Какие бывают интервалы пескообразования в скважине
Обновлено: 07.07.2024
Песок из скважины: в чем проблема
К нам часто обращаются владельцы частных домов и коммерческих объектов, столкнувшиеся с проблемой, при которой идет песок из скважины. В данной статье мы опишем причины появления песка в скважине. В каком случае промлема уйдет сама, а в каком нужно предпринимать определенные действия.
Основные виды скважин
Для того, чтобы разобраться в проблематике, приведем немного теории. Итак, какие бывают скважины.
Скважина на песке. Пожалуй, наиболее распространенный тип конструкции. Бурение таких скважин производится шнековым, роторным или ударно-канатным методом. При обустройстве скважины обсадная труба комплектуется сетчатым фильтром. Он очищает воду, поступающую в скважину из водонасыщенного слоя, не снижая дебет (расход) для потребителя.
Скважина в известняковом слое. Для изготовления такой скважины обычно применяется роторный способ бурения. При разработке скважины коронка буровой станции достигает твердых водонасыщенных известняковых пород. Скважина обсаживается стальной трубой или трубой из полимерных материалов. Вода в обсадную трубу поступает через открытый створ (конец обсадной трубы в скважине не заглушен). Преимущество данной конструкции заключается в том, что в ней не используется сетчатый фильтр.
Следует отметить, что способ бурения, глубину скважины, материал обсадной трубы, высоту фильтра, осадочной части и прочие технические детали, определяет инженер (мастер) буровых работ. При выборе метода хороший специалист основывается на собственном опыте, гидрогеологических картах, справочно-информационной литературе по бурению в данной местности. Абсолютно одинаковые скважины, находящиеся в нескольких десятках метров друг от друга, могут иметь разный качественный состав воды и различаться по дебету.
Важные условия запуска в эксплуатацию скважинного водозабора
- Необходимо обеспечить высоту столба воды в скважине. Она должна быть не менее 8–10 метров.
- Проверить правильность установки погружного скважинного насоса. Насос должен должен располагаться как минимум на 1 метр выше фильтровой части.
- Новая скважина должна быть прокачана. Лучше, если эту процедуру проведут специалисты.
- Установить необходимый расход воды по паспорту скважины. Ни в коем случае нельзя превышать дебет скважины.
Так почему же идет песок из скважины
Новая скважина. Ввод в эксплуатацию
Когда скважина только что пробурена, песок из скважины может быть нормальным явлением. Для его устранения производится прокачка, которая занимает продолжительное время (от нескольких часов до нескольких дней). После прокачки песка в воде быть не должно. Предельно допустимой нормой считается 50–100 г/м3 поднятой воды.
Когда несмотря на проведенную прокачку песок так и идет из вашей скважины, то нужно проверить следующее:
- Обсадной сетчатый фильтр. При монтажных работах он мог быть поврежден.
- При непрофессионально проведенном обустройстве могла повредиться и обсадная труба (появилась трещина или разошлось место стыка, куда и попадает песок).
- Наличие пылеватого песка. Пылеватый песок очень мелкий, песчинки проходят через сетку фильтрующего полотна обсадного фильтра. Разумеется, далее песок проникает в скважину, откуда закачивается насосом в водопровод.
Скважина уже эксплуатируется или эксплуатировалась ранее
Если песок из скважины появился в процессе эксплуатации, а раньше проблемы не было, то причину нужно искать в следующем:
- Оголовок скважины стал негерметичен, либо его вообще нет. Таким образом вода с поверхности при сильном дожде или в паводок весной попадает в скважину. То же может случиться при высоком уровне грунтовых вод.
- От времени разрушился обсадной сетчатый фильтр.
- Произошло повреждение обсадной трубы (образовалась трещина или разошлось место стыка).
Другие причины появления песка в скважине
- Установка вибрационного насоса, которые лучше подходят для подачи воды из колодца или открытого водоема.
- Установлен скважинный насос слишком высокой производительности. Вода откачивается слишком быстро, скважина не успевает восполняться, и песок через фильтр может попадать через насос в водопровод.
- Неправильная установка насоса непосредственно в фильтре скважины. Это недопустимая ситуация, требуется поднять насос как минимум на 1 метр выше.
Как прокачать скважину после бурения
Прокачка скважины – обязательная процедура для новой скважины. При этом промывается и формируется линза и происходит постоянный приток воды в ствол скважины. Начинают прокачку с половины от дебета, указанного в паспорте скважины. Его выдает заказчику организация, которая производила бурение. Кроме дебета в паспорте скважины должны описываться ее конструкция, вид грунта, глубина и другие параметры. Грамотные бурильщики дают рекомендации по требуемому насосному оборудованию.
При промывке необходимо, чтобы на подающей трубе был смонтирован кран, вентиль или задвижка для регулирования подачи воды от насоса. Если начинает идти чистая вода, можно каждый час добавлять по 10% расхода. После выхода на расчетную производительность скважина готова к эксплуатации.
