книги из ГПНТБ / Шацов Н.И. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах (конструкции, крепление и цементирование скважин)

Таким образом, потери в колонне длиной 2000 м и диаметром 114 мм при Q = 1000 м23*/сутки составляют около 4 ат.

Сопротивления в перфорационных каналах могут и не воз­ расти, если будет прострелено столько же отверстий, сколько в 168-и.и колонне. Потери в обвязке также не изменятся, потому что трубы можно оставить того же диаметра, что и при нагне­ тательных скважинах со 168-ллг трубами. Большая же прочность 114-льм колонны на внутреннее давление позволит производить гидравлический разрыв пласта без спуска дополнительных труб и пакера.

Все сказанное относится к 114-мм эксплуатационным колон­ нам, являющимся в настоящее время нижним пределом облег­ чения конструкций скважин. Применение же 146-.мл«. эксплуата­ ционных колонн расширит возможности эксплуатации и сможет удовлетворить все требования высокодебитных скважин.

Если окажется, что даже при весьма больших дебитах нефти или газа целесообразно сохранить 168-льн эксплуатационные колонны, то и в этом случае нужно стремиться к максимальному упрощению конструкций скважин.

Отечественный и зарубежный опыты показывают, что под 168-лгж обсадную колонну целесообразнее и экономичнее бурить 214-жм (№ 9) или 243-льи (№ 10) долотами, чем 295-,и.и (№ 12) или 268-лш (№ 11) долотами.

Расчеты показывают, что при конструкции скважины:

расход металла на 16462 кг меньше на каждую скважину (9,6%) по сравнению с расходом металла при следующей конструкции [79]:

§2. Возможность бурения с упрощенной конструкцией скважин

1.Применявшаяся до 1958 г. на некоторых восточных про­ мыслах конструкция скважин:

2. Возможная конструкция при меньшем диаметре эксплуа­ тационной колонны и малом зазоре:

42

Таким образом, при переходе на 146-лш эксплуатационную колонну и при обеспечении минимального зазора объем выбурен­ ной породы уменьшается в 2,28—3 раза, количество потребного цемента уменьшается в 3,9 раза, экономия в металле составляет 34%.

Более половины объема буровых работ по Советскому Союзу выполняется турбинным способом. На восточных же месторожде­ ниях в основном все скважины бурятся турбинным способом.

Возникает вопрос о возможности бурения скважин упро­ щенной конструкции и малого диаметра турбинным способом.

Положительный ответ на этот вопрос дан в статье М. Т. Гус­ мана и Б. И. Мительмана [31].

Рассмотрим с точки зрения буровой технологии реальные возможности и эффективность упрощения и облегчения конструк­

труб и долота при бурении под эксплуатационную колонну при­ водим сравнительный расчет гидравлических потерь [12]. Ско­ рость течения жидкости в затрубном пространстве во всех слу­ чаях принимается одинаковой — 1 м/сек. Расчет произведен относительно гидравлических потерь при бурении 295-лш (№ 12) долотом на 168-льи (65/е") бурильных трубах, которые приняты за 100% (табл. 15).

Таблица 15

Относительные потери напора при различных сочетаниях диаметров долот и бурильных труб

Таким образом, при переходе на варианты 2—5 гидравличе­ ские потери возрастают по сравнению с бурением 295-лси (№ 12) долотом на 168-лш бурильных трубах: вариант 2 — на 39%, ва­ риант 3 — на 271%, вариант 4 — на 230%, вариант 5 — на 137%.

Невыгодным оказывается сочетание по варианту 5, т. е. бу­ рение 214-мм. долотом (№ 9) на 114-м.и бурильных трубах. По­ этому необходимо ввести для бурения 214-jkm. и 190-м.и долотами

43

ные потери при турбинном способе бурения (варианты 6 и 7).

чем по варианту 3.

Это еще раз подтверждает, что промежуточный диаметр 125-л«лт бурильных труб является необходимым для успешного бурения турбинным способом.

Таким образом, вариант 3 невыгоден, так как велики гидра­ влические потери и затрачиваемая энергетическая мощность.

Существенное влияние на уменьшение расхода металла ока­ зывает сокращение длины кондуктора и промежуточных колонн, спускаемых в скважины.

Так, до 1953 г. в Азербайджане для бурения на большие глу­

44

Объем выбуренной породы составлял 0,1235 м3/м, расход металла на 1 м проходки 113,5 кг.

При переходе с 1953 г. на бурение турбобурами под промежу­

В Азнакаевской конторе бурения треста Альметьевбурнефть разработан метод крепления скважин без цементирования кондук­ тора, позволяющий при благоприятных условиях после спуска эксплуатационной колонны извлекать кондуктор для последую­ щего использования в других скважинах [22].

