Обсадная колонна

Для заканчивания скважины в нее всегда помещают тонкостенную стальную обсадную трубу. Множество обсадных свечей одного диаметра соединяют между собой, образуя длинную обсадную колонну. Внешний диаметр обсадной колонны должен быть по крайней мере на 2 дюйм. (5 см) меньше, чем диаметр ствола скважины. Ее опускают в скважину и цементируют по стенкам ствола скважины (см. рис. В.9).

Обсадная колонна предназначена для стабилизации скважины и предотвращения оседания стенок. Она не пропускает подземные пресные воды к нефти, газу и соленой воде, которые поднимаются вверх по скважине в процессе добычи. Соответственно и добываемые вещества изолируются от разбавления водой, содержащейся в других формациях скважины.

Обсадная труба — это цельнотянутая труба, изготовленная в соответствии со стандартами Американского нефтяного института (АНИ), ее длина варьирует от 16 фут. (5 м) до более чем 42 фут. (13 м), однако в среднем длина свечи обсадной колонны составляет 30 фут. (10 м). Диаметр ее 4,5—36 дюйм. (11,5—91,5 см), но обычно бывает в пределах 5,5—13,25 дюйм. (14—35 см). Согласно стандартам АНИ, обсадные трубы классифицируют по внешнему диаметру и толщине стенок, массе единицы длины, типу соединения, длине, марке стали.

На конце каждой свечи обсадной трубы имеется наружная резьба, защищенная пластиковой или металлической крышкой, называемой предохранительным кольцом, которое снимают лишь перед использованием труб. Соединительная муфта — это короткая цилиндрическая стальная труба с внутренней резьбой и диаметром, незначительно превосходящим диаметр обсадной колонны. Она служит для соединения свечей обсадной колонны.

Перед цементированием необходимо провести подготовку скважины, для этого в нее помещают буровую колонну с использованным долотом. Для удаления оставшегося бурового шлама некоторое время в скважине циркулирует буровой раствор. Для того чтобы снять глинистую корку со стенок скважины и подготовить их к цементированию, используют скребки для чистки ствола скважины с набором выступающих проволок (см. рис. 20.1). Скребки присоединяют к обсадной колонне с помощью соединительных муфт или зажимов, в скважине они перемещаются вверх и вниз либо вращаются.

Операции по обсаживанию скважины обычно выполняет бригада по обсаживанию, состоящая из 1—5 человек, которую присылает обслуживающая компания. Бригада оснащена специализированным оборудованием типа гидравлических ключей для обсадных труб и временными полатями для ориентирования обсадной трубы. К концу обсадной колонны присоединяют направляющий башмак — короткую закругленную трубу с отверстием на конце, помогающую направлять обсадную колонну при ее спуске в скважину. К внешней стороне обсадной колонны прикрепляют устройства пружинного типа, называемые центраторами, они служат для центрирования колонны в скважине по мере ее спуска (см. рис. 20.2).

Обсадные трубы хранятся на мостках для труб, расположенных на земле неподалеку от буровой установки (см. рис. 20.3). Трубы поднимают вверх по подъемным мосткам — по одной свече за раз — и сквозь V-образный вход деррика вносят на пол буровой установки (см. рис. 20.4). Подъем каждой свечи обсадной колонны осуществляется на талевом блоке с помощью трубных элеваторов, после чего ее направляют, в скважину, наращивая уже подвешенную там обсадную колонну. Для сохранения герметичности крепления резьбу смазывают многокомпонентной смазкой. Ввинчивание свечи трубы в установленную колонну осуществляют с помощью ключей для обсадных труб, подвешенных на канате над полом буровой установки. При посадке свечи трубы на временных полатях (балконе) буровой вышки находится верховой рабочий из бригады по обсаживанию. Наконец, обсадную колонну спускают в скважину (см. рис, 20.5) и закрепляют, перемещая массу колонны на подвески, расположенные в головке обсадной колонны в верхней части скважины. Для поддержания обсадной колонны в скважине на подвески колонны либо устанавливают клинья, либо наносят резьбу.