Определение совместимых интервалов бурения
Геологический разрез скважины представлен пластами значительной толщины. Верхняя граница пласта называется кровлей, и нижняя - подошвой пласта. Замеры пластового давления и давления гидроразрыва осуществляются лишь в отдельных точках. В задании даны замеры лишь в одной точке. При проведении расчетов принимается, что относительные давления в пределах пласта постоянные:
где Р - относительные пластовое давление;
Р - относительные гидроразрыва давление;
- давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений.
Если отсутствует данные о давлениях гидроразрыва, то в исключительных случаях его можно определить по формуле:
Ргр=0,0083 Н+0,66Рпл . ( 6.3)
где Н - глубина определения давления гидроразрыва;
Р - пластовое давление на глубине определения давления гидроразрыва.
Интервал 0- 40 м.
Интервал 1560- 1601м.
давление по воде ( 6.4)
где р - плотность воды. Принимаем ;кг/м 3
g - ускорение силы тяжести. Принимаем 8м/с
z - глубина бурения по вертикали, на которой произведен замер соответствующего давления.
Пласты совместимы для бурения, если относительные плотности бурового раствора , рассчитанные по величинам названых давлений для этих пластов удовлетворяют неравенству:
где к - коэффициент запаса, учитывающий возможные колебания давления в скважине. Величину выбираем из таблицы 2.1.
где к - коэффициент запаса, учитывающий возможные колебания давления в скважине. Величину принимаем 0,9.
Экологические требования предусматривают ограничение избыточного статического давления бурового раствора на пласты с пресной водой и продуктивные пласты величиной , значения которой также приведены в таблице 4.1.
Методы перфорации и торпедирования скважин
По окончании бурения нефтяной или газовой скважины стенки ее закрепляют обсадными трубами; в интервалах залегания продуктивных (нефтегазоносных) и водоносных пластов колонну цементируют.
Их спускают в скважину на каротажном кабеле.
Перфорацию применяют также для вскрытия заводняемых пластов в нагнетательных скважинах, для проведения изоляционных работ и после них: при переходе на другие горизонты т. д.
Существуют 4 способа перфорации:
- пулевая,
- торпедная,
- кумулятивная,
- пескоструйная.
Пескоструйная перфорация осуществляется техническими средствами и службами нефтяных промыслов.
Пулевая перфорация.
Перфоратор с горизонтальными стволами собирается из нескольких секций, вдоль которых просверлены 2 или 4 вертикальных канала, каморы с ВВ. Стволы камор заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками.
Верхняя секция имеет 2 запальных устройства.
При подаче по кабелю тока, срабатывает 1 е запальное устройство, и детонация распространяется по вертикальному каналу на все каморы, пересекаемые этим каналом.
В результате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2000 МПа, после чего пуля выбрасывается.
Происходит почти одновременный выстрел из половины всех стволов.
При необходимости удвоить число прострелов по 2 й жиле кабеля подается 2 й импульс.
В этом случае срабатывает вторая половина стволов от второго запального устройства.
В перфораторе масса заряда ВВ одной каморы незначительна (равна 4-5 г), поэтому пробивная способность его невелика.
Длина образующихся перфорационных каналов составляет 65-145 мм (в зависимости от свойств породы и типа перфоратора), диаметр канала- 12,5 мм.На рисунке показан пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами ПВН-90.
При вертикальном расположении стволов объем камор и длина стволов больше, чем при горизонтальном.
В каждой секции 2 ствола направлены вверх и это компенсирует реактивные силы, действующие на перфоратор в момент выстрела.
Одна камора отдает энергию взрыва сразу двум стволам.
Масса ВВ в одной каморе достигает 90 г.
Давление газов в каморах составляет 600-800 МПа.
Действие газов более продолжительное, чем при горизонтальном расположении стволов.
Это позволяет увеличить начальную скорость вылета пули и пробивную способность перфоратора.
Длина перфорационных каналов в породе получается 145-350 мм при диаметре около 20 мм.
В каждой секции перфоратора имеются 4 вертикальных ствола, на концах которых сделаны плавные желобки-отклонители.
Пули, изготовленные из легированной стали, для уменьшения трения в отклонителях покрываются медью или свинцом.
Выстрел из всех стволов происходит практически одновременно, так как все каморы с ВВ сообщаются огнепроводным каналом.
Торпедная перфорация
осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле, и отличается от пулевой перфорации тем, что для выстрела используют разрывной снаряд, снабженный взрывателем замедленного действия. Масса внутреннего заряда ВВ одного снаряда равна 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накального типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда, в результате чего происходит растрескивание окружающей породы. Масса ВВ одной камеры- 27 г. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100-160 мм, диаметр канала - 22 мм. На 1 м длины фильтра обычно пробивают не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации нередки случаи разрушения обсадных колонн.
