Технология при капитальном ремонте газовых скважин

Как проводят капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин?

В результате длительной эксплуатации нефтяных или газовых скважин возникает потребность в их ремонте.

Ремонт нефтяных скважин может подразумевать замену насосно-компрессорных труб, починку или замену спуско-подъемных механизмов, очистку обвалившихся частей ствола, его промывку и прочие необходимые мероприятия. Такие операции бывают текущими и капитальными.

Для первых характерен плановый порядок проведения (промывка, прочистка и так далее), а для вторых – масштабная замена используемого оборудования, устранение значительных неисправностей, процедура вторичного бурения, а также углубление или расширение скважинного ствола. Оборудование для капитального ремонта скважин применяется специальное, и перед началом рабочего процесса его необходимо предварительно подготовить. Также на этапе подготовки проводятся исследования ствола и сбор необходимой разрешительной документации.

Текущие процессы обслуживания

Текущий ремонт – это мероприятия, направленные на восстановление оптимального рабочего состояния инструментов и технического оборудования, на смену режима функционирования скважины (например, увеличение или снижение интенсивности, с которой добывается нефть), а также разного рода очистка разных уровней ствола, призванная убрать накопившиеся в процессе эксплуатации отложения.

К таким операциям также относится очистка самого применяемого оборудования. Все текущие мероприятия делятся на профилактические и восстановительные.

Регулярное проведение профилактических обслуживающих операций дает возможность минимизировать риски, связанные с уменьшением объема добываемых ресурсов, разрушением скважинного ствола, с обводнением, засорением прочими негативными моментами.

Периодичность выполнения таких мероприятий находится в зависимости от конкретных параметров эксплуатации, и добывающие компании, как правило, тщательно следят за регулярностью проведения таких действий.

Запланированными текущими профилактическими мерами являются следующие мероприятия:

• очистка ствола от засоров либо путем его промывки, либо механическими способами, либо с применением желонки;
• замена отдельных деталей насосного оборудования;
• устранение повреждений применяемых труб или, в случае возникновения необходимости, их замена;
• замена непригодных к дальнейшей эксплуатации опор и штанг;
• смена параметров опускания насосно-компрессорных труб (НКТ);
• очистка, текущий ремонт или полная замена песчаного якоря.

Восстановительные операции необходимы в случае внезапной аварии, внеплановой поломки оборудования, при восстановлении поврежденных в результате эксплуатационных ошибок инструментов и труб и так далее. Такие ситуации возможны на любом производстве, и такие текущие меры являются внеплановыми и экстренными.

Капитальный вид ремонта скважин

К таким мероприятиям относятся такие действия, как операции по восстановлению трубной колонны, починка колец или их замена, восстановление функциональности забоя, устранение последствий крупных аварий (засыпка или обрушение ствола), а также создание в существующей скважине новых ответвлений либо параллельных рабочих стволов.

Капитальными считаются следующие мероприятия:

• мероприятия по изоляции определенных породных слоев, если это необходимо для восстановления функциональности скважины;
• отключение подземного оборудования с его последующим полным извлечением на поверхность в случаях прекращения эксплуатации месторождения (временного или постоянного);
• капитальный ремонт скважинного ствола;
• формирование второй трубной колонны;
• починка НКТ с целью возвращения им герметичности;
• химические или физические воздействия на породные пласты в области забоя;
• ловильные манипуляции;
• консервация скважины, вызванная либо окончательной потерей её эффективности, либо временным прекращением разработки месторождения, либо ками-то другими причинами.

В процессе капитального ремонта скважины нередко возникают ситуации, когда необходимы так называемые ловильные работы. Необходимость в таких мероприятиях возникает в случаях, когда при эксплуатации горной выработки в её ствол обрываются и падают подземные компоненты применяемого оборудования. Такие падения не только вызывают различные повреждения ствола, но и препятствуют дальнейшей нормально эксплуатации скважины.

Этапы проведения ловильных операций:

№	Полезная информация
1	предварительное глушение скважины
2	спуск диагностического специального оборудования с целью установить характер обрыва и найти неисправные элементы
3	исходя из данных диагностики – выбор типа ловильного приспособления (это могут быть различные виды труболовочных приспособлений, колокола, крюки. «пауки» или овершоты)
4	выбранное на предыдущем этапе устройство опускается в скважинный ствол, после чего производится захват упавшего или оторванного элемента (стоит сказать, что простое извлечение помехи не всегда дает желаемый результат, поэтому на этом этапе часто в комплексе с ловильным применяется и гидравлическое оборудование)
5	в тех случаях, когда извлечение поврежденного оборудования не представляется возможным (например, из-за его большой массы, невозможности его захвата или если его заклинило в стволе), производится бурение нового ствола с одновременной ликвидацией старой скважины

Современные методики проведения ремонтов скважин

Как правило, и текущий, и капитальный ремонт подразумевают применение насосно-компрессорных труб, однако в настоящее время есть и другие типы ремонтной оснастки. Такие приспособления, как правило, используются при капитальных мероприятиях и позволяют выполнять такие манипуляции:

• действия с канатами;
• методы, подразумевающие применение тросов;
• способы с применением гибких труб;
• методики одновременного применения веревок и шлангов;
• технологии одновременного использования кабелей и шлангов.

Справедливости ради стоит сказать, что перечисленные методики полностью исключить использование НКТ не способны, однако с их помощью можно существенно снизить уровень ремонтных затрат в некоторых случаях. Кроме того, применение таких способов существенно облегчает ремонтный процесс и снижает временные затраты на его проведение.

В настоящее время наиболее оптимальным считается сочетание традиционных технологий скважинного ремонта нефтегазовых выработок с использованием кабельного и канатного оборудования.

YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your quota.

Источник

Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

Этапы подготовки скважин к эксплуатации, предупреждение снижения проницаемости продуктивных горизонтов при их ремонте. Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных скважин. Причины отложения минеральных солей, способы их предупреждения и удаления.

Рубрика	Производство и технологии
Вид	книга
Язык	русский
Дата добавления	16.10.2015
Размер файла	10,8 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

Кафедра нефтегазового промысла Кубанского государственного

1. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ

ПРИЗАБОЙНАЯ ЗОНА ПЛАСТА

КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЕВ СКВАЖИН

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ НЕСОВЕРШЕНСТВО СКВАЖИН

ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПЛАСТА ВОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЕ

ДВИЖЕНИЕ ЖИДКОСТИ И ГАЗА В СИСТЕМЕ «ПЛАСТ—СКВАЖИНА»

ВИДЫ РЕМОНТОВ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

2. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВ- НЫХ ГОРИЗОНТОВ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

ПРИРОДА НАРУШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВПЛАСТА

ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЮ ПЗП

ГЛУШЕНИЕ И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ КОНЦЕНТРИРОВАННЫХ МЕЛОВЫХ СУСПЕНЗИЙ

3. УДАЛЕНИЕ ЖИДКОСТИ ИЗ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

3.1. ТЕХНОЛОГИЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИНЫ С ПОМОЩЬЮ

ТЕХНОЛОГИЯ УДАЛЕНИЯ ИЗ СКВАЖИН ВЫСОКОМИНЕРАЛИЗОВАННОЙ ЖИДКОСТИ С БОЛЬШИМ СОДЕРЖАНИЕМ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

УДАЛЕНИЕ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ДИСПЕРГИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

4. УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

НАЗНАЧЕНИЕ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ И ТРЕБОВАНИЯ К НИМ НД

ОСОБЕННОСТИ ВЫБОРА РЕЦЕПТУРЫ И ПРИГОТОВЛЕНИЯЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА ДЛЯ УСТАНОВКИ МОСТОВ

РАЗРУШЕНИЕ ЗАСТОЙНЫХ ЗОН ПОПЕРЕЧНЫМ РАСХАЖИВА- 126НИЕМ КОЛОННЫ ТРУБ

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ УСТАНОВКИ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ОПЕРАЦИЙ ПО УСТАНОВКЕ ЦЕМЕНТНЫХМОСТОВ

5. РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ

ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ (РИР)И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ВЫПОЛНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ

ТАМПОНАЖНЫЕ РАБОТЫ ПРИ РЕМОНТЕ КРЕПИ СКВАЖИН

ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАКЕРОВ И ЯКОРЕЙ К НИМ

ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ РАБОТЫ ПРИ РИР

РИР ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ПЛАСТОВЫХФЛЮИДОВ

ИЗОЛЯЦИЯ ЧУЖДЫХ ВОД (ГАЗА)

НАРАЩИВАНИЕ ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА ЗА КОЛОННОЙ (КР1-4)

УСТРАНЕНИЕ КЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ЛИКВИДАЦИЯ КАНАЛОВ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ В СТЫКОВОЧНЫХУСТРОЙСТВАХ И МУФТАХ СТУПЕНЧАТОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ 200

5.10. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ, РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ПРИ ТАМПО-НАЖНЫХ РАБОТАХ В СКВАЖИНАХ

6. РЕМОНТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ВИДЫ И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

СПОСОБЫ И СРЕДСТВА ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИОБСАДНЫХ КОЛОНН

ДИАГНОСТИКА СОСТОЯНИЯ КРЕПИ СКВАЖИН

ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН СТАЛЬНЫМИПЛАСТЫРЯМИ

СМЕНА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

УВЕЛИЧЕНИЕ ДОЛГОВЕЧНОСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПРИ ЕЕ ПРОВОРАЧИВАНИИ

6.7. ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ГЕРМЕТИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙКОЛОННЫ В РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЯХ ПУТЕМ ДОВИНЧИВАНИЯ ЕЕ В СКВАЖИНЕ

7. ОТЛОЖЕНИЯ МИНЕРАЛЬНЫХ СОЛЕЙ В СКВАЖИНАХ, СПОСОБЫ

ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ

7.1. МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ОТЛОЖЕНИЯСОЛЕЙ НА СТЕНКАХ ТРУБ

7.2. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УДАЛЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ

ПРИМЕНЕНИЕ ПОКРЫТИЙ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ НА ТРУБАХ

МАГНИТНЫЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ СОЛЕЙ

8. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АСПО И ГИДРАТООБРАЗОВАНИЙ

УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ И ПРОФИЛАКТИКА АСПО

РАСЧЕТ РАДИУСА ПАРАФИНОВОЙ КОЛЬМАТАЦИИ ПЗП

МЕХАНИЧЕСКИЕ СПОСОБЫ УДАЛЕНИЯ АСПО ИЗ СКВАЖИНЫ

МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ФОРМИРОВАНИЯ АСПО В ПЗП

ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ УДАЛЕНИЯ АСПО ИЗ ТРУБОПРОВОДОВ

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОЧИСТКИ ПЗП ОТ АСПО

ИНГИБИРОВАНИЕ КАК МЕТОД ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ И СНИЖЕНИЯ СКОРОСТИ НАКОПЛЕНИЯ АСПО

СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПОКРЫТИЯ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБ ДЛЯ УМЕНЬШЕНИЯ ИНТЕНСИВНОСТИ АСПО

ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЗП

ПРИМЕНЕНИЕ МАГНИТНЫХ ПОЛЕЙ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ И БОРЬБА

9. ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ И БОРЬБА С НИМИ

УСЛОВИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ И ОБРАЗОВАНИЯ ПЕСЧАНЫХПРОБОК В СКВАЖИНАХ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ В СКВАЖИНАХ

УДАЛЕНИЕ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК ИЗ СКВАЖИН

СОЗДАНИЕ ГРАВИЙНЫХ ФИЛЬТРОВ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИСКВАЖИН

МЕТОДЫ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН

10. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ОГРАНИЧЕНИЕ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН

ПРИЧИНЫ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ

МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ОГРАНИЧЕНИЕ ВОДОПРИТОКОВ СОСТАВАМИ АКОР

11. ЗАБУРИВАНИЕ НОВЫХ СТВОЛОВ КАК СПОСОБ РЕМОНТА СУЩЕСТВУЮЩИХ СКВАЖИН

ТЕХНОЛОГИЯ ЗАРЕЗКИ ВТОРЫХ СТВОЛОВ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНОГО МОСТА

СПУСК И КРЕПЛЕНИЕ КЛИНА-ОТКЛОНИТЕЛЯ В КОЛОННЕ

СПУСК РАЙБЕРА И ВЫРЕЗКА ОКНА В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙКОЛОННЕ

ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ И КРЕПЛЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛАСКВАЖИНЫ

ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПУТЕМЗАРЕЗКИ ВТОРОГО СТВОЛА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПЕНЫ

12. ЛОВИЛЬНЫЕ РАБОТЫ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ

ЛОВИТЕЛЬ ДЛЯ ЛОВЛИ ТРУБ В СКВАЖИНЕ

ФРЕЗЕРЫ И РАЙБЕРЫ

12.10. ЛОВЛЯ НАСОСНЫХ ТРУБ И ШТАНГ, ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ОТДЕЛЬНЫХ ПРЕДМЕТОВ

13. ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕСКОЛЬКИХ

ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ

14. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТОВ

ЕПЛОВЫЕ ОБРАБОТКИ ПЗП

15. ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН

Б 27 Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб, для вузов/Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. — Краснодар: «Сов. Кубань», 2002. — 584 с.

Изложены основы технологии подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: борьба с отложениями солей, асфальтосмолистых веществ и парафина, ликвидация песчаных пробок и скоплений кристаллогидратов, ремонтно-изоляционные работы по восстановлению качества крепи и разобщения пластов, ремонт эксплуатационных колонн; большое внимание уделено аварийным работам, а также специальным обработкам призабойной зоны пластов с целью улучшения притока пластового флюида в скважину. Освещены вопросы бурения новых стволов в старых скважинах как эффективный способ продления их эксплуатационного периода; описаны работы по консервации и ликвидации скважин.

Для студентов нефтегазовых специальностей.

Нефтяные и газовые скважины при эксплуатации осложняются под действием сопутствующих процессов (отложения парафина и смолистых веществ в лифтовых колоннах, накопление на забое песчаных пробок и т.д.). С течением времени элементы конструкции скважин и погружное оборудование изнашиваются и требуют либо ремонта, либо замены. Часто в эксплуатационных скважинах происходят аварии (обрыв штанг или насосно-компрессорных труб, прихват погружных насосов, повреждение или разгерметизация обсадной колонны и др.). Для их ликвидации необходимо проводить специальные подземные аварийные работы.

Комплекс работ, требующих спуско-подъемных операций, глубинных воздействий на элементы конструкции скважины, извлечения из скважины различных предметов и загрязняющих веществ, специальных обработок призабойной зоны, называют подземным ремонтом скважин.

Условно подземный ремонт скважин, в зависимости от сложности и видов работ, подразделяют на текущий и капитальный.

К текущему подземному ремонту относят плановую замену глубинных насосов, насосно-компрессорных труб и штанг, очистку скважины от загрязняющих веществ, ухудшающих условия добычи пластовых флюидов, несложные ловильные работы внутри лифтовой колонны.

Традиционно на нефтяных и газовых промыслах текущий подземный ремонт называют просто подземным ремонтом, т. к. его проводит бригада подземного ремонта скважин.

К капитальному подземному ремонту скважин относят более сложные работы, связанные с ликвидацией аварий с погружным оборудованием или лифтовой колонной, ремонтом поврежденных эксплуатационных колонн, изоляцией зон поступления пластовой воды, переходом на эксплуатацию другого объекта, бурением новых стволов из существующих скважин. К этой же категории работ обычно относят все операции по обработке призабойной зоны скважин (гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная обработка и др.).

Как правило, для выполнения капитального ремонта требуется специальное оборудование: буровой станок, буровые насосы и цементировочные агрегаты, бурильные трубы, погружные двигатели, долота и т. д., а сами работы проводятся специализированными бригадами.

Работы по ликвидации и консервации скважин после прекращения их эксплуатации также относят к капитальным подземным работам, так как они требуют специальных операций с использованием буровых технологий (извлечение из скважины обсадных труб, установка цементных мостов, глушение скважины специальными жидкостями и т. д.).

Дисциплина «Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин» является одной из профилирующих дисциплин для студентов, обучающихся по специальностям 090600 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений и 090800 — Бурение нефтяных и газовых скважин.

Настоящий учебник составлен в полном соответствии с Государственным образовательным стандартом РФ и примерной Программой одноименной дисциплины Учебно-методического объединения вузов Российской Федерации по высшему нефтегазовому образованию.

1. Подготовка скважин к эксплуатаци

1.1 ПРИЗАБОЙНАЯ ЗОНА ПЛАСТА

Целью буровых работ является достижение и вскрытие продуктивного горизонта с последующим спуском и цементированием обсадной колонны и перекрытием или без него нефтегазового пласта с установлением гидродинамической связи пласта со скважиной перфорацией крепи.

