4.1. Конструкция оборудования забоев скважин
В любом случае конструкция забоя скважины должна обеспечивать:
механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;
эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;
возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;
возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;
возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.
Геологические и технологические условия разработки месторождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев скважин.
1. При открытом забое (рис. 4.1, а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки.
Рис. 4.1. Способы вскрытия пласта:
а - открытый забой; б - забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным
перед ее спуском; в - забой с фильтром; г - перфорированный забой
Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность. Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.
2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции. Первый вариант (рис. 4.1, б): скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым.
Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.
Второй вариант (рис. 4.1, в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров - предотвращение поступления песка в скважину. Одно время широкое применение нашли фильтры с продольными щелевыми отверстиями длиной 50 - 80 мм и шириной 0,8 - 1,5 мм.
Кроме того, применялись так называемые кольцевые фильтры, в которых щели создавались между торцами металлических колец, одеваемых на перфорированную трубу. Между торцами колец в нескольких точках по периметру устанавливались прокладки из калиброванной металлической ленты, определявшие ширину кольцевых щелей. В ряде случаев использовались гравийные фильтры, представляющие собой две перфорированные мелкими отверстиями концентрично расположенные трубы. В кольцевое пространство между трубами утрамбовывался отсортированный гравий диаметром 4 - 6 мм, который и являлся основным фильтрующим элементом, задерживающим пластовый песок. Известны также металлокерамические фильтры, изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби. Кольца из такого материала одеваются на перфорированную трубу и на ней закрепляются. Металлокерамические фильтры обладают малым гидравлическим сопротивлением и задерживают самые мелкие фракции песка. Кроме того, известны другие конструкции фильтров, которые не нашли распространения.
Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.
3. Скважины с перфорированным забоем (рис. 4.1, г) нашли самое широкое распространение (более 90% фонда). В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах. Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества:
упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза;
надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией;
возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов;
возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная накачка или отбор и др.);
устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации.
Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. Поэтому при вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.
Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение линий тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.
- Томский политехнический университет Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Курс лекций
- Введение
- 1. Общая характеристика нефтяной залежи
- 1.1. Понятие о нефтяной залежи
- 1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти
- 2. Источники пластовой энергии
- 2.1. Пластовые давления
- 2.1.1. Статическое давление на забое скважины
- 2.1.2. Статический уровень
- 2.1.3. Динамическое давление на забое скважины
- 2.1.4. Динамический уровень жидкости
- 2.1.5. Среднее пластовое давление
- 2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания
- 2.2. Приток жидкости к скважине
- 2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений
- 2.4. Водонапорный режим
- 2.5. Упругий режим
- 2.6. Режим газовой шапки
- 2.7. Режим растворенного газа
- 2.8. Гравитационный режим
- 3. Технология и техника воздействия на залежь нефти
- 3.1. Цели и методы воздействия
- 3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды
- 3.2.1. Размещение скважин
- 3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды
- 3.4. Водоснабжение систем ппд
- 3.5. Техника поддержания давления закачкой воды
- 3.5.1. Водозаборы
- 3.5.2. Насосные станции первого подъема
- 3.5.3. Буферные емкости
- 3.5.4.Станции второго подъема
- 3.6. Оборудование кустовых насосных станций
- Основные характеристики бкнс
- 3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ппд
- 3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа
- 3.9. Методы теплового воздействия на пласт
- 3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт
- 3.11. Внутрипластовое горение
- 4. Подготовка скважин к эксплуатации
- 4.1. Конструкция оборудования забоев скважин
- 4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине
- 4.3. Техника перфорации скважин
- 4.4. Пескоструйная перфорация
- 4.5. Методы освоения нефтяных скважин
- 4.6. Передвижные компрессорные установки
- 4.7. Освоение нагнетательных скважин
- 5. Методы воздействия на призабойную зону скважины
- 5.1. Назначение методов и их общая характеристика
- 5.2. Обработка скважин соляной кислотой
- 5.3. Термокислотные обработки
- 5.4. Поинтервальная или ступенчатая ско
- 5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов
- 5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин
- 5.7. Гидравлический разрыв пласта
- 5.8. Осуществление гидравлического разрыва
- 5.9. Техника для гидроразрыва пласта
- 5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины
- 5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины
- 5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин
- 6. Исследование скважин
- 6.1. Назначение и методы исследования скважин
- 6.2. Исследование скважин при установившихся режимах
- 6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах
- 6.4. Термодинамические исследования скважин
- 6.5. Скважинные дебитометрические исследования
- 6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин
- 7. Основы теории подъема жидкости в скважине
- 7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе
- 7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа
- 7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения
- 7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы
- 7.1.4. К. П. Д. Процесса движения гжс
- 7.1.5. Понятие об удельном расходе газа
- 7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения
- 7.1.7. Структура потока гжс в вертикальной трубе
- 7.2. Уравнение баланса давлений
- 7.3. Плотность газожидкостной смеси
- 7.4. Формулы перехода
- 8. Эксплуатация фонтанных скважин
- 8.1. Артезианское фонтанирование
- 8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа
- 8. 3. Условие фонтанирования
- 8. 4. Расчет фонтанного подъемника
- 8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления
- 8. 6. Оборудование фонтанных скважин
- 8.6.1. Колонная головка
- 8.6.2. Фонтанная арматура
- 8.6.3. Штуцеры.