Кумулятивная перфорация
Гидропескоструйная перфорация
основана на использовании абразивного и гидромониторного действия струи жидкости (воды, нефти) со взвешенным в ней песком, выходящим под высоким давлением из узкого отверстия (сопла).
Вытекая из сопел с большой скоростью, достигающей нескольких сот метров в секунду, жидкость с песком пробивает эксплуатационную колонну, цементное кольцо и внедряется в породу на глубину до 1 м.
В процессе перфорации под действием абразивной струи жидкости (вверх или вниз вдоль ствола скважины) может образоваться щелевой канал или (при круговом вращении струи) обрезаться колонна по кольцу, что необходимо, например, для извлечения части обсадной колонны.
Торпедирование в скважине - взрыв, производимый при помощи торпеды (заряда взрывчатого вещества).
Торпеда кроме заряда взрывчатого вещества содержит средства для взрыва:
- взрыватель, состоящий из электрозапала и чувствительного к взрыву капсюля-детонатора,
- шашку взрывчатого вещества, усиливающего начальный импульс детонации.
Иногда торпедирование применяют с целью удаления песчаных пробок, образовавшихся в стволе скважины, очистки призабойной зоны от глинистых осадков, очистки фильтра, пробивания окна в обсадной колонне для бурения нового ствола и т. д.
Способы ликвидации песчаных пробок в скважинах
При разработке пластов, сложенных рыхлыми породами в призабойной зоне разрушается скелет пласта.
При разработке пластов, сложенных рыхлыми породами в призабойной зоне разрушается скелет пласта.
В этом случае жидкость и газ во время движения по пласту увлекают в скважину значительное количество песка.
Если скорость недостаточна для подъема песчинок, то они осаждаются на забое, образуя пробку, прекращая доступ флюида из пласта.
Поэтому для возобновления нормальной эксплуатации скважины необходимо очистить забой от песка.
Крепление скважин. Анализ образования флюидопроявляющих каналов в зацементированном пространстве скважин и мероприятия по обеспечению качественной крепи
Качественное цементирование обсадных колонн и разобщение продуктивных пластов является условием долговечной безаварийной эксплуатации скважин. Появляющиеся в начальной стадии эксплуатации скважин межпластовые перетоки и затрубные газопроявления являются результатом формирования негерметичного цементного кольца, что обусловлено различными причинами, основными из которых можно считать несоответствие свойств используемых тампонажных растворов и технологии их применения геолого-техническим условиям. Таким образом, задача обеспечения качественной изоляции затрубного пространства при цементировании скважин в настоящее время представляет весьма актуальную проблему.
Миграция газа в заколонном пространстве (ЗП) или переток газа между отдельными пластами сразу же после закачки в скважину цементного раствора представляет собой очень серьезную проблему, особенно для скважин, вскрывающих пласты с аномально-высоким пластовым давлением (АВПД), расположенных как на суше, так и в море.
Анализом и предотвращением причин возникновения заколонных флюидопроявлений занимаются отечественные и зарубежные исследователи долгие годы. Авторы 6 подразделяют межколонные газопроявления на две группы. К первой группе отнесены межколонные газопроявления, обусловленные непосредственным поступлением газа из продуктивных горизонтов через цементное кольцо и зазоры между цементным камнем и стенками скважины и обсадных колонн. Ко второй группе отнесены межколонные газопроявления, связанные с негерметичностью обсадных колонн.
Наибольший интерес представляют вопросы, относящиеся к первой группе, где основные факторы связаны с технологическими и физико-химическими процессами. Результаты исследований сводятся к следующему:
темпы водоотдачи цементного раствора и его расширение в наибольшей степени
влияют на снижение давления в цементном столбе;
выход газа из пласта может начаться задолго до начала схватывания цемента, если цементный раствор имеет большую водоотдачу;
сокращение объема цементного раствора за счет гидратации (контракция) происходит до начала схватывания цемента. Величина сокращения объема колеблется от 0,1 до 0,3%;
снижение давления в столбе цементного раствора имеет место даже при отсутствии водоотдачи цементного раствора выше залегания газового пласта;
расширяющиеся цементные составы, из которых может выделяться газ после
окончания цементирования, могут компенсировать снижение давления в столбе цементного раствора;
свободная вода непосредственно не влияет на утечки газа;
товарные цементы, которые расширяются после начала схватывания, не
предотвращают утечки газа.
Исследования, проведенные техасским университетом и фирмой «Экссон», показали, что миграция газа в ЗП при цементировании скважины обуславливается снижением
гидростатического давления столба тампонажного раствора во время начального периода его затвердевания [8].
Анализ существующих представлений показывает, что наиболее обоснованной
действующей силой флюидопроявления следует считать градиент давления, возникающий в период освоения и эксплуатации скважин за счет депрессии на непродуктивное насыщение флюидами пластов. Представления о путях продвижения пластового флюида связываются с наиболее слабыми участками в ЗП, сопротивление которых недостаточно для предотвращения движения флюидов и с выявлением причин формирования таких участков.