Вскрытая часть продуктивного пласта некоторого диаметра (2R) называется призабойной зоной пласта (ПЗП). Реже ее называют призабойной зоной скважины (ПЗС).

Для обеспечения продолжительной безаварийной надежной эксплуатации пласта через ПЗП скважиной оба должны формироваться по определенным правилам и отвечать некоторым технологическим требованиям.

Вскрытие при бурении продуктивного пласта необходимо производить с использованием специальных буровых растворов, которые не будут снижать проницаемость коллектора, вызывать его гидроразрыва; технология формирования ствола в зоне ПЗП также не должна способствовать снижению добывных возможностей скважины. Этому следует подчинить характеристики тампонажных растворов, жидкостей глушения (ЖГ) при капитальном ремонте, технологию спуска обсадной колонны, свойства жидкостей, применяемых при перфорации крепи и т.д.

1.2 КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

Обоснованная рациональная конструкция скважины должна отвечать требованиям, предъявляемым к ней со стороны геологии, бурения и особенно со стороны последующей эксплуатации.

К основным требованиям относятся:

— правильно выбранный диаметр каждой колонны;

— надлежащая прочность и герметичность спущенных в скважину обсадных колонн;

— минимальный расход металла на 1 м глубины скважины;

— возможность применения любого из существующих способов эксплуатации скважины;

— возможность возврата для эксплуатации перекрытых колоннами вышележащих продуктивных пластов;

— возможность проведения ремонтных работ при бурении и эксплуатации скважин;

— герметичность зацементированного пространства;

— долговременная работа в соответствующих геолого-физических условиях, в т. ч. в коррозионной среде и др.

Практика проводки скважин в сложных геологических условиях, научные разработки в области бурения и крепления позволили резко увеличить глубину скважин (до 7000 м и более) и совершенствовать их конструкции в следующих направлениях:

— увеличение выхода из-под башмака предыдущих колонн, использование долот уменьшенных и малых диаметров;

— применение способа секционного спуска обсадных колонн и крепление стволов промежуточными колоннами-хвостовиками;

— использование обсадных труб со сварными соединительными элементами и безмуфтовых обсадных труб со специальными резьбами при компоновке промежуточных и в некоторых случаях эксплуатационных колонн;

— обязательный учет условий вскрытия и разбуривания продуктивного объекта.

В процессе разработки залежи ее первоначальные характеристики будут изменяться, особенно когда месторождение будет на завершающей стадии разработки; на них влияют темпы отбора флюидов, способы интенсификации добычи и поддержания пластовых давлений, применение новых видов воздействия на продуктивные горизонты с целью более полного извлечения нефти и газа.

Конструкция скважин должна отвечать требованиям охраны недр и окружающей среды и исключать возможное загрязнение пластовых вод и межпластовые перетоки флюидов не только при бурении и эксплуатации, но и после окончания работ и ликвидации скважины. Поэтому качественное разобщение пластов — основное условие при проектировании и выполнении работ по строительству скважины.

Простая конструкция (кондуктор и эксплуатационная колонна) не во всех случаях является рациональной. В первую очередь это относится к глубоким скважинам (4000 м и более), вскрывающим комплекс разнообразных отложений, в которых возникают различные, иногда диаметрально противоположные по характеру и природе условия.

Следовательно, рациональной можно назвать такую конструкцию, которая соответствует геологическим условиям бурения, учитывает назначение скважины и другие отмеченные выше факторы и создает условия для бурения интервалов между креплениями в наиболее сжатые сроки.

Рассмотрим влияние некоторых перечисленных факторов на подбор рациональной конструкции скважины.

Геологические условия бурения. Чтобы обеспечить лучшие условия бурения, эксплуатации и ремонта и предупредить возможные осложнения, необходимо учитывать:

а) характеристику пород, вскрываемых скважиной, с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования;

б) проницаемость пород и пластовые (поровые) давления;

в) наличие зон возможных газо-, нефте- и водопроявлений и поглощений рабочих жидкостей;

г) температуру горных пород по стволу и в месте ремонта;

д) углы падения пород и частоту чередования их по твердости.

Детальный учет первых трех факторов позволяет определить необходимые глубины спуска обсадных колонн.

Назначение скважины. Сочетание обсадных колонн различных диаметров, составляющих конструкцию скважины, зависит от диаметра эксплуатационной колонны.

Диаметр эксплуатационных колонн нагнетательных скважин обусловлен давлением, при котором будет закачиваться вода (газ, воздух) в пласт, и приемистостью пласта. При выборе диаметра эксплуатационной колонны разведочных скважин на структурах с выявленной продуктивностью нефти или газа решающим фактором является обеспечение условий для проведения опробования пластов и последующей эксплуатации промышленных объектов.

В разведочных скважинах (поискового характера) на новых площадях диаметр эксплуатационной колонны зависит от необходимого количества спускаемых промежуточных обсадных колонн, качества получаемого кернового материала, возможности проведения электрометрических работ и испытания вскрытых перспективных объектов на приток. Скважины этой категории после спуска последней промежуточной колонны можно бурить долотами диаметром 140 мм и меньше с последующим спуском 114-миллиметровой эксплуатационной колонны или колонны меньшего диаметра.

Наиболее жесткие требования, по которым определяют диаметр эксплуатационной колонны, диктуются условиями эксплуатации скважин. Снижение уровня жидкости при добыче нефти или воды в обсадной колонне и уменьшение давления газа в пласте обусловливают возникновение сминающих нагрузок. Вследствие того обсадная колонна должна быть составлена из труб такой прочности, чтобы в процессе эксплуатации не произошло их смятия (необходимая прочность обсадной колонны на сминающие и страгивающие усилия и внутреннее давление).

