Обґрунтування конструкції свердловин

Конструкція свердловини – система кріплення стовбура свердловини колонами обсадних труб, які забезпечують досягнення свердловиною проектної глибини, можливість її дослідження, ізоляцію проникних горизонтів, застосування запроектованих режимів експлуатації та максимальне використання пластової енергії при видобутку нафти і газу. Конструкція свердловин характеризується кількістю спущених обсадних колон, їх розмірами (зовнішній діаметр і довжина) та інтервалами цементування затрубного простору. Для обґрунтування конструкції свердловини використовують досвід буріння на сусідніх площах і результатів геологорозвідувальних робіт.

Для кріплення свердловин використовують такі типи обсадних колон:

– направлення – для попередження розмиву устя;

– кондуктор – для кріплення верхніх нестійких інтервалів розрізу, ізоляції горизонтів з ґрунтовими і питними водами, встановлення на усті противикидного обладнання;

– проміжна (технічна) колона (одна або декілька) – для попередження можливих геологічних ускладнень при бурінні більш глибоких інтервалів шляхом кріплення та ізоляції пластів порід, що залягають вище, несумісних за умовами буріння з пластами, що залягають нижче;

– експлуатаційна колона – для ізоляції горизонтів і промислового видобутку нафти та газу із пласта на поверхню.

Конструкція свердловини називається одноколонною, якщо вона складається тільки з експлуатаційної колони, двоколонною – при наявності однієї проміжної та експлуатаційної колон і т.ін.

Проектування конструкції свердловини проводиться знизу догори. На основі заданого геологічного розрізу свердловини та її проектної глибини, в першу чергу, вибирають діаметр експлуатаційної колони. Основними критеріями, які необхідно враховувати при виборі конструкції свердловин, є забезпечення раціонального комплексного вивчення розрізу, дотримання вимог охорони надр і обґрунтованого видобутку нафти і газу.

Типова конструкція свердловини містить, наприклад, направлення діаметром 425 мм, рідше 299 мм, кондуктор діаметром 245 або 219 мм і експлуатаційну колону діаметром 146 мм. У свердловини глибиною 3000 м і більше часто спускають проміжну колону діаметром 295 або 377 мм між кондуктором і експлуатаційною колоною. У такому випадку діаметри кондуктора і направлення відповідно збільшуються.

Приустєва частина свердловини, продуктивна частина розрізу або ділянки з напірними водами надійно цементуються. При цементуванні проміжних і експлуатаційної колон цемент піднімається згідно з чинними інструкціями.

Цементування повинне забезпечити надійну роз’єднаність пластів, що досягається підйомом цементу на відповідну висоту і якістю цементування. У випадку недостатнього підйому цементу за колоною за даними відбивки цементного кільця проводяться спеціальні ізоляційні роботи. У газових свердловинах цемент за колонами піднімається до устя. При наявності глинистої кірки на стінках стовбура свердловини, вона знімається шляхом її проробки перед спуском колони.

Випробування обсадних колон на герметичність проводиться двома способами: опресовкою і пониженням рівня згідно з чинними інструкціями.

Випробування колони опресовкою проводиться з використанням технічних засобів, що забезпечують плавний підйом тиску (цементувальні агрегати).

Обсадні колони вважаються герметичними, якщо на протязі 30 хв. тиск опресовки понизиться не більше, ніж на 0,5МПа. При випробуванні колон глибоких і надглибоких свердловин, розрахованих на аномально високі тиски опресування, допускається пониження тиску опресування на протязі 30хв. на 1,5МПа і 2,5 МПа при тисках, відповідно до 50 МПа і вище 50МПа, при відсутності подальшого його падіння. Спостереження за змінами тиску починається через 5хв. після створення розрахункового тиску опресування.

У газових і газоконденсатних свердловинах, у нафтових свердловинах з високим газовим фактором (200м³/т і вище) та інших свердловинах з надлишковим тиском на усті більше 10МПа приустєва частина колони разом з колоною головкою після гідроопресовки опресовується повітрям у відповідності з проектом.

У всіх випадках тиск гідровипробування труб не повинен бути меншим від величин, вказаних у таблиці 10.2.

Усі труби кожної секції повинні опресовуватись на поверхні на однаковий тиск.

Випробування експлуатаційної колони пониженням в ній рівня проводиться після випробування внутрішнім тиском. При випробуванні колон способом пониження рівня останній повинен бути понижений до:

– величин не менших, наведених у табл. 10.3;

– рівня на 40–50 м нижче того, при якому передбачається виклик припливу із об’єкта, що буде випробовуватись або експлуатуватись.

Таблиця 10.2

Мінімально необхідний тиск при випробуванні колон

Примітка. За рішенням організацій допускається проводити опресовку при більш високих тисках, виходячи з конкретних умов (спуск важких колон тощо).

Таблиця 10.3

Величини пониження рівня

У всіх випадках пониження рівня не повинно перевищувати значення, при якому гідростатичний тиск рідини в колоні зумовлює надлишковий зовнішній тиск на неї більше величин, гранично допустимих на зім’яття.

Пониження рівня рідини проводиться будь-яким технологічним способом, який відповідає “Правилам безпеки в нафтовій і газовій промисловості”. Дозволяється рівень рідини в колоні понижувати витісненням її спуском у свердловину колони труб з глухою діафрагмою, розрахованою на відповідний при цьому тиск.

При випробуванні способом пониження рівня колона вважається герметичною, якщо пониження рівня до відповідної величини за
8 годин спостереження не перевищить значень, вказаних в табл. 10.4.

Таблиця 10.4

Допустимі величини підйому рівня

Заміри рівня повинні проводитись: перший – через 3 години після пониження рівня, другий і третій – через 2 години після попереднього і останній – через 8 годин.

У випадку, якщо рівень на протязі 8 годин підніметься на величину, більшу, ніж вказано у табл. 10.4, проводиться повторний замір на протязі 8 годин. Якщо при повторному замірі рівень підніметься також більше норми, колона визнається негерметичною і проводяться роботи з пошуку і усунення дефектів.

Обсадні труби перед спуском у свердловину старанно вимірюють і маркують. Особливо увагу звертають на труби, на яких встановлюють башмак, “стоп-кільце” і цементувальні ліхтарі.

У процесі цементування відбирають 3–4 проби цементного розчину об’ємом не менше 0,5 л і по затвердінню цих проб уточнюють час стану затвердіння.

Після закінчення часу затвердіння цементу, що уточнюється за станом проб цементного розчину, відібраного під час заливки, тиск в колоні зменшують через відвідну трубу і визначають висоту підйому цементного кільця в затрубному просторі за допомогою ГДС.

При виявленні дефектів свердловини після її кріплення (підйом цементу з неперекриттям продуктивних горизонтів, негерметичність колони або цементного моста тощо) необхідно після їх дослідження проводити ізоляційно-ремонтні (повторне цементування) або ізоляційно-ліквідаційні роботи.