В настоящее время основными причинами формирования флюидопроявляющих
каналов в структуре твердеющего тампонажного раствора в начальный период ожидания
затвердевания цемента (ОЗЦ) называют процесс седиментации и напорное воздействие
пластового флюида.
Совпадение характерных зон седиментации и изменения проницаемости говорит об определяющей роли осаждения твердых частиц в процессе повышения проницаемости
цементного раствора (камня). Убедительным аргументом в пользу этого вывода служат
исследования, выявляющие влияние времени седиментационных процессов на
проницаемость цементного камня (рисунок 1). Экспериментами доказана возможность
формирования сплошных каналов в цементном камне при использовании седиментационно неустойчивых тампонажных растворов. Полученные данные подтверждаются
промысловыми наблюдениями.
Исследовано влияние состояния поверхности стенок скважины и колонны на
образование флюидопроводящих каналов. Вопрос изучался на специальной установке,
имитирующей скважинные условия. Установка для определения пути движения газа по
заколонному пространству через незатвердевший цементный раствор (рисунок 2) состоит из компрессора (1), модели обсаженной скважины (2), колонной головки (3) и манометра (4).
РИС. 1. Влияние времени седиментации на проницаемость цементного камня
РИС. 2. Схема установки для изучения образования флюидопроводящих каналов
в тампонажном растворе
Установлено следующее:
степень взаимодействия седиментирующего тела с вмещающей средой снижается с уменьшением шероховатости поверхности среды;
вес твердой составляющей раствора при зависании в большей степени передается на ту поверхность, с которой она больше взаимодействует при седиментации;
зависание данного вида раствора происходит тем раньше, чем в большей степени на контактных поверхностях проявляются структурно-механические свойства скелетной
решетки.
Проведенная научно-исследовательская работа нашла применение при разработке предложений по предупреждению некачественного крепления наклонно-направленных скважин одного из газовых месторождений Краснодарского края. Разрез скважин имеет
особенности, свойственные разрезам месторождений с АВПД:
- в нижней зоне имеется залежь, приуроченная к поровым коллекторам с АВПД;
- средняя зона представляет собой мощную (тысячи метров) толщу-покрышку,
сложенную глинами с маломощными, имеющими небольшое простирание, прослоями песчаников и алевролитов;
- верхняя зона сложена чередованием коллекторов и неколлекторов, она доступна для бокового и нисходящего движения вод; для этой зоны характерны нормальные давления флюидов.
Пример выделения зон АВПД по данным бокового каротажа в скважине данного
месторождения приведен на рисунке 3.
На основании анализа промысловых материалов сделан следующий вывод: причиной некачественного цементирования эксплуатационной колонны в скважине с появлением
после ОЗЦ заколонных перетоков является геологический фактор, а именно: пересечение скважиной пласта, относящегося к линзовидному нефтегазоводонасыщенному телу с
экстремальным градиентом порового давления, что не было учтено при цементировании скважины. Это привело к образованию флюидопроводящих каналов в цементном камне из-за несоответствия параметров применяемого тампонажного раствора требуемому значению.
Анализ тампонажного раствора для цементирования эксплуатационной колонны в данной скважине с учетом горно-геологических условий показал возможные изменения самого процесса формирования цементного камня в заколонном пространстве. Произошедшие в цементном камне в результате этого изменения могут быть оценены как влияние геологических и физико-химических факторов на качество крепи скважины.
Физико-химические факторы: седиментационное каналообразование; суффозия;
высокая водоотдача цементного раствора; наличие глинистой корки в зоне контакта с
тампонажным раствором; коагуляция тампонажных растворов в результате применения для
РИС. 3. Пример выделения зон АВПД по данным бокового каротажа в наклонно-направленной скважине рассматриваемого месторождения
их обработки химически несовместимых реагентов; повышенная проницаемость цементного камня; коррозия при воздействии агрессивных пластовых флюидов или пластовых вод не имеют места за исключением возможного проявления контракционного эффекта при твердении тампонажного раствора с образованием пристенного слоя воды в зоне контакта
«колонна – цементный камень».
Кроме того, на образование заколонных проявлений влияет содержание газа в
буровом растворе.
Особенностью технологии цементирования в геолого-технических условиях скважин данной площади являются повышенные требования к соблюдению программы цементирования, выдерживанию необходимых технологических свойств тампонажного раствора в интервале открытого ствола и в межколонном пространстве. При кратковременности процесса
цементирования кажущиеся незначительными отклонения режимов наземных и внутрискважинных работ от рекомендуемых могут оказать отрицательное влияние на качество цементирования скважин.
Для предотвращения заколонных перетоков и улучшения качества
крепления эксплуатационной колонны рекомендуется выполнение следующих мероприятий в период цементирования:
1. Буровой раствор дегазировать по всему объему, в течение 1,5 циклов циркуляции контролировать соответствие параметров раствора проектным.