При проектировании конструкций газовых и газоконденсатных скважин необходимо учитывать следующие особенности:

а) давление газа на устье близко к забойному, что требует обеспечения наибольшей прочности труб в верхней части колонны;

б) незначительная вязкость газа обусловливает его высокую проникающую способность, что повышает требования к герметичности резьбовых соединений и колонного пространства;

в) интенсивный нагрев обсадных колонн приводит к возникновению дополнительных температурных напряжений на незацементированных участках колонны и требует учета этих явлений при расчете их на прочность (при определенных температурных перепадах и некачественном цементировании колонны перемещаются в верхнем колонном направлении);

г) возможность газовых выбросов в процессе бурения требует установки противовыбросового оборудования;

д) длительный срок эксплуатации и связанная с ним возможность коррозии эксплуатационных колонн требуют применения специальных труб с противокоррозионным покрытием и пакеров.

Общие требования, предъявляемые к конструкциям газовых и газоконденсатных скважин, заключаются в следующем:

— прочность конструкции в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонны и цементного кольца в колонном пространстве;

— качественное разобщение всех горизонтов и в первую очередь газонефтяных пластов;

— достижение запроектированных режимов эксплуатации скважин, обусловленных проектами разработки горизонта (месторождения);

— максимальное использование пластовой энергии газа для его транспортировки по внутрипромысловым и магистральным газопроводам.

Запроектированные режимы эксплуатации с максимальными дебитами и максимальное использование пластовой энергии требуют увеличения диаметра эксплуатационной колонны.

Метод вскрытия пласта. Метод вскрытия определяется главным образом особенностями продуктивных пластов, к которым относятся пластовое давление, наличие пропластковых и подошвенных вод, прочность пород, слагающих пласт, тип коллекторов (гранулярный, трещиноватый и др.).

При нормальных (гидростатических) и повышенных давлениях эксплуатационную колонну цементируют через башмак.

При пониженных пластовых давлениях, отсутствии пропластковых и подошвенных вод и достаточной прочности пород пласта в некоторых случаях после вскрытия объекта эксплуатационную колонну, имеющую фильтр против продуктивных горизонтов, цементируют через боковые отверстия, расположенные над кровлей этих горизонтов (так называемое манжетное цементирование), или «обратным» цементированием.

Однако в ряде случаев до вскрытия продуктивных горизонтов при наличии в разрезе пластов с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) или обваливающихся пород скважины бурят с промывкой забоя буровыми растворами повышенной плотности. Вскрытие объекта с использованием указанных растворов часто сопровождается их поглощением трещиноватыми коллекторами. Освоение таких скважин затрудняется, а иногда заканчивается безрезультатно. Для успешного вскрытия, а затем освоения таких объектов плотность буровых растворов должна быть минимальной. В рассматриваемых случаях вскрытие продуктивных пластов возможно только при условии предварительного перекрытия всего разреза до их кровли промежуточной обсадной колонной. Буровой раствор проектируется специально для вскрытия пласта. При этом эксплуатационная колонна может быть либо сплошной, либо представлена хвостовиком и промежуточной колонной. Если породы продуктивных горизонтов устойчивы, скважины могут эксплуатироваться и без крепления обсадной колонной.

На рис. 1.1. показаны различные конструкции эксплуатационных колонн в зависимости от метода вскрытия и крепления продуктивных горизонтов.

Рис. 1.1. Типы конструкций эксплуатационных колонн:

1 — сплошная колонна, зацементированная через башмак; 2 — сплошная колонна, зацементированная через специальные отверстия над пластом; 3, 4 — зацементированная колонна с хвостовиком; 5 — колонна, спущенная до пласта (эксплуатация с открытым забоем); 6, 7 — комбинированные колонны, спущенные секциями.

Способ бурения. В нашей стране бурение скважин осуществляется роторным способом и забойными двигателями. Для обеспечения эффективной работы долота при бурении глубоких скважин используют турбобуры диаметром 168 и 190 мм. По диаметру турбобуров при закачивании скважины определяют возможную ее конструкцию.

Наиболее широк диапазон возможных сочетаний диаметров обсадных колонн в конструкциях при бурении скважин роторным способом.

При разработке рациональной конструкции глубоких разведочных скважин необходимо исходить из условий получения наибольших скоростей бурения при наименьших объемах работ в промежуточных колоннах, выбора минимально допустимых зазоров между колонной и стенками скважины, максимально возможного увеличения глубины выхода спускаемой колонны из-под предыдущей, а также уменьшения диаметра эксплуатационной колонны. При выборе конструкции должны быть обеспечены условия максимального сохранения естественного состояния продуктивных горизонтов.

1.3 КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЕВ СКВАЖИН

Основным направлением работ в области заканчивания скважин является обеспечение условий эффективного вскрытия продуктивного пласта в целях сохранения его коллекторских свойств. Наряду с ним, важным направлением считается разработка конструкций забоев скважины, позволяющих осуществить ее эксплуатацию в условиях, осложненных неустойчивостью коллектора, коррозионной средой, аномальными давлениями и температурами и т. д. Эти два направления взаимно связаны и преследуют одну общую цель — обеспечение оптимальных условий извлечения флюида из продуктивного пласта.

Разработаны и эксплуатируются различные конструкции забоев для осложненных и неосложненных условий. Наиболее распространенная из них — конструкция забоя с цементированной эксплуатационной колонной, перфорируемой в интервале продуктивного пласта. Простота технологии ее создания привела к тому, что практически повсеместно она является основой проектирования конструкции всей скважины.