Поставляющая оборудование для цементирования (см. рис. 20.6) обслуживающая компания сначала готовит цементный раствор, смешивая сухой цемент с водой. Этот процесс осуществляется в гидравлическом струйном смесителе, называемом также бетоносмесителем периодического действия. В этом случае используется портланд-цемент — один из восьми классов по техническим условиям Американского института нефти, различающихся по наличию добавок для различных целей.

Обычно в добавки к цементу, поставляемые в сухом виде, входят ускорители схватывания цемента, уменьшающие время его затвердевания, замедлители схватывания, увеличивающие это время, облегчающие добавки, снижающие плотность цементного раствора, и утяжеляющие добавки, которые увеличивают плотность. Другие добавки служат для изменения прочности цемента на сжатие, геологических свойств, скорости дегидратации. Кроме того, существуют расширяющие добавки (наполнители), применяемые для снижения стоимости цемента, а также добавки для предотвращения вспенивания (пеногасители). Закупоривающие агенты могут быть использованы для заполнения поглощающих зон в скважине.

Время загустевания цементного раствора — это время, в течение которого цемент остается в жидком состоянии и его можно закачивать в скважину. Существуют специальные сорта цемента для сильно коррозионно-агрессивных сред, а также для затвердевания (схватывания) на большой глубине при высоких температурах.

После того как обсадную колонну опускают в скважину до самого дна, к ее верху присоединяют Г-образную деталь (цементировочную головку), которая служит для приема цементного раствора, поступающего по шлангам с помощью насосов. Головка снабжена двумя цементировочными пробками (см. рис. 20.7), представляющими собой устройства из литого алюминия и резины и служащими для очистки внутренней поверхности обсадной колонны и предотвращения смешивания двух жидкостей за счет их разделения.

Первая из цементировочных пробок, которую прикрепляют к обсадной колонне снизу, называется пробкой на забоев Она служит для отделения бурового раствора от цементного Последний закачивается вниз по обсадной колонне до тех пор, пока пробка на забое не окажется в муфте обсадной трубы с обратным клапаном, расположенной на несколько свечей обсадных труб выше, чем направляющий башмак (см. рис, 20.8). Муфта обсадной трубы с обратным клапаном — это небольшая труба такого же диаметра, что и обсадная. Она имеет сужение для фиксирования цементировочной пробки, а также функционирует как одноходовой клапан, Это позволяет спускать обсадную колонну в скважину без того, чтобы буровой раствор начал подниматься по ее внутренней стороне. Соответственно, обсадная колонна в какой-то степени плавает в буровом растворе. Тем не менее вниз по ней может быть закачан жидкий цемент.

После того как пробка на забое закрепится в муфте с обратным клапаном, давление насосов повышают до тех пор, пока цементный раствор не прорвет перегородку в пробке и не пройдет через нее. Цементный раствор должен вытекать из направляющего башмака и подниматься по внешней стороне обсадной колонны. Когда в скважину будет закачано рассчитанное количество цементного раствора, вниз по обсадной колонне с помощью буферной жидкости (обычно бурового раствора) подается верхняя пробка. После того как верхняя пробка коснется пробки на забое и, таким образом, между ними не останется цемента, насосы выключают и оставляют цемент на 8—12 ч для схватывания.

Затем цементировочные пробки, направляющий башмак и скопившийся на дне скважины застывший цемент удаляют. Для того чтобы определить верхнюю точку застывшего цемента, можно провести термометрию скважины, при которой фиксируется теплота, выделяющаяся при затвердевании цемента.

Многоступенчатое цементирование применяется при использовании длинных обсадных колонн, когда давление нагнетания, необходимое для единовременного проведения цементирования по всей длине обсадной колонны, оказывается слишком высоким. В таком случае отдельно цементируют две или более секции: в первую очередь — наиболее глубокую секцию, затем на соединительной муфте обсадной колонны открывают несколько отверстий для протекания цемента внутрь, и цементируют секцию выше соединения. Эту операцию можно повторять многократно на разных уровнях колонны.

Бурение скважин осуществляется по стадиям согласно проекту крепления скважины. При выполнении указанного проекта скважину бурят до определенной глубины, проводят обсаживание, потом проходят следующий интервал и снова обсаживают и т, д. Каждый раз, когда происходит углубление скважины, используют буровое долото, диаметр которого, как минимум, на 0,5 дюйм. (1 см) меньше диаметра обсадной колонны. При разработке проекта определяют марку, длину и диаметр обсадных труб (все это должно быть утверждено еще до начала буровых работ), а в процессе бурения трубы заказывают и доставляют на буровую.

Обычно в скважине устанавливают три или более концентрические обсадные колонны (см. рис. 20.9). В неглубоких скважинах достаточно двух, а иногда и одной колонны, в глубоких требуется больше. Каждая колонна заканчивается на поверхности. Колонна наибольшего диаметра и наименьшей длины располагается снаружи, соответственно, внутренняя труба имеет наименьший диаметр и наибольшую длину. Внешняя колонна цементируется в первую очередь, внутренняя — в последнюю.

Направляющая обсадная труба — это труба наибольшего диаметра (30—42 дюйм., или 76—107 см, на морских платформах и 16 дюйм., или 40,5 см, на суше), имеющая 100—200 м в длину. При наличии твердых пород для направляющей трубы бурят отверстие либо, если породы мягкие, ее закапывают с помощью копра. Направляющие трубы служат для протекания бурового раствора из скважины в резервуары, они предотвращают оседание верхнего участка скважины, а также изолируют пресные воды и газоносные зоны, располагающиеся близко к поверхности. При наличии неглубоко залегающего газа в верхней части скважины крепятся противовыбросовые превенторы.

Следующий тип обсадной колонны — это кондуктор (поверхностная колонна), обычно диаметр его составляет 13,25 дюйм. (35 см) и длина — несколько сотен метров, Он служит для предотвращения осыпания и оседания в скважину мягких приповерхностных отложений, а также для защиты пресных подземных водоемов от будущего загрязнения буровым раствором.

Промежуточная обсадная колонна устанавливается для изоляции проблемных участков скважины, например зон аномально высокого давления, зон потери циркуляции или соляных пластов. Обычно ее диаметр составляет 8,63 дюйм. (22 см). В некоторых скважинах промежуточная колонна не используется,

Последней из обсадных колонн является эксплуатационная, она доходит вплоть до самой зоны добычи, диаметр ее составляет 5,5 дюйм. (14 см).

Для экономии средств вместо обсадной колонны можно установить обсадную колонну-хвостовик, похожую на основную и состоящую из таких же свечей. Однако колонна-хвостовик никогда не проходит по всей высоте скважины, в отличие от обсадной колонны. Вместо этого ее подвешивают в скважине с помощью подвесного устройства хвостовика, оснащенного клиньями, и цементируют. Хвостовики обычно используют в глубоких скважинах, в которых закреплять длинную обсадную колонну нерентабельно.

В Нью-Мексико бурить Морроуские пески пенсильванского возраста в поисках газа следует с повышенной осторожностью. Бурение их с использованием утяжеленного бурового раствора может привести к обширным повреждениям продуктивного пласта. Однако Морроуские пески покрыты Атокской формацией, характеризующейся аномально высоким давлением, и для предотвращения выбросов бурить следует именно с использованием утяжеленного бурового раствора. Поэтому после того как Атокскую формацию пробурят, для ее изоляции в скважину устанавливают промежуточную обсадную колонну. Затем буровой раствор заменяют на более легкий, чтобы произвести бурение Морроуских песков и закончить скважину.

Измерение устойчивости к давлению обсадной колонны и цемента проводят в ходе тестирования на механическую неразрывность. Скважину закрывают и заполняют жидкостью (водой или буровым раствором) до достижения максимального давления на обсадную колонну. Затем насосы выключают и следят за уровнем давления: если давление падает, это указывает на неплотность обсадной колонны.

После разработки в конце 1920-х годов месторождения Йетс в Западном Техасе на прилегающей территории были обнаружены еще некоторые нефтяные выходы. Стало очевидным, что это вызвано неплотным прилеганием некачественных обсадных колонн, использовавшихся в близлежащих скважинах. Пока производился ремонт колонн, было утеряно около 70 млн бар. (11 млн куб. м) нефти.