается изготовление труб с короткой, нормальной и удлиненной резьбами 15 диаметральных размеров. В настоящее время эксплуатационные колонны собираются из труб диаметром: 114, 127, 146, 168, 194 (наиболее часты 168 и 146 мм.).

На подбор диаметра обсадной колонны влияет: способ бурения скважин, необходимость уменьшения металлоемкости колонны, дебиты скважин.

К неизвлекаемым относится стрелянный фильтр, полученный путем перфорации колонны и цементного кольца. Гидродинамическое качество такого фильтра низкое, более высокое обеспечивается засыпкой гравия необходимой фракции между стволом скважины и перфорированной частью эксплуатационной колонны.

К сменным фильтрам относятся: гравийные, каркасно-стержневые, гравитационные, металлокерамические.

Сменный гравийный фильтр представляет собой две концентрично расположенные трубы, между которыми засыпан гравий. Фильтр в сборе спускается в скважину в зону пласта. В верхней и нижней части герметизируется.

Фильтр металлокерамический состоит из корпуса и фильтрующих элементов, изготовленных из спеченных металлических шариков. Подбором диаметра шариков обеспечивается проницаемость фильтра.

Высота фильтра должна соответствовать толщине пласта. Устанавливается он аналогично гравийному.

Необходимость применения фильтров обусловлена механическими свойствами породы продуктивного пласта, для исключения ускоренного износа всего оборудования скважины.

3. 
   Оборудование скважины для предупреждения открытого фонтанирования
   

Некоторые виды ремонта и обслуживания нефтяных и газовых скважин в фонтанный период их эксплуатации связаны с необходимостью глушения скважин утяжеленными растворами. К глушению скважины прибегают и при аварийном фонтанировании скважины, а так же при спуске в фонтанную скважину труб или другого оборудования.

Для исключения открытого фонтанирования при аварийном разрушении устьевого оборудования или во время ремонтных работ, скважины способные фонтанировать оборудуются размещенными в нижней части ствола скважины клапанами - отсекателями для разъединения нижней фильтровой части скважины и её верхней части: клапан-отсекатель позволяет выполнить все необходимые в период эксплуатации скважины технологические процессы (кислотная обработка, гидроразрыв и т.д.). Поэтому клапан-отсекатель дополняется другим оборудованием – пакер, якорь удерживающий пакер на заданном уровне, канал связи для управления клапаном и т.д.



Клапаны-отсекатели бывают автоматические и управляемые, съемные и стационарные. автоматические срабатывают при уменьшении давления в зоне их установки или превышении расхода потока.

Седло клапана и клапан оборудованы системой штифтов и пружин для обеспечения поворота шара или за счет энергии сжатого газа (автоматический клапан) или за счет управления с пульта путем передачи команды по каналу. Промышленностью выпускаются клапаны-отсекатели КА для эксплуатации в средах содержащих СО₂ до 6% и Н₂S до 6% на рабочее давление 35 МПа.

С клапанами-отсекателями используются пакеры двух типов: неизвлекаемый – разбуриваемый и демонтируемый.

Конструкции пакеров

а- неизвлекаемый пакер (разбуриваемый), б – извлекаемый пакер.
Пакер сложное гидроустройство имеет систему уплотнений, каналов, проточек, зон, пружин обеспечивающих его работоспособность.

Самостоятельную группу составляют пакеры устанавлеиваемые в колонне с помощью кабельного адаптерного прибора. Электрический импульс подрывает заряд и за счет давления газа в спецкамере устанавливается пакер. Поднимается пакер с помощью специального инструмента. Для обеспечения надежности работы пакера обсадная труба в зоне его установки должна быть строго цилиндрична и очищена от отложений смол, абразива, цемента и т.д.

При внутрискважинных ремонтах под давлением, клапан-отсекатель с пакером оснащают клапанами различных назначений.

Конструкции специальных клапанов

1. 
   Циркуляционный служит для временного сообщения центрального прохода колонны с затрубным пространством при промывках забоя, обработке забоя хим. реагентами при аварийном глушении скважин.
   

Клапан устанавливается на колонне НКТ и извлекается вместе с ней.

Управляется клапан смещением втулки вверх и вниз при котором совпадают или перекрываются отверстия а и б в корпусе и втулке.

2. 
   Уравнительный клапан применяется для выравнивания давления со стороны запорного элемента скважинного прибора для его открытия или извлечения.
   

Состоит из корпуса (1), скобы (2) и пружинного клапана (3). Клапан открывается с помощью штанги опускаемой на проволоке или канате.

3. 
   Приемный клапан используется для посадки пакера или других видов работ, когда требуется перекрыть проход колонны для создания в ней давления
   
4. 
   Обратный клапан применяется для перекрытия прохода колонн при спуске подъеме их под давлением.
   
5. 
   Глухие пробки применяются для герметизации прохода колонны в посадочном ниппеле по уплотняемой цилиндрической поверхности.
   

6. 
   Посадочный ниппель – элемент сборки колонны для установки и фиксации скважинных аппаратов и приборов спускаемых на проволоке или канате.
   

Компоновка оборудования скважины комплексом устройств

в сочетании с клапаном-отсекателем пласта.



Схема компоновки оборудования

1 — фонтанная арматура; 2 — ниппель для опрессовочного клапана; 3 — телескопическое соединение; 4 — ингибиторный клапан; 5 — циркуляционный клапан; 6 — циркуляционный механический клапан; 7 — разъединитель колонны; 8 — пакер; 9 — ниппель для клапана-отсекателя; 10 — клапан-отсекатель с замком; 11 — ниппель для приемного клапана; 12 — башмачный клапан.
Промышленностью выпускаются комплексы подземного оборудования для управления скважинными отсекателями КУСА включающими наряду со скважинными приборами станцию управления двух модификаций с электро- и пневмоприводом на рабочие давленияе 35 МПа и 50МПа. Для обеспечения возможности ремонта скважин под давлением в комплексах скважинного оборудования применяются разъединители колонн.

Элементы комплексов стандартизированы: регламентируются наружные и внутренние диаметры пакеров, якорей, размеры элементов клапана-отсекателя, всех клапанов, ниппелей, втулок.