2. В технологическую оснастку эксплуатационной колонны включить центраторы и турбулизаторы.
3. Провести цементирование эксплуатационной колонны в одну ступень путем порционной закачки двух пачек тампонажного раствора.
4. В целях устранения контракционного эффекта применяемый для цементирования эксплуатационной колонны тампонажный материал типа ЦТТУ I-160 может быть модифицирован введением расширяющей добавки на основе оксида магния. Ее количество определяется экспериментально с учетом термобарических условий скважины.
5. Использованный цемент и реагенты для обработки тампонажного раствора по
термостойкости должны соответствовать условиям цементирования эксплуатационной
колонны. Для обработки тампонажного раствора использованы реагенты: понизитель
фильтрации и регулятор реологических свойств, пластификатор, замедлитель сроков
схватывания, термостабилизатор, пеногаситель.
6. При подборе рецептур тампонажных растворов, исходить из того, что они должны обладать рядом специфических свойств:
контракционный эффект тампонажного раствора при затвердении его в камень
должен быть пониженным;
седиментационная устойчивость тампонажных растворов должна быть высокой;
водоотстой не должен превышать 1–1,5%, а материалы, используемые для приготовления тампонажного раствора, должны давать однородные по плотности смеси;
сроки схватывания тампонажных растворов следует подбирать, исходя из сроков начала загустевания смесей при забойных динамических температурных условиях и давлениях; время загустевания должно на 25% превышать время, необходимое для проведения всей операции цементирования, но не более чем на 30–40 мин;
тампонажные растворы должны иметь повышенные реологические характеристики (максимально допустимую динамическую вязкость и статическое напряжение сдвига), обеспечивающие, однако, успешное их транспортирование в интервал цеменирования;
водоотдача тампонажного раствора, особенно в случае очистки стенок скважины от глинистой корки, должна быть минимальной в конкретных условиях применения;
при выборе тампонажных материалов и реагентов предпочтение отдается тем,
которые обеспечивают необходимое время между началом и концом схватывания;
химические реагенты для обработки тампонажных растворов следует выбирать также из условия максимальной вязкости жидкости затворения, плотность воды затворения желательно иметь повышенную, для чего рекомендуется растворять в ней
поваренную или другие соли.
Таким образом, качество крепления скважин определяется как комплексом технологических мероприятий в процессе цементирования, так и физико-химическими свойствами применяемых буровых и тампонажных растворов. Несоответствие указанных факторов горно-геологическим условиям скважин приводит к разного рода осложнениям, наиболее существенным из которых в плане обеспечения надежного изоляционного комплекса скважины являются заколонные флюидопроявления.
Предложенные в данной работе мероприятия могут быть применены при креплении скважин на месторождениях и ПХГ с учетом индивидуальной проработки
в соответствии с конкретными горно-геологическими условиями.
Булатов А.И. Газопроявления в скважинах и борьба с ними [Текст] / А.И. Булатов, В.И. Рябченко, И.Я. Сибирко [и др.]. – М. : Недра, 2009. – С. 63 – 144.
Егорова Е.В. Возможности математического моделирования механизмов миграции газа в заколонном пространстве нефтяных и газовых скважин [Текст] / НТЖ Геология, география и глобальная энергия. – 2014. - № 3 (54).
Малеванский, В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними [Текст] /
В.Д. Малеванский. – М. : Гостоптехиздат, 1993. – С. 148.
Линевский А.А. К вопросу борьбы с обводнением скважин [Текст] /
А.А. Линевский // Азерб. нефтяное хозяйство. – Баку, 1990. № 4. – С. 12.
Мариампольский Н.А. Промывка и разобщение пластов в глубоких скважинах [Текст] / Н.А. Мариампольский, В.М. Муняев. – М.: Гостоптехиздат, 1992. – С. 124.
Булатов А.И. О природе межтрубных газо–, водо– и нефтепроявлений [Текст] / А.И. Булатов // Газовая промышленность. – М., – 2003. – № 12. – С. 24.
Мамаджанов У.Д. Затрубные проявления газа [Текст] / У.Д. Мамаджанов,
В.Е. Халфин // Нефтяное хозяйство. – М., – 1996. – № 9. – С. 22.
Левайн Д.К. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины [Текст] / Д.К. Левайн, Э.У. Томас, Х.П. Безнер [и др.] // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – М., 2008. – № 10. – С. 8 – 17.
Пескопроявления в скважинах: как с ними бороться?
Борьба с пескопроявлениями в скважинах – процесс, который может потребовать достаточно больших затрат времени и финансов, однако он необходим для правильного функционирования оборудования. При слабом грунте с большим содержанием песка частицы последнего могут попадать в призабойную зону, разрушать пласты, вызывать пробки, обвалы в стволе. Подобные повреждения сильно тормозят процесс разработки скважины, поэтому любые пескопроявления необходимо устранять. Еще эффективнее, если защита от данных явлений будет обеспечена заранее, для чего существуют современные способы и высокотехнологичные приспособления.
Причины пескопроявления скважин
Достаточно часто структура геологического пласта в области месторождения ценных ископаемых представляет собой один или несколько песчаных слоев со слабоцементированными коллекторами, и в ходе работы можно легко повредить ствол скважины, спровоцировать выбросы песка, в целом снизить эффективность разработки. Основные причины, по которым могут получиться пескопроявления, классифицируются следующим образом:
- Группа причин, которая спровоцирована особенностями слоев и свойствами пород, из которых состоит почва в данном месте. К этим причинам относятся своеобразные показатели давления, степень зацементированности, состав породы, ее пористость, способность впитывать жидкость, процентное соотношение газа и влаги в составе.
- Группа причин, связанных с технологическими причинами: техника бурения, особенности заканчивания и разработки конкретной скважины, фильтрационная скорость, особенности вскрытия породы, нормативы по содержанию песка и т.д.
К примеру, в скважине небольшой глубины на слабоцементированной почве процессы пескопроявления выражаются чаще всего деформациями слоев призабойной области, поскольку сохранность данных пластов зависят от их прочности и состава. На более глубоких скважинах пескопроявление обусловлено и другими факторами: повышенным горным давлением, наличием смолистых элементов в самой нефти в пластах.
Исследования специалистов продемонстрировали, что при нарушениях колонн можно наблюдать небольшой сбой (напряжение) в одной локальной области, причем ее размеры могут быть очень малы. Чаще всего такая область представляет собой небольшую выемку, которая была пробита при перфорации первой колонны. Вынос на поверхность части породы может спровоцировать появление участка предельного состояния: это несколько больших элементов пласта, которые не скреплены силами сцепления. Данная область имеет повышенную проницаемость, и фильтрационные изменения зависят от пластовой депрессии, особенностей жидкости для промывки (химический состав, физические качества).
Борьба с пескопроявлениями в скважинах может потребоваться также в случаях, когда предварительный породный каркас начинает разрушаться. Чем сильнее происходит и чем дольше продолжается разрушение скелета, тем скорее уменьшаются пределы давления и фильтрационной скорости для скважины. Старт разрушения связывается с общим напряжением пород в выбранной области. Уплотнение пластовой породы может случиться в следующих случаях:
- Работа со сжимаемой горной породой.
- Уменьшение давления со стороны нагнетаемого газа, из-за чего внешняя нагрузка частично ложится на каркас породы.
- Слишком слабая жесткость пород для перекрытия, из-за чего они начинают повреждаться.
Отбор жидкости может спровоцировать падение порового давления, что можно вычислить, если обратить внимание на рост нагрузки на каркас.
Способы борьбы с пескопроявлениями в скважинах
Борьба с пескопроявлениями в скважинах может проводиться с использованием следующих методов:
- Набивки гравием. Данная процедура производится для того, чтобы укрепить горные пласты, содержащие большое количество песка, а также закрыть места возможного образования пробок или пробить уже существующую. Для работы подбирается гравий определенного размера, количество зависит от емкости скважины, характера проблемы и других факторов.
- Установка противопесочных фильтрующих элементов. Данные устройства могут отличаться составом, размером, структурой, чаще всего их применяют для перекрывания забоя. Обычно фильтр ставится при сильном обрушении для того, чтобы предотвратить полное засыпание скважины песком, а также для того, чтобы снизить процент попадания песка в жидкость.
- Прочистка пробок. Для работы используется как гидравлическое оборудование, так и механические средства, и выбор точного инструмента зависит от глубины образования пробки, ее плотности и иных факторов. Прочистка пробок необходима, если песок уже засорил скважину, и избавиться от него не имеется никакой другой возможности.
Вне зависимости от способа борьба с пескопроявлениями в скважинах необходима для увеличения эффективности, обеспечения фиксации материала для фильтрации при достаточно сильной пропускной способности.
Современные способы позволяют сохранить в целости ствол и устье скважины, даже если грунты имеют высокую подвижность и нестабильны с геологической точки зрения. Борьба с пескопроявлениями позволяет разрабатывать месторождения и в пустынях, и других типах местности, где важно учитывать состояние пластов. Чаще всего для работы применяют постоянно работающие фильтры, а при забивании или обрушении скважины может потребоваться промывка/прочистка.
Выводы
Попадание песочной породы в скважину при разработке нефтяных месторождений – распространенная ситуация, и для решения желательно прибегнуть к современным инструментам. Способы борьбы с проявлениями песочных примесей достаточно разнообразны, а их функциональность позволяет применить метод на разных этапах эксплуатации. Правильно проведенные работы позволят укрепить стенки, не допустить попадания в жидкость и добыть максимальное количество чистого продукта, в чем и заключается их ценность.
