Регион: Москва

Независимый нефтегазовый Портал

Конструкция нефтяной скважины. Особенности конструкции

Конструкция нефтяной скважины. Особенности конструкции 17.10.2018

Для эффективной разведки или разработки нефтяных месторождений используют множество технических решения, неотъемлемой частью которых является скважина (или нефтяная скважина).

Определение термина скважина, а также названия ее трех основных частей мы давали в статье "Бурение нефтяных и газовых скважин". Здесь лишь напомним, скважина представляет собой - цилиндрическое отверстие (или цилиндрический ствол), пробуренный в пластах земляных и горных пород. Основное назначение нефтяной скважины - обеспечение доступа к нефтяному слою и подачи нефти в хранилище. 

Конструкция нефтяной скважины

Нефтяная скважина для добычи нефти в диаметре может составлять от 75 до 400 мм, в зависимости от конкретных условий бурения, от типа залегающих на глубине пород, а также от размеров нефтеносного слоя.

Последовательность технологических операций при бурении скважин следующая:

  1. Выполняется заглубление ствола скважины посредством разрушения пород при помощи буровой установки.
  2. Удаляются фрагменты породы из скважины на поверхность земли.
  3. Нефтяная скважина укрепляется специальными трубами - обсадными колоннами.
  4. Изучается размер нефтяного слоя с помощью геологических и геофизических исследований.
  5. Спуск завершающей колонны на рабочую глубину, с которой и предполагается эксплуатировать скважину. 

Технология бурения нефтяных скважин

На начальном этапе пробуривают ствол небольшой глубины (до 30 метров глубиной и диаметром до 40 см). Далее на дно пробуренного ствола опускают трубу, которая в дальнейшем будет задавать направление для бурения. Стенки между трубой и грунтом цементируют специальным цементным раствором..

Затем углубляют скважину примерно на уровень 500-800 м с меньшим диаметром. Этот участок называют кондуктором. Именно этот участок предназначен для изоляции неустойчивых и рыхлых слоёв грунта при бурении. Внешние стенки труб также подвергают цементированию, чтобы трубы были защищены от возможных смещений пластов.

Следующий этап бурения существенно сложнее и не во всех случаях удаётся достичь необходимой проектной глубины предполагаемого нефтеносного слоя. Объясняется это тем, что продуктивный слой может располагаться не в виде единого пласта, а нескольких, и добыча должна производиться из более заглублённого участка.

В таких ситуациях монтируют промежуточную колонну, которую также цементируют по наружной поверхности.

После достижения необходимой глубины, устанавливают эксплуатационную колонну. Она предназначена для добычи нефти и газа, а также для подачи воды с целью создания необходимого давления. Конструктивно она отличается от обычных колонн наличием в боковых стенках отверстий, а также в цементном слое. Кроме того, в ней применяется специальная дополнительная оснастка:

  • пакеры,
  • центратор,
  • обратный клапан,
  • обсадные кольца и прочее

В сети мы нашли вот такой фильм, который, на наш взгляд наглядно иллюстрирует описанный нами выше процесс бурения и конструкцию самой скважины:

Технические особенности проходки

При бурении в скважину необходимо опускать колонны, для закрепления горных пород, окружающих ствол. Делают это последовательно отдельными секциями. При сложных бурениях осуществляют многоколонные выработки. Это существенно усложняет техпроцесс и следствием этого является существенный износ обсадных и бурильных труб.

Чтобы снизить влияние фактора износа применяют защитные кольца, выполненные в виде металлического каркаса с двумя резиновыми оболочками, закреплёнными на стальные штыри. Их устанавливают над ротором буровой при выполнении операций спуска или подъёма.

Разделяют горные пласты при помощи цементирования специальными растворами. Поскольку требуется обеспечить не только высокую прочность, а и работу в сложных условиях, то при их замешивании добавляют ингибиторы и реагенты. Они ускоряют процесс набора прочности бетона и в результате не приходится ждать по 30 дней пока он будет пригоден к эксплуатации. Другое название раствора – тампонажные. Они являются ключевыми в конструкции нефтяной скважины, так как служат для закрепления колонн и предотвращении его деформации при смещениях плотных пород.

Разработка нефтяных скважин

Процесс разработки нефтяных скважин это ряд комплексных мер и работ по выполнению максимально эффективной добычи нефти их пласта. Перед вводом скважины в эксплуатацию выполняется ряд разведывательных работ, на основе которых формируется специальная проектная документация, определяющая технические параметры бурения и размеры забоя.

В проекте закладывается количество объектов разработки, последовательность добычи, методы оказания различных воздействий с целью получения максимальной выработки месторождения.

Скважины при разработке над местом разведки и добычи располагают в виде сетки. В неё входят не только добывающие скважины, а и нагнетающие.

В зависимости от особенностей пласта сетку располагают в равномерном или неравномерном порядке. Если нефтяной слой достаточно толстый, то сетку располагают наиболее плотным упорядоченным способом, с целью увеличения скорости добычи.

Этапы разработки скважин

Нефтяная скважина разрабатывается в определенной последовательности, которую мы опишем ниже:

  1. Освоение объекта. Рассматриваемый этап характеризуется интенсивной добычей нефти с минимальной обводнённостью, значительным снижением давления в пласте, увеличением количества скважин и величиной коэффициента нефтеотдачи в пределах 10%. Сроки завершения освоения могут составлять до 5 лет. Условием завершения принимается снижение добычи за год относительно общих балансовых запасов.
  2. Обеспечение стабильно высокого уровня добычи в пределах 3-17% в зависимости от вязкости нефти. Длительность разработки может варьироваться от 1 до 7 лет. Число скважин при этом также увеличивается за счёт использования резервов, однако происходит и частичное закрытие старых. Это связано с тем, что нефть становится более обводнённой вплоть до 65%. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 30-50%. Добыча на некоторых скважинах выполняется механическим способом, то есть принудительной откачкой мощными насосами.
  3. Снижение добычи. Коэффициент нефтеотдачи снижается до 10% в год, а темпы отбора сокращаются до 1%. Все скважины переводятся на механизированный способ добычи. Количество резервных скважин значительно сокращается. Обводнение достигает значений в 85%. Данный этап является самым сложным, так как необходимо замедление скорости откачки нефти. Определить разницу между предыдущим этапом и текущим достаточно сложно, так как изменения среднегодового коэффициента добычи минимальны. За 3 периода нефтеносный слой вырабатывается до 90% от общего объёма.
  4. Завершающая или заключительная стадия. Отбор нефти сокращается до 1%, а уровень обводнённости становится максимальным (от 98%). Прекращается разработка нефтяных скважин и они закрываются. Но длительность данного этапа может составлять до 20 лет и ограничивается только рентабельностью проекта.


Компания: