Рассмотрим принципиальную схему конструкции нефтяной скважины.
Для герметизации затрубного пространства между всеми выходящими на дневную поверхность обсадными колоннами на устье скважины устанавливают колонную головку. Понятно, что перед обустройством устья противовыбросовое оборудование демонтируют.
Колонная головка для обвязки двух колонн навинчивается на резьбу кондуктора. Внутренняя поверхность корпуса головки коническая, и в ней размещены клинья, обжимающие эксплуатационную колонну.
На фланец корпуса головки устанавливают катушку и сваривают ее с трубой эксплуатационной колонны. Межтрубное пространство разобщается уплотнениями головки.
Для доступа в затрубное пространство эксплуатационной колонны на головке имеется отвод с задвижкой. Высота такой колонной головки составляет около одного метра.
Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления предъявляются высокие требования.
После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают долото на бурильных трубах для определения глубины нахождения цементного камня. Уточнив его местонахождение, в случае необходимости разбуривают заливочные пробки, остатки цементного камня и детали низа обсадной колонны.
Затем эксплуатационную колонну опрессовывают. Перед опрессовкой глинистый раствор в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно быть на 20 % выше возможного максимального давления при эксплуатации данной колонны.
На этом строительство скважины завершается.
Теперь для сообщения продуктивных пластов со стволом скважины производят работы по вскрытию этих пластов методами перфорации. Перфорационные работы выполняют геофизики.
Перед перфорацией эксплуатационную колонну тщательно промывают. Колонна должна быть заполнена жидкостью, плотность которой обеспечивает необходимое противодавление на вскрываемые пласты. Это может быть буровой раствор, на котором производилось бурение или специальная перфорационная жидкость, не ухудшающая коллекторских свойств пласта.
При использовании перфораторов на кабель-тросе, на фланец катушки колонной головки устанавливают перфорационную задвижку. Штурвал задвижки выносят на расстояние 10 метров от устья и размещают его на щите с навесом. Для герметизации устья на перфорационную задвижку монтируют лубрикатор, который и обжимает кабель-трос.
Если перфораторы спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) или внутри них, на фланец катушки колонной головки сразу устанавливают фонтанную арматуру.
По технологии образования отверстий в стенках обсадной колонны и цементном камне перфораторы бывают пулевыми, кумулятивными, сверлящими, режущими и гидропескоструйными.
Наибольшее распространение получили кумулятивные перфораторы.
Кумулятивный заряд прожигает струей раскаленного газа и расплавленного металла стенку обсадной трубы, цементный камень и горную породу. Образующаяся при горении взрывчатого вещества струя газа фокусируется и направляется на стенку трубы с большой скоростью и создает на преграду давление в десятки тысяч мегапаскалей. Поэтому кумулятивные перфораторы могут использоваться для вскрытия пластов, сложенных прочными породами.
Интервал перфорации в скважине определяется насыщенностью продуктивной толщи флюидами. При вскрытии только нефте- или газоносного пласта, его перфорируют по всей продуктивной толще.
Через перфорационные отверстия нефть будет поступать в эксплуатационную колонну.
И после перфорации приступают к освоению скважины.
В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру.
Освоение скважины – это вызов притока нефти и подъем ее на дневную поверхность.
Процесс освоения скважины - заключительный этап подготовки скважины к эксплуатации.
После перфорации продуктивная толща пласта находится под репрессией гидростатического столба жидкости или раствора. То есть скважина заглушена. Эксплуатационная колонна может быть заполнена водой, специально приготовленным раствором поверхностно-активных веществ (ПАВ) или буровым раствором. Жидкости глушения должны быть инертны к металлу обсадной колонны и скважинного оборудования, и не должны снижать проницаемость пород продуктивного пласта. Так как бывает, что после перфорации и до освоения скважины могут пройти сутки, недели и даже месяцы.
Колонну насосно-компрессорных труб спускают в скважину потрубно, цепляя каждую трубу элеватором. Верхнюю НКТ соединяют с трубной головкой патрубком.
То есть вся колонна НКТ висит на трубной головке.
Гладкие НКТ свинчиваются между собой муфтами.
Скважину с шестидюймовой (168 мм) эксплуатационной колонной, например, оборудуют подвеской НКТ наружного диаметра 73 мм – два с половиной дюйма.
Для чего нужна скважине колонна НКТ?
По насосно-компрессорным трубам на устье добывающей скважины поступает продукция.
И по НКТ закачивают в пласт воду, теплоносители, газы для поддержания пластового давления, когда скважина становится нагнетательной.
Когда в скважину спущена колонна труб, можно производить циркуляцию жидкости. А это значит, что скважину можно глушить, промывать при проведении капитального ремонта.
Используя НКТ, добывающую скважину переводят на газлифтный способ эксплуатации.
О способах эксплуатации читаем следующую статью «Эксплуатация скважины».
Все методы освоения скважины основаны на снижении забойного давления. Забойное давление – это давление гидростатического столба жидкости на забой скважины.
Чтобы в скважину из пласта через перфорационные отверстия пошел приток продукции, пластовое давление должно превышать забойное.
Замена жидкости в скважине на более легкую – самый простой способ освоения.
Заменяют жидкость обратной промывкой. Насос цементировочного агрегата берет техническую воду из автоцистерны и нагнетает ее в затрубное пространство скважины. Глинистый раствор, которым заполнена эксплуатационная колонна выдавливается водой в колонну насосно-компрессорных труб и через тройник фонтанной арматуры поступает в технологическую емкость. Так как плотность воды меньше плотности раствора, уменьшается давление гидростатическое столба жидкости на забой.
Если дебит жидкости, выходящей из скважины, становится больше чем расход закачиваемой, то это является признаком поступления флюида из пласта.
Дебит скважины — это объем продукции, получаемый из скважины в единицу времени.
Дебит нефтяных скважин, обычно, исчисляют в кубических метрах в сутки.
Компрессорный способ освоения состоит в том, что уровень жидкости в скважине понижают, вытесняя ее газом, закачиваемым компрессором в межтрубное пространство. Компрессорный метод широко применяется при освоении нефтяных и газовых скважин, эксплуатировать которые планируется фонтанным или газлифтным способами.
Компрессорный метод может быть единственным из известных при освоении скважин в зимних условиях, так как для вызова притока используется газ (углеводородный, азот, углекислый), а не вода, которая замерзает. Газ в затрубное пространство нагнетают передвижным компрессором.
Есть и другие методы освоения скважины: свабирование, тартание, аэрация. Но они применяются реже.
Итак, когда освоение скважины закончено получают приток продукции.
Сразу же после освоения скважины производят ее испытание. Испытание скважины проводят с целью получения достоверной информации необходимой для оценки коллекторских свойств пород продуктивных пластов, определения основных гидродинамических параметров, продуктивности и степени загрязнения объекта, выбора способа и оптимального режима эксплуатации скважины и месторождения в целом.
Когда все исследования в скважине проведены и данные их обработаны, скважину передают заказчику по акту передачи.
Об эксплуатации нефтяной скважины читаем следующую статью «Эксплуатация скважины».