Геолого-технологические исследования в процессе бурения скважин
Перед тем, как начинать промышленную эксплуатацию нефтяного месторождения, обязательно проводятся геолого-технологические исследования пластов. Это необходимо для того, чтобы точно определить интервалы, на которых будут проводится испытания. Извлекается пластовый флюид, на его основе рассчитываются необходимые гидродинамические характеристики. Результаты получаются в виде геолого-физических параметров горных пород, которые пересекаются скважиной.
К сожалению, геолого-технологические исследования в процессе бурения скважин не позволяют составить характеристику пласта с точностью до метра, однако становится возможным динамическое испытание некоторых интервалов в условиях, максимально приближенных к эксплутационным. Геолого-технологические исследования проводятся не только для повышения эффективности разработки месторождения, но и для обеспечения безопасности технологического процесса, его безаварийного характера.
Что такое геолого-технологические исследования?
Эффективность и безопасность бурения нефтяной скважины во многом определяется качеством геолого-технологических исследований. В процессе бурения информация должна поступать оперативно, что особенно важно при проведении боковых горизонтальных ответвлений. Информация подразделяется на три основные категории:
- геологическая;
- геохимическая;
- технологическая.
На основании сведений по каждой из указанных категорий можно выполнить следующие действия:
- Провести литологическое и стратиграфическое расчленение разреза.
- Подготовить прогноз по глубине нахождения нефтеносного пласта.
- Разработать подходящую для вскрытия нефтяного пласта траекторию стволов скважины.
- Проводить быстрые корректировки направления горизонтального ствола в ситуациях, если долото выйдет за коллектор.
- Снизить расходы на бурение скважины и свести к минимуму риски аварийности.
В зависимости от того, насколько точно получена и обработана информация, будет зависеть порядок вскрытия нефтеносных пластов, а это, в свою очередь, влияет на эффективность отбора сырья и всю дальнейшую эксплуатацию месторождения. В сравнении с классическими геофизическими методиками, геолого-технологические исследования в процессе бурения позволяют получать более оперативную информацию (время между вскрытием пласта и проведением исследований - минимальное).
Быстрое получение информации и предпринимаемые на ее основании корректировки помогают своевременно исключить неблагоприятные факторы, способные повлиять на дельнейшую разработку. Если режим вскрытия нефтеносного пласта выбран правильно, при бурении удастся сохранить естественные свойства коллектора в районе скважины. Соответственно, сама скважина будет более продуктивной на всех этапах эксплуатации. Правильный режим бурения можно выбрать только с помощью оперативных геолого-технологических исследований.
Основные задачи, решаемые с помощью ГТИ
Главная задача при проведении геолого-технологических исследований – обеспечить оперативный контроль состояния нефтяной скважины. Такие исследовательские работы проводятся на протяжении всего времени строительства и подготовки к эксплуатации. В ходе бурения нужна максимально достоверная информация о геологическом разрезе, чтобы корректировки проводились своевременно. Также правильный подход к организации исследований способствует достижению ожидаемых технических и экономических показателей, помогает соблюдать требования по охране окружающей среды.
Для любой нефтедобывающей компании геолого-технологические исследования – основной источник информации в ходе бурения новых скважин. Обрабатываются не только геологические данные, напрямую связанные с пластом, но и технические параметры бурения. К геолого-технологическим исследованиям относятся следующие виды работ:
- Отслеживание параметров бурения в режиме максимальной оперативности.
- Контроль операций бурения, а также цементажных, ловильных и спуско-подъемных процедур (то есть, контролируются все сопутствующие работы).
- Исследование полученных в ходе бурения горных пород, определение нефтеносных и газоносных пластов.
- Химический анализ бурового раствора.
- Исследование керна и шлама по нескольким направлениям.
Применительно к строительству горизонтальных скважин и ответвлений, можно выделить несколько дополнительных задач геолого-технологических исследований:
- Определение реперных пластов и расчет времени вскрытия коллектора.
- Корректирование направления движения ствола на горизонтальном участке.
- Оперативная диагностика процесса бурения, немедленное оповещение по всем возникающим сложностям и аварийным ситуациям.
Получив информацию по реперам и опорным пластам при вертикальном бурении, специалисты могут корректно ориентироваться в разрезе и нужный момент начинать искривление основного ствола нефтяной скважины. От этого искривления в дальнейшем будут прокладываться дополнительные наклонные и горизонтальные ответвления.
Методы геолого-технологических исследований скважин
Используемые геолого-технологические методики зависят от того, какая задача решается при бурении в данный момент времени. Например, если необходимо определить момент начала искривления вертикального ствола скважины, на каждом пройденном метре берутся пробы шлама и керна, проводится их анализ. В технологии для анализа предусмотрен так называемый «обязательный комплекс», в состав которого входят следующие виды работ:
- Изучение состава керна и шлама с помощью микроскопа.
- Анализ горных пород на содержащиеся в них минеральные компоненты.