Однако, как показала практика, такая конструкция не может удовлетворять возросшим требованиям интенсивного извлечения флюида из продуктивного пласта в условиях многообразия геологических условий и используемых технических средств для добычи нефти и газа, особенно в случае горизонтального бурения. К тому же традиционные методы обеспечения гидродинамической связи скважины с пластом при пулевой и кумулятивной перфорации нарушают целостность цементного кольца за колонной часто на значительном расстоянии от интервала перфорации, что обусловливает некачественное разобщение продуктивных пластов. Поэтому используются такие конструкции забоев, которые удовлетворяют требованиям эксплуатации скважин в конкретных геологических условиях.

Создание рациональной конструкции забоя скважин — это обоснование его наружного и внутреннего диаметров, выбор типа фильтра, обоснование (констатация) характера сообщения ствола скважины с продуктивным пластом с учетом результатов исследования механизма проявления горного давления в ПЗП и разрушения коллектора при движении флюида пласта.

Создание рациональной конструкции забоя скважин предусматривает сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные и геофизические работы, а также длительную эксплуатацию скважин при оптимальном дебите. Иными словами, в понятие конструкции забоя скважины входит набор технико-технологических решений по оборудованию забоя и призабойной зоны скважин, обеспечивающих связь с пластом, при которых скважина будет работать с оптимальным (или максимальным) дебитом, а ПЗП, не разрушаясь (или при минимальном разрушении), позволяла бы работать длительное время без ремонтных работ.

Определяющими факторами по выбору конструкции забоя и ее параметров являются тип и степень однородности продуктивного пласта, его проницаемость, устойчивость пород ПЗП, а также наличие или отсутствие близко расположенных по отношению к коллектору горизонтов с высоким или низким давлением водонефтяного контакта или газовой шапки.

По геологическим условиям залегания нефтегазовой залежи, типу коллектора и свойствам пород продуктивного пласта выделяют четыре основных вида объектов эксплуатации:

коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; близкорасположенные напорные водоносные (газоносные) горизонты и подошвенные воды отсутствуют;

коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; у кровли пласта имеется газовая шапка или близкорасположенные напорные объекты;

коллектор неоднородный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа, характеризующийся чередованием устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газосодержащих пропластков с различными пластовыми давлениями;

коллектор слабосцементированный, поровый, высокой пористости и проницаемости, нормальным или низким пластовым давлением; при его эксплуатации происходит разрушение пласта с выносом песка.

Однородным считается пласт, литологически однотипный по всей толщине, который имеет примерно одинаковые фильтрационные показатели и пластовые давления в пропластках, насыщен газом, нефтью или водой. Пределы изменения коэффициента проницаемости К для однородного пласта не должны выходить за границы одного из следующих шести классов:

К = 0,05 0,1 мкм 2 ;

К = 0,01 0,05 мкм 2 ;

К = 0,001 0,01 мкм 2 .

Если пласт расчленен пропластками с изменяющейся (в каждом из шести классов) проницаемостью, имеет подошвенные воды, газовые шапки или чередование газоводонефтенасыщенных пропластков с различными пластовыми давлениями, он считается неоднородным.

Прочными коллекторами называют те, которые сохраняют устойчивость и не разрушаются под воздействием фильтрационных и геостатических нагрузок. Оценка устойчивости пород в ПЗП — весьма сложный и полностью не регламентированный результат исследовательских работ. Для случая эксплуатации скважин открытым забоем наиболее обоснованной, по нашему мнению, является методика, разработанная Н. М. Саркисовым и др.

Слабосцементированными коллекторами считают такие пласты, породы которых при эксплуатации скважин выносятся на поверхность вместе с флюидом. Здесь важно выдерживать депрессию на пласт в расчетных пределах. С точки зрения пластовых давлений коллекторы могут быть подразделены на три группы: grad Р_пл > 0,1 МПа/10 м; grad Р_пл = 0,1 МПа/10 м; grad Р_пл 2 .

Если напорный горизонт находится на расстоянии менее 5 м от продуктивного пласта, он считается близкорасположенным. Это условное расстояние, взятое из опыта.

Для оценки коллекторов по размеру песчаных зерен пласты разделяются по фракционному составу на мелко-, средне- и крупнозернистые с размером частиц соответственно 0,10 — 0,25; 0,25 — 0,50 и 0,50 — 1,0 мм.

Для оценки среднего размера зерен песка пласта используется формула:

где G — сумма частных остатков на ситах, за исключением фракций, прошедших через сито с отверстиями 0,15 мм; а₁, а₂, а₃, а₄ — частные остатки на ситах с отверстиями соответственно 0,15; 0,30; 0,60; 1,20 мм.

Конструкции забоев скважин существенно различаются в зависимости от геологических условий, технических возможностей и производственного опыта в соответствующих организациях.

Наиболее часто применяют следующие четыре типа конструкций (рис. 1.2) (Н. М. Саркисов и др.).

1. Конструкция ПЗП с закрытым забоем. В этом случае продуктивный пласт (пласты) перекрывается сплошной колонной или хвостовиком с последующими цементированием и перфорацией (рис. 1.2, а).

2. Конструкция ПЗП с открытым забоем. В этом случае продуктивный пласт (пласты) остается незацементированным, обсаживается либо не обсаживается фильтром (рис. 1.2, б, в, г).

Рис. 1.2. Типы конструкций забоев скважин:

1 — эксплуатационная колонна; 2 — цементное кольцо; 3 — перфорационные отверстия; 4 — перфорированный (на поверхности) фильтр; 5 — пакер типа ПДМ конструкции ВНИИБТ; 6 — забойный фильтр; 7 — зона разрушения в слабоцементированном пласте; 8 — проницаемый тампонажный материал.

