6.3 Конструкції морських видобувних свердловин. Гирлове та підземне устатковання

Нагадуємо, що в прийнятій професійній термінології під терміном конструкція свердловин розуміють кількість опущених у свердловину колон та їх розміри, а також діаметр стовбура свердловини під кожну колону разом з інтервалами їх цементування. Стосовно морських свердловин, абсолютна більшість котрих є похило-спрямованими, поняття конструкція свердловин повинно бути доповнено видом профілю похило-спрямованої свердловини із зазначенням величини відхилення стовбура від вертикалі. Головною вимогою до профілю свердловини є забезпечення найсприятливіших безаварійних умов експлуатації колони, НКТ, іншого устаткування, що опускають у свердловину. Несприятливим з умовами експлуатації свердловин є профіль з багатьма перегинами у вертикальній і горизонтальній площині, оскільки при такому профілі опускання у свердловину НКТ супроводжується більшим тертям НКТ до колони, що спричиняє протирання колони та НКТ. Ці причини можуть стати головними в аварійних порушеннях при опусканні у свердловину геодезичних приладів та електрокабеля при використанні для видобування нафти електровідцентрових насосів (ЕВН).

У зв’язку з вищевикладеним за умовами експлуатації перевагу віддають профілю свердловини, зображеної на рис.6.8. Такий профіль забезпечує мінімальне тертя при опусканні та підніманні НКТ.

Рисунок 6.8 – Профіль похило-скерованих свердловин

Повертаючись до обґрунтування конструкції морських свердловин, слід зазначити, що якщо для суші інколи можуть застосовуватися одноколонні конструкції, то конструкції морських свердловин, як правило, багатоколонні. Тобто частіше до них входять: направлення, що призначається для закріплення верхнього інтервалу стовбура свердловини, який перетинає крихкі слабкостійкі породи; проміжна обсадна колона, яка опускається у свердловину для відокремлення пластів з різними пластовими тисками, що може перешкоджати подальшому бурінню у зв’язку з поглинаннями бурового розчину чи нафтогазоводопроявами; експлуатаційна колона, яка призначена для закріплення та відокремлення продуктивних горизонтів один від одного. У глибоких свердловинах крім проміжної колони може за умовами подальшого буріння опускатися технічна колона, яка виконує теж призначення, що і проміжна колона.

Варто зауважити, що на морських свердловинах цементування колон частіше проводиться до гирла. Це зумовлено тим, що якщо на суші порушення колони, грифоноутворення тощо є серйозним аварійним станом, але виправляються, то в умовах моря таке порушення може призвести до повного виходу з ладу свердловини і морської платформи.

Крім того, цементування колон в похило-скерованих свердловинах у похиленій частині стовбура не може бути забезпечено без використання центраторів. Представник нафтогазовидобувного підприємства, який затверджує геолого-технічний наряд на буріння свердловин, повинен вимагати їх застосування (устатковання) при опусканні експлуатаційної колони.

Нафтогазовидобувними підприємствами можуть ставитися додаткові вимоги щодо конструкції свердловини стосовно її обладнання фільтром. Так, наприклад, якщо нафтогазопродуктивний пласт представлений сипким піском чи слабозцементованим піщаником, то в конструкції свердловини може бути передбачено опускання чи створення в інтервалі продуктивного пласта гравійного фільтра, котрий затримує надходження з пласта до свердловини піску. (Негативні наслідки винесення піску при видобуванні нафти і газу будуть зазначені пізніше). З цією метою опускають в інтервал продуктивного пласта на експлуатаційній колоні щілинний фільтр з подальшим манжетним цементуванням колони. У тріщинуватих, кавернозних і кавернозно-пористих нафтогазо-продуктивних пластах цементування експлуатаційної колони за традиційною технологією з протискуванням цементу через башмак колони може призвести до істотної втрати продуктивності свердловин, оскільки цементний розчин попадає у тріщини і каверни. Для таких продуктивних пластів конструкція свердловин повинна передбачувати опускання готового фільтра з манжетним заливанням колони.

Характерні в останньому десятиріччі тенденції у світі до переходу від буріння вертикальних і похило-скерованих свердловин до буріння горизонтальних і розгалужених свердловин не могли не торкнутися і розробки морських нафтогазових родовищ. Переваги цієї технології стосовно морських родовищ нафти і газу беззаперечні, оскільки при меншій кількості свердловин можна отримати істотно вищі результати за кількістю (об’ємом) видобутих нафти і газу. Менша кількість свердловин на морському родовищі нафти (газу) зумовлює зменшення кількості платформ та іншого дорогого обладнання для видобування нафти. З переходом на горизонтальну конструкцію свердловин нерідко виникала можливість розбурювати родовища з ділянок неглибокого моря під ділянки моря більшої глибини, або розташовувати на березі бурове устаткування, а стовбури протягувати до покладів нафти (газу), розташованих у морі. У світі є практика буріння горизонтальних стовбурів з відходом від вертикалі до 1000-1500 м.

При затвердженні рішення про розбурювання родовища горизонтальними стовбурами необхідно уважно вивчити характеристики продуктивності пласта. Так у пластах, схильних до піскопроявів, при невеликих дисперсіях ефективність горизонтальних свердловин може бути невисока, тому що відбувається швидке засмічення стовбура піском, що надходить з пласта.

Досвід експлуатації горизонтальних свердловин виявив ще одну особливість. Якщо нафтопродуктивний пласт характеризується проявами тріщинуватості, а горизонтальним стовбуром вдається перетнути цю тріщину, то дебіт таких свердловин значно вищий від інших свердловин, які не відкривали тріщини. Тому при проектуванні горизонтальних стовбурів їх напрямок повинен вибиратися, виходячи з вищої ймовірності відкриття стовбуром тріщин.

Гирлове і підземне обладнання морських свердловин. До поверхневого обладнання морських свердловин відносяться трубні головки і фонтанні ялинки, до яких пред’являються високі вимоги стосовно герметичності, міцності і корозійної стійкості.

Колонні головки призначені для обв'язування і герметизації міжтрубних просторів всіх раніше опущених у свердловину колон. На рис 6.9 показано одну з конструкцій колонної головки, що набула широкого застосування на свердловинах морських родовищ Каспійського моря.

Особливість конструкції полягає в тому, що кожна наступна колона підвішується на попередній на клинцях під натягом з герметизацією міжколонних просторів спеціальними ущільнювальними елементами. У корпусі колонної головки є пробки, до яких під’єднані патрубки для встановлення манометрів, а за необхідності може підключатися насосний агрегат для запомповування в міжколонні простори спеціальних паст чи самотвердіючих пластиків при порушенні герметичності.

Безпосередньо на колонну головку, верхній фланець якої називають п'єдесталом, встановлюють після опускання у свердловину НКТ фонтанну арматуру, яка, у свою чергу, складається з трубної головки та фонтанної ялинки. Фонтанна арматура призначена для герметизації гирла, контролю і регуляції експлуатації свердловин, а також для проведення деяких технологічних операцій.

Фонтанна арматура дозволяє:

- проводити роботи з освоєння і пуску в експлуатацію фонтанних чи газліфтних свердловин;

- запомповувати у свердловину стиснутий газ, рідини чи їх суміші;

- направляти продукцію свердловин у нафтогазопровід, на нафтозбірний пункт;

- регулювати відбір продукції зі свердловини;

- вимірювати вибійний, гирловий, кільцевий та затрубний тиски;

- проводити різні дослідження і геолого-технічні заходи (з очищення труб від парафіну, солей тощо.)

- глушити свердловину пропомповуванням води, бурового розчину чи спеціальних рідин для глушіння свердловин.

Рисунок 6.9 – Колонна головка для морських свердловин:

1 - п’єдестал; 2 – натискна гайка; 3 – металеве кільце; 4,5 – ущільнювальне кільце; 6 – ущільнювач; 7 – корпус головки; 8 – контрольні отвори з пробками; 9 – клини; 10,11,14 – обсадні колони; 12 – фланець; 13 – ущільнювальна манжета

Трубна головка служить для підвішення одного чи двох рядів НКТ, герметизації міжтрубних просторів і контролю за тиском, а також для виконання технологічних операцій під час освоєння, експлуатації і ремонту свердловин.