- 8.6.4. Манифольды
- 8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин
- 8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
- 8.8.1. Открытое фонтанирование
- 8.8.2. Предупреждение отложений парафина
- 8.8.3. Борьба с песчаными пробками
- 8.8.4. Отложение солей
- 9. Газлифтная эксплуатация скважин
- 9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации
- 9.2. Конструкции газлифтных подъемников
- 9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
- 9.4. Методы снижения пусковых давлений
- 9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров
- 9.4.2. Последовательный допуск труб
- 9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
- 9.4.4. Задавка жидкости в пласт
- 9.4.5. Применение пусковых отверстий
- 9.5. Газлифтные клапаны
- 9.6. Принципы размещения клапанов
- 9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
- 9.8. Оборудование газлифтных скважин
- 9.9. Системы газоснабжения и газораспределения
- 9.10. Периодический газлифт
- 9.11. Исследование газлифтных скважин
- 10. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
- 10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
- 10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи
- 10.3. Факторы, снижающие подачу шсн
- 10.3.1. Влияние газа
- 10.3.2. Влияние потери хода плунжера
- 10.3.3. Влияние утечек
- 10.3.4. Влияние усадки жидкости
- 10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера
- 10.4. Оборудование штанговых насосных скважин
- 10.4.1. Штанговые скважинные насосы
- 10.4.2. Штанги
- Характеристики штанг и муфт
- 10.4.3. Насосные трубы
- Характеристики насосно-компрессорных труб
- 10.4.4. Оборудование устья скважины
- 10.4.5. Канатная подвеска
- 10.4.6. Штанговращатель
- 10.4.7. Станки-качалки (ск)
- Техническая характеристика станков-качалок
- 10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками
- 10.5.1. Эхолот
- 10.5.2. Динамометрия шсну
- - Перо геликсной пружины, 7 - геликсная пружина, 8 - капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину с полостью силоизмерительной камеры - 9, 10 - нажимной диск,
- 10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация
- 10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях
- 11. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
- 11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса
- 11.2. Погружной насосный агрегат
- 11.3. Элементы электрооборудования установки
- Характеристика кабелей, применяемых для упцэн
- 11.4. Установка пцэн специального назначения
- 11.5. Определение глубины подвески пцэн
- 11.6. Определение глубины подвески пцэн c помощью кривых распределения давления
- 12. Гидропоршневые насосы
- 12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса
- 12.2. Подача гпн и рабочее давление
- 13. Погружные винтовые насосы
- 14. Раздельная эксплуатация пластов одной скважиной
- 14.1. Общие принципы
- 14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов
- 14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину
- 15. Ремонт скважин
- 15.1. Общие положения
- Гидравлический разрыв пласта.
- 15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин
- - Опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки;
- - Кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении;
- - Плашка; 6 - опроный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика;
- 15.3. Технология текущего ремонта скважин
- 15.4. Капитальный ремонт скважин
- 15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах
- 15.6. Ликвидация скважин
- 16. Эксплуатация газовых скважин
- 16.1. Особенности конструкций газовых скважин
- 16.2. Оборудование устья газовой скважины
- 16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава
- 16.4. Оборудование забоя газовых скважин
- 16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны нкт в скважину
- 16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны нкт
- 16.5.2. Определение глубины спуска колонны нкт в скважину
- 16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
- 16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной
- 17. Системы промыслового сбора и подготовки нефти и природного газа
- 17.1. Системы сбора скважинной продукции
- 17.2. Промысловая подготовка нефти
- 17.2.1. Дегазация
- 17.2.2. Обезвоживание
- 17.2.3. Обессоливание
- 17.2.4. Стабилизация
- 17.2.5. Установка комплексной подготовки нефти
- 17.3. Системы промыслового сбора природного газа
- 1, 9, 11, 12 - Насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор;
- VIII- установка подготовки газа; гсп- групповой сборный пункт; цсп-
- 17.4. Промысловая подготовка газа
- 17.4.1. Очистка газа от механических примесей
- 17.4.2. Осушка газа
- 17.4.3. Очистка газа от сероводорода
- 17.4.4. Очистка газа от углекислого газа
- Список рекомендуемой литературы