3. Конструкция ПЗП смешанного типа. В этом случае нижняя часть продуктивного горизонта остается открытой (или обсаженной фильтром), а верхняя перекрывается обсадной колонной (хвостовиком) с последующими цементированием и перфорацией (рис. 1.2, д, е).

4. Конструкция ПЗП для предотвращения выноса песка. В этом случае против продуктивного пласта устанавливают забойные фильтры (рис. 1.2, ж) различных типов или используют проницаемый тампонажный материал (рис. 1.2, з).

Эффективная работа призабойной зоны во многом зависит от того, насколько конструкция забоя соответствует геологическим условиям залегания продуктивного пласта. Поэтому уделено большое внимание обоснованию и выбору рациональной конструкции забоя добывающих скважин. Результаты исследований этого вопроса сконцентрированы в разработанной б.ВНИИКРнефтью специальной методике. Методика регламентирует конструкцию забоя скважины в интервале залегания продуктивного объекта. В настоящее время она широко используется проектными м производственными предприятиями при проектировании и строительстве нефтяных добывающих скважин. Методика распространяется на вертикальные и наклонные скважины с кривизной ствола в интервале продуктивного объекта до 45°. Методика предусматривает проектирование и строительство скважин с применением выбранных по ней конструкций забоев при наличии серийно освоенных производством технических средств и технологий.

Отличительная особенность методики выбора конструкции забоя — достаточно полный учет всего комплекса факторов, включающих способ эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залегания.

В настоящее время продолжается работа в области совершенствования конструкций забоев скважин применительно, прежде всего, к осложненным условиям, обусловленным наличием слабосцементированных продуктивных объектов, зон АВПД, близкорасположенных напорных объектов, чередованием пород пласта с различной проницаемостью, необходимостью проведения различных способов интенсификации и др. Цементирование эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта приводило к значительному увеличению сроков освоения и существенному снижению дебитов скважин по сравнению со случаем открытого забоя. Ярким примером массивной (нефтяной) залежи с коллектором трещинного типа является месторождение Самгори-Патардзеули в Грузии. Толщина продуктивного пласта составляет 350 — 600 м, раскрытость каналов у микротрещин равна 3 — 8 мкм, у макротрещин 150 — 200 мкм. Аномально низкое пластовое давление (коэффициент аномальности 0,89) обусловливает поглощение бурового раствора, в результате чего бурение частично проходит без выхода циркуляции раствора.

Конструкции забоев скважин представлены на рис. 1.3: открытый ствол (1.3, а) или спуск в интервал открытого ствола нецементируемого хвостовика-фильтра (1.3, б), или, наконец, хвостовик-фильтр (длина фильтра 30 — 90 м), цементируемый выше фильтра (рис. 1.3, в). Эти рекомендации, к сожалению, не всегда выполняются, и используются конструкции закрытого забоя. Учитывая особенности месторождения Самгори-Патардзеули (с массивной залежью и коллектором трещинного типа), наиболее приемлемыми следует считать конструкции с открытым забоем.

Рис. 1.3. Конструкции забоев скважин в среднеэоценовых отложениях месторождения Самгои-Патардзеули (Грузия)

В Чечне и Ингушетии продуктивные пласты верхнемеловых отложений представлены толщей рассеченных трещинами известняков толщиной 300 — 350 м. В пределах этой толщи выделяется шесть характерных участков по величине проницаемости. При вскрытии всего 7 — 60 м (75% фонда эксплуатационных скважин) дебиты составляют 30 — 4000 т/сут. При разработке этих залежей применяется шесть типов конструкций забоев (рис 1.4). Во всех случаях ствол бурят до кровли продуктивного пласта и обсаживают 168-мм эксплуатационной колонной. Затем вскрывается продуктивный пласт.

Наибольшее распространение получила конструкция забоя, представленная на рис. 1.4, г. Она обеспечивает значительную мощность (120 — 450 м) открытого ствола скважины. Хвостовик-фильтр имеет отверстия или по всей длине, или в отдельных интервалах. Конструкция, приведенная на рис. 1.4, а, характеризуется 114-мм хвостовиком до забоя с последующим цементированием; иногда эту колонну спускают до кровли нижней пачки с последующим цементированием, остальная часть — открытый ствол (рис. 1.4, б). Вариант этой конструкции: в нижней части — фильтр из хвостовика, спущенного до забоя (рис. 1.4, в).

Вариант, представленный на рис. 1.4, д, предусматривает весь ствол ниже башмака 168-мм эксплуатационной колонны открытым, а вариант, представленный на рис. 1.4, е, — частично открытым. Определяющими факторами при выборе варианта конструкции забоя скважины являются сложность освоения скважины, трудоемкость проведения изоляционных работ в случае появления пластовой воды, а также обеспечение устойчивости призабойной зоны при значительных депрессиях. В сводовых и присводовых скважинах, где развита трещиноватость, 83,3% скважин с открытым забоем начинают фонтанировать сразу после замены бурового (глинистого) раствора на воду. И только 16,7% скважин требуют солянокислотных обработок.

Рис. 1.4. Конструкции забоев верхнемеловых скважин месторождений Чечни.

При первом варианте конструкции забоя (см. рис. 1.4, а) такая обработка ПЗП требуется в 60% скважин, что объясняется загрязнением пласта при цементировании.

Однако в скважинах с открытым забоем не удается ликвидировать обводнения, поэтому, как считают некоторые специалисты, конструкции, представленные на рис. 1,4, а, б, в, е, имеют преимущества.