§ 3. Частичное крепление ствола скважин

Геологический разрез нефтяных скважин Башкирии и Та­ тарии представлен в основном твердыми породами. Однако при бурении в казанском, уфимском и кыновском горизонтах возни­ кает опасность возможных осложнений, так как эти горизонты склонны к обвалам. В остальных горизонтах, как правило, такой опасности нет. Известно, что казанский и уфимский горизонты во всех скважинах перекрываются кондуктором. Следовательно, остается один опасный горизонт (кыиовские глины), укрепив который, можно получить достаточно устойчивый ствол сква­ жины.

С одной стороны, имеется устойчивый ствол скважины от баш­ мака кондуктора до кровли кыновских глин, который не требует крепления, а с другой стороны, создается необходимость в спуске колонны для разобщения пластов.

Для таких условий сотрудники б. Института нефти Академии наук СССР (Н. И. Титков и др.) предложили спускать только часть эксплуатационной колонны (так называемый хвостовик) для перекрытия кыновских глин и разобщения нефтеносных го­ ризонтов [68].

45

В качестве конкретного примера приводим описание проходки скв. 319 в конторе бурения № 2 треста Татбурнефть на Абдрахмановской площади. Технология бурения этой скважины в ос­ новном ничем не отличалась от технологии бурения остальных

вика после цементирования последнего.

На рис. 15 изображена схема обвязки устья скважины с ча­ стичным креплением ствола [2].

Применение бурильных труб равнопроходного сечения позволило цементировать хвостовик так же, как и обыкно­ венную обсадную колонну. Благодаря обратному клапану внизу хвостовика стало возможным сразу же после продавки це-

46

ментного раствора отсоединить бурильные трубы от обсадной колонны.

Таким образом, в результате спуска хвостовика получили экономию 961 м обсадных труб. При этом на спуск его затратили значительно меньше времени, ч°м на спуск обычной обсадной колонны.

из 475-лш кондуктора длиной 34 м, 325-мм промежуточной колонны длиной 172 м и 168-лж хвостовика длиной 103,9 м, установленного на глубине 1087 м. Затем в скважину были спу­ щены 75-.U.H насосно-компрессорные трубы длиной 983 м и 38,1-мм полые штанги длиной 1000 м.

Верхняя часть хвостовика оканчивалась воронкой (рис. 16), предназначенной для лучшего направления и посадки пакера, спускаемого на 75-лш насосно-компрессорных трубах.

Пакер устанавливали для устранения пропуска жидкости и газа из забойной зоны в пространство между стволом скважины

47

и 75-лш насосно-компрессорными трубами, т. е. в открытую часть ствола скважины.

Жидкость на поверхность поднималась вставным насосом НГВ-1 диаметром 43 мм измененной конструкции. Насос спускали на глубину 999 м, т. е. на 16 м ниже пакера. Для направления жидкости внутри 38-.чм полых штанг сплошной направляющий шток насоса заменили на полый. Соответственно изменили и пе­ реводники.

Пространство между 38-мл и 75-.ИЛ1 трубами является как бы затрубным, для пропуска газа в это пространство на пружинном якоре просверлили четыре 5-мм отверстия.

Жидкость, поднимаясь по 38-лглг полым штангам и по гофри­ рованному резиновому шлангу, направлялась в выкидную ли­ нию и в трап.

Частичное крепление ствола скважин металлическими тру­ бами на многих восточных нефтяных промыслах проводилось с 1939 г. в Ишимбайском районе (около 900 скважин), в Кинель­ ском и Бугурусланском районах (более 50 скважин), в Туймазинском районе (более 10 скважин), в Татарии, на Полазненском нефтяном месторождении (Пермская область) и в других районах.

При частичном креплении ствола скважин металлическими трубами расход металла в среднем уменьшается почти в 3 раза [68]. Так, в Полазне на берегу Камского моря пробурили скв. 80 до глубины 1126 м [54], в которой был установлен 325-мж кон­ дуктор, зацементированный на глубине 56 м. На забой спустили и зацементировали 168-м.ч «хвостовую» колонну общей длиной 211,5 м. Только по одной этой скважине сэкономили 30,7 т, ме­

и применяли соответственно трубы больших размеров. Весьма распространенным было сочетание. IS1/"* скважины с 66/в" бу­ рильными трубами. С увеличением глубины бурения тяжелые трубы, создававшие большие нагрузки на подъемные механизмы, замедляли темпы проходки скважины. Постепенно стали бурить скважины меньших диаметров и применять легкие трубы. В ре­ зультате появились сочетания 77/s"—9" скважин и 31/г"—442" бурильных труб, ставшие «общепринятыми» (подчеркнуто авто­ ром — Н. III.).

Д. и В. Джонстоны в докладе на сессии Американского Неф­ тяного института (АНИ) в 1953 г. писали :«В ближайшем будущем промежуточной колонной станут 7"обсадные трубы и до проект­ ных глубин ствол скважины будет буриться диаметром 63А" или 6". Обычным явлением в Западном Тексасе станет спуск

48

Д. Бурджес и Г. Хупман в докладе на той же сессии АНИ писали: «За последние 10—15 лет буровики стали применять диа­ метр кондукторов 103/л" вместо 20", бурильные трубы 41/г" вместо 66/в" и бурят ствол долотами 83/а" вместо Ш1/^" для спуска в него 7" обсадной колонны на глубину 2133 м. Короче говоря, можно поверить, что в ближайшие несколько лет бурение скважин на 3000 м диаметром ствола 43/4" и меньше станет обыч­ ным явлением» [90, стр. 182].

Учитывая, что дебиты скважин в США в среднем небольшие, Ф. Ланглен пишет: «В недалеком будущем глубокие скважины можно будет заканчивать обсадной колонной, Например, диа­ метром 27/s"» [91].

4 Заказ 1995.

ГЛАВА VI

БУРЕНИЕ СКВАЖИН МАЛОГО ДИАМЕТРА

Бурение каждой эксплуатационной скважины обходится очень дорого, особенно на большие глубины. Бурение же каждой раз­ ведочной скважины в случае удаленности их от производственных баз и баз снабжения обходится при одинаковых глубинах и гео­ логических условиях в 2—3 раза дороже проходки эксплуата­ ционных скважин. Если каждая бурящаяся эксплуатационная скважина оправдывает в какой-то степени ожидаемую добычу нефти или газа из нее, то далеко не каждая разведочная скважина дает положительный результат. При плановой разведке нефтя­ ных и газовых месторождений в социалистических условиях нашей страны процент неудачных разведочных скважин очень небольшой. В капиталистических условиях, как, например, в США, только каждая девятая разведочная скважина оказы­ вается продуктивной. Этим объясняется стремление по возмож­ ности упрощать и облегчать конструкции скважин'

Поскольку при бурении -разведочных скважин на новых площа­ дях заранее неизвестно не только каков будет дебит скважин, но будут ли вообще найдены нефть или газ в количестве, рентабельном для последующей эксплуатации, необходимо бурить разведочные скважины с меньшими диаметрами, чем эксплуатационные.

Возникает идея о бурении на новых месторождениях разве­ дочных скважин малого диаметра.

Для скважин малого диаметра характерно следующее:

1) ниже кондуктора (или промежуточной колонны) они бу­ рятся долотами от 170 мм и меньше;

2)эксплуатационные колонны в них в случае необходимости, спускаются диаметром от 114 мм и меньше;

3)в подавляющем большинстве случаев в них нет промежуточ­

ных колонн.

§ 1. Опыт бурения скважин малого диаметра в СССР

Еще в 1936—1937 гг. в Баку было пробурено несколько сква­ жин малого диаметра. Мелкие скважины бурились в Сураханах, а более глубокие скважины — южнее в соседнем районе (скв. 350

50

и 315). В скважины спускали 114-лш колонны обсадных труб. Чтобы избежать разбуривания цементной пробки в колонне, ниже продуктивного горизонта бурили зумпф на столько, чтобы верхняя цементировочная пробка в колонне была на уровне

успешно эксплуатируются со 114-лш эксплуатационной колонной. Цементировали эти скважины при помощи пакеров. Затрубное пространство выше затвердевшего цементного раствора было заполнено малофильтрующим химически обработанным глини­ стым раствором.

К концу 1951 г. в тресте Кировнефть (Баку) находились в экс­ плуатации 89 скважин малого диаметра со 114-ллг эксплуатацион­ ными колоннами. Анализ состояния добычи нефти из них пока­

Впробуренных 125 скважинах со 168-.и.и колоннами про­ изошло И смятий и сломов труб, вто время как в 66 скважинах со 114-лки колоннами имелся только один отвод в пределах фильтра».

Внастоящее время можно утверждать, что эксплуатировать

скважины малого диаметра возможно не только фонтанным, но и глубиннонасосным способом.

При фонтанной эксплуатации устье скважины оборудуется фонтанной арматурой из 101,2-жи (4") и 63-.изг. (2V2") насосно­ компрессорных труб. В качестве подъемных труб могут быть использованы 38,1-мм (Щг") насосно-компрессорные трубы.

Механизированная добыча может осуществляться насосами НГК1-32 (диаметр цилиндра 32 мм, максимальная длина хода 1800 льм), спускаемыми на 38-мм насосно-компрессорных тру­ бах. В этом случае добыча нефти достигает до 17 т/сутки. По­ этому разработку малодебитных месторождений целесообразно вести скважинами малого диаметра.

С 1952 г. в Башкирии вместо обычного структурно-поиско­ вого бурения на относительно небольшие глубины до 800—900 м с целью выявления нефтеносности более глубоких структур успешно проводят геологопоисковые (разведочные) работы в Предуральской депрессии и на Русской платформе при помощи бу­ рения скважин малого диаметра до глубин 1800—2000 м. Для этой цели местные инженеры совместно с рабочими создали буровую установку «Уфимец» [39].