Колони підіймальних труб підвішуються до фонтанної арматури на різі трубної головки чи муфтової підвіски.

Якщо у свердловину за умовами її експлуатації опускають два ряди НКТ, то перший ряд труб підвішують на хрестовині трубної головки, а другий ряд – на трійнику чи проміжній котушці, що встановлюється над трійником.

Якщо у свердловину опускають два паралельних ряди труб, що може бути при газліфтній експлуатації чи при одночасній роздільній експлуатації двох пластів, то використовується фонтанна арматура спеціальної конструкції.

Фонтанні ялинки арматури, як і на суші, можуть бути двох видів – трійникові і хрестовинні. Нагадаємо, що використання хрестовинної ялинки за наявності в потоці свердловини піску не рекомендується.

Тип і розмір фонтанної арматури вибирається залежно від тиску, температури, дебіту свердловини, наявності піску і агресивних компонентів. Обов’язковим елементом у фонтанній арматурі глибоких морських нафтових і газових свердловин є встановлення, в додаток до засувок гирлових, відсікачів з пневматичним керуванням їх роботи. Принципову схему такої арматури зображено на рис.6.10.

Конструкція газових свердловин аналогічна конструкції нафтових свердловин, але до герметичності газових свердловин ставлять більш високі вимоги. Особливо жорстко додаткові умови ставляться щодо глибоких газових свердловин. Так, наприклад, для забезпечення герметичності різьових з’єднин експлуатаційної колони використовуються спеціальні мастила, які містять дрібнодисперсний металічний (частіше алюмінієвий) порошок. Експлуатаційні колони, як правило, цементуються до гирла. Усі опущені у свердловину колони обладнуються колонною головкою з забезпеченням контролю тиску в міжколонних просторах.

Гирло глибоких морських газових свердловин обладнується фонтанною арматурою, з обов’язковим встановленням, в додаток до засувок гирлових, відсікачів з пневматичним керуванням їх роботою.

Рисунок 6.10 – Фонтанна арматура АФ6аВ-80:

1 – засувка з дистанційним керуванням; 2,6,7,13,15,17 – засувки з ручним керуванням; 3 – перевідний фланець; 4,16 – хрестовини; 5 – підвіска; 8,12,14,18 – вентилі; 9,21 – розподілювач; 10,20 – дроселі, що регулюються; 11,19 – засувки з автоматичним керуванням

Якщо газовий промисел організовується з розташуванням устя свердловин на дні, то фонтанні арматури мають антикорозійне виконання. Пневмовідсікачі на гирлі свердловини в цьому випадку під’єднуються до пневмоприводу, прокладеному від гирла свердловини до базової платформи.

Набір підземного свердловинного обладнання призначений для автоматичного закриття свердловини у випадку розгерметизації гирла свердловини і фонтанних труб та аварійного збільшення дебіту свердловини. Комплекс містить пакери, клапани-відсікачі, замки, посадкові ніпелі, телескопічні з’єднини, свердловинні камери для встановлення клапанів, урівнювальні клапани.

На рис 6.11. зображено схему монтажу комплексу свердловинного обладнання з позначенням усіх елементів комплексу.

Рисунок 6.11 – Комплекс підземного свердловинного устаткування: 1 – телескопічна з’єднина типів СТ2Г та СТ2; 2 – клапан циркуляційний типу КГЦ; 3 – свердловинна камера типу КТ; 4 – клапан інгібіторний; 5 – циркуляційний клапан; 6 – роз’єднувач колон; 7, 12 – замки; 8 – дросель; 9 – замінна насадка дроселя; 10 – пакер; 11 – посадковий клапан; 13 – урівнювальний клапан; 14 – відсікальний клапан; 15 – зрізний клапан пакера