Анализ материалов по Грознефти показал, что конструкции с открытым забоем (рис. 1.4, б — е) эффективны при вызове притока нефти в том случае, когда коллектор имеет развитую трещиноватость с трещинами большой протяженности и раскрытости. В случае близкорасположенных подошвенных вод целесообразно применять конструкции смешанного типа (рис. 1.4, б, в, е).

Отложения баженовской свиты Салымского месторождения со своими уникальными характеристиками могут считаться коллекторами нового (ранее не встречавшегося) типа: свита, относящаяся к верхнеюрским отложениям, представлена глинистыми породами при чередовании тонких прослоев и линз карбонатных и кремнистых образований. Коллекторы представлены листовыми и микрослоистыми глинами с широкоразвитыми микротрещинами.

При практикуемом вскрытии буровой раствор, и особенно его фильтрат, по системе трещин проникает столь глубоко, что пласт оказывается пропитанным фильтратом.

Опыт заканчивания скважин на Салымском месторождении показывает, что наиболее рациональной конструкцией забоя для баженовской свиты является конструкция с открытым забоем.

С осыпями пород приходится мириться, хотя они и нарушают нормальную работу скважин. Анализ промысловых данных показывает, что если расстояние от башмака эксплуатационной колонны не превышает 9 — 27 м, то процессы вызова притока и последующей эксплуатации проходят нормально. Если же это расстояние возрастает в 3 раза, наблюдаются интенсивные осыпи. Практика выработала следующие четыре типа конструкций забоев скважин (рис. 1.5).

После уточнения геологического строения залежи и изучения причин осложнений перешли от конструкций, представленных на рис. 1.5, а, б, к конструкции забоев скважин, приведенной на рис. 1.5, в. Здесь уже применяют пакеры для изоляции продуктивного пласта от сыпучих пород и исключения перетоков пластового флюида. Если башмак 168-мм колонны располагается у кровли баженовской свиты или непосредственно в пласте, то его оборудуют заколонным пакером, чтобы избежать закупоривания цементным раствором (рис. 1.5, г).

Вопросы предотвращения разрушения слабосцементированных пород ПЗП при эксплуатации нефтяных и газовых скважин остаются актуальными и в настоящее время.

Промысловый опыт показывает, что рациональный путь борьбы с выносом песка — это установка фильтров. Они бывают различных конструкций: проволочные, щелевые, гравийные и др. Эффективным способом также является закрепление пород в ПЗП путем применения различных материалов: портландцементных смесей с добавками и наполнителями, смол и других органических материалов с наполнителями, химических растворов и т. д.

Рис. 1.5. Конструкции забоев скважин на Салымском месторождении:

1, 2, 3 — пакеры соответственно ПМП-142, ПМП-140 и ПДМ-195

Существует несколько типов конструкций забоев скважин, предотвращающих вынос песка или снижающих его интенсивность и объем (рис. 1.6, а — д). Выбирают их с учетом прочности пород, технико-технологических и геологических условий. Сетчатые и проволочные фильтры быстро разрушаются агрессивными пластовыми водами. Наиболее надежными считают гравийные фильтры. Их применение в 85 — 95 % случаях дает положительные результаты, однако они не предотвращают разрушения пород и продуктивного пласта. В процессе их использования гравий в фильтре оседает и в скважину начинает поступать песок.

Низкая проницаемость прочных коллекторов — залог условий выбора конструкции скважин с открытым забоем. Сюда же следует отнести условия, когда отсутствуют высоконапорные горизонты, подошвенные воды и газовая шапка (в случае нефтяной залежи). Часто конструкция открытого забоя скважин предусматривает (в случае пористых и трещиноватых коллекторов) наличие пакеров. Они устанавливаются на перфорированном хвостовике, который не цементируется.

Использование конструкции открытого забоя скважины предусматривает однородный прочный коллектор порового, трещинного, трещино-порового или порово-трещинного типа; коллектор по своим геолого-физическим характеристикам не может быть зацементирован без резкого и значительного ухудшения его коллекторских свойств в ПЗП.

Рис. 1.6. Конструкции забоев скважин, предотвращающие вынос песка:

1, 2 — забойный и гравийный фильтры; 3 — центратор; 4 — расширенная часть ствола скважины; 5 — проницаемый тампонажный состав; 6 — открытая поверхность искусственного фильтра

Конструкция открытого забоя предусматривает раздельный способ эксплуатации. Коллектор должен сохранять устойчивость при создании депрессии на пласт.

В соответствии с методикой обоснования выбора конструкции забоев нефтяных добывающих скважин (РД 39-2-771-82, Краснодар, ВНИИКРнефть), устойчивость породы в призабойной зоне скважин определяют для следующих случаев.

1. Из пласта извлекается жидкость или газ:

где — предел прочности пород коллектора при одноосном сжатии (определяется экспериментально), МПа; Н — глубина залегания коллектора, м; р_пл — пластовое давление, МПа; р — давление столба жидкости на забое скважины, МПа; g — ускорение силы тяжести, м/с 2 ; с — средняя плотность вышележащих горных пород, кг/м 3 ,

с_i — плотность горных пород i-го пласта, кг/м 3 ; h_i — толщина i-го пласта, м; n — число пластов; — коэффициент бокового распора горных пород,

— коэффициент Пуассона коллектора.

2. Жидкость нагнетается в пласт:

где р — забойное давление при нагнетании жидкости (р > р), МПа.

3. Движение жидкости отсутствует:

В таблице 1.1 приведены значения для основных горных пород.

Средние значения коэффициентов Пуассона для некоторых горных пород

Источник