- Проведение люминесцентного и битуминологического анализа.
- Установление точной плотности и коэффициента пористости горной породы.
После проведения всех указанных выше геолого-технологических исследований можно построить литологический разрез, с высокой точностью определить границы, на которых соприкасаются различные по составу пласты. Располагая информацией о фактической структуре разреза, можно провести ее сравнение с прогнозируемыми параметрами. Если есть значительные расхождения в результатах, процесс бурения нужно быстро корректировать, так как искривление скважины придется начинать уже на другой глубине.
Благодаря геолого-технологическим исследованиям очень часто обнаруживаются расхождения фактических и прогнозируемых параметров, так как на основе предварительного анализа очень сложно определить точную глубину залегания различных горных пород. Если момент искривления скважины будет выбран неправильно, это сделает невозможным подведение горизонтального бокового ствола к коллектору.
Еще один обязательный метод – это геолого-технологический анализ, направленный на получение сведений по корректировке траектории ответвлений скважины. Здесь также предусматривается изучение шлама и керна, плотности пород, газового состава. Если происходит вход ствола скважины в коллектор, это немедленно приводит к изменению отслеживаемых параметров. Одновременно меняются и технические характеристики бурения.
Видео: Исследование горизонтальных скважин
Из-за чего происходит пескование скважины?
Песок в скважине может появиться по трем причинам: 1. Был длительный перерыв в работе самой скважины; 2. Сетчатый скважинный фильтр был порван в результате неаккуратной установки, или неправильной эксплуатации скважины; 3. От старости или из-за низкого качества материала, в обсадной колонне появились дыры, трещины, через которые из вышележащих слоев. Читать далее
Комментировать ответ… Комментировать…
Если скважина вскрыла песчаный коллектор, что бывает часто, то разные фракции песка - от мелкого порошкообразных до крупных - будут попадать в ствол скважины. Интенсивный вынос песка из пласта в скважину начинается: 1.при частичном разрушении фильтра, который является единым целым с обсадной колонной, 2.при появлении в колонне трещин и свищей. Это. Читать далее
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Интервал скважины между точками измерений разбивается на два участка одинаковой длины: верхний и нижний. Каждый участок интерполируется отрезком прямой, причем зенитный угол и азимут прямой, интерполирующей верхний участок, принимаются равными соответствующим углам в верхней точке замера, а зенитный угол и азимут прямой, интерполирующей нижний участок, - соответствующим углам в нижней точке замера. Таким образом, верхний и нижний отрезки прямых расположены в общем случае в разных плоскостях. [1]
Интервал скважины , заполненный цементным раствором, выделяется пониженными показаниями ГГМ. Повышенное показание на отдельных кривых свидетельствует о неравномерности распределения этого раствора по сечению скважины. Уровень подъема раствора отмечается значительным повышением показаний на всех трех кривых ГГМ. [2]
Для нижнего проектируемого интервала скважины задается технологически допустимая интенсивность искривления и прогнозируемый коэффициент сопротивления. [4]
При бурении интервала скважины с отбором керна высокого качества выбор типа алмазной бурильной головки делают на основании литологического состава, твердости и абразивности горных пород, слагающих интервал бурения. [5]
Поэтому при бурении интервалов скважины по своим геологическим условиям, способствующим естественному искривлению скважины ( крутое падение пластов или другие особенности), следует применять соответствующую технику и технологию, предупреждающую резкие локальные искривления скважины. [7]
Геологический разрез исследуемого интервала скважин представлен твердыми и крепкими карбонатными породами. [8]
Для бурения второго интервала скважины требуется полезная мощность Нп. По второму варианту интервал под промежуточную колонну можно бурить и одним насосом с недостатком мощности 670 - 65020 кВт, что допустимо. Поэтому второй вариант более предпочтителен, так как он допускает, бурение почти всего интервала одним насосом, а второй насос будет в резерве. [9]
В частном случае число интервалов скважины не превышает трех или четырех. [10]
Это позволяет избежать цементирования интервала скважины от поглощающего горизонта до забоя и тем самым сократить, главным образом, время на последующее разбуривание цементного камня. [11]
Обеспечение прямолинейности наклонного или вертикального интервала скважины является, как известно, одним из основных требований обеспечения последующего качественного цементирования обсадных колонн. Выполнение этого требования наилучшим способом обеспечивается для участков стабилизации зенитного угла подбором КНБК, у которых отклоняющая сила на долоте Q и угол смещения / оси его относительно оси скважины стремятся к нулю. [12]
При бурении одним долотом нескольких интервалов скважины или нескольких скважин после каждого рейса долото надо тщательно осмотреть: если опоры долота забиты шламом, шарошки необходимо провернуть и очистить. [13]
При многократных отборах проб в разных интервалах скважин применяются различные пакеры, которые изолируют опробуемый интервал манжетой ( как правило, резиновой), разжимаемой давлением воздуха или воды. [15]
Читайте также: