В конструкции скважины с забойным фильтром каким образом производят крепление фильтра

Обновлено: 04.07.2024

Классификация конструкций забоев скважин, типовые схемы.

В зависимости от геологических характеристик пробуренных горных пород, коллекторских свойств продуктивного пласта, а так же в зависимости от места расположения месторождения (суша или море) различают конструкции забоев скважин открытого, закрытого или смешанного типов.

Contents

Забой закрытого типа [ ]

Конструкция забоев закрытого типа является наиболее распространенной для морских нефтяных и газовых скважин, так как удовлетворяют требованиям правил безопасности при бурении в море. Предполагают после разбуривания ствола ствола под ЭОК спуск ЭОК и её цементирование по всей длине.

Конструкция ПЗП (призабойнаой зоны пласта) с закрытым забоем. В этом случае продуктивный пласт (пласты) перекрывается сплошной колонной или хвостовиком с последующими цементированием и перфора­цией.

1. эксплуатационная колонна
2. цементное кольцо
3. перфорационные отверстия

Забой открытого типа [ ]

Конструкция забоев открытого типа предполагают оставление открытого ствола скважины в зоне продуктивного горизонта, либо спуск различных фильтров. Конструкция ПЗП с открытым забоем. В этом случае продуктивный пласт (пласты) остается незацементированным, обсаживается либо не обсаживается фильтром.

Забой смешанного типа [ ]

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

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

МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

Чтобы обеспечить лучшие условия бурения, наиболее эффективную технологию проводки и предупредить возможные осложнения, необходимо учитывать:

• характеристику пород, вскрываемых скважиной, с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования;
• проницаемость пород и пластовые (поровые) давления;
• наличие зон возможных газо-, нефте- и водопроявлений и поглощений промывочной жидкости и условия, при которых эти осложнения возникают;
• температуру горных пород по стволу;
• углы падения пород и частоту чередования их по твердости.

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

Породы с низкой прочностью должны быть перекрыты обсадной колонной (или колоннами) сразу же после вскрытия всей их толщины, так как при бурении могут образоваться обвалы и резко осложниться работы по проходке.

Зоны с различным характером осложнений (проявления и поглощения) также должны быть изолированы одна от другой, если пластовые давления превышают давления гидроразрыва пород, так как предупреждение каждого из этих осложнений достигается прямо противоположными несовместимыми методами.

Температура горных пород в процессе бурения значительно влияет на вязкость, статическое напряжение сдвига и водоотдачу бурового раствора: чем выше температура горных пород, тем труднее поддерживать эти параметры в допустимых пределах. Иногда кроме термостойких реагентов для прохождения таких зон требуются различные несовместимые системы буровых растворов, что вызывает необходимость разобщения подобных зон обсадными колоннами. Значительная разность температур требует применения тампонажных цементов разных типов.

Углы падения горных пород и частота чередования их по твердости при прочих равных условиях оказывают доминирующее влияние на темп искривления ствола в процессе бурения. Чем больше углы падения пород (примерно до 60°) и чем чаще породы с различной твердостью переслаиваются, тем выше темп самопроизвольного набора кривизны.

Колебания значений зенитного и азимутального углов являются основной причиной образования желобных выработок в стволе и препятствуют достижению обсадными колоннами проектных глубин вследствие их заклинивания при спуске в желобах. Для успешного выполнения заданной программы крепления необходимо, чтобы углы искривления ствола вертикальной скважины были минимальными. Если проектная конструкция нарушается, то возникает опасность ликвидации скважины в результате невозможности довести ее до проектной глубины.

Назначение скважины

Сочетание обсадных колонн разных 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 решающий фактор - 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 числа 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 менее с последующим спуском 114-мм 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 обусловливает возникновение сминающих нагрузок. Вследствие этого 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:

• давление газа на устье близко по значению к забойному, что требует обеспечения наибольшей прочности труб в верхней части колонны;
• незначительная вязкость газа обусловливает его высокую проникающую способность, что повышает требования к герметичности резьбовых соединений и заколонного пространства;
• интенсивный нагрев обсадных колонн приводит к возникновению дополнительных температурных напряжений в незацементированных участках колонны и требует учета этих явлений при расчете их на прочность;
• возможность газовых выбросов в процессе бурения требует установки противовыбросового оборудования;
• длительный срок эксплуатации и связанная с ним возможность коррозии эксплуатационных колонн требуют применения специальных труб с защитным покрытием и пакеров.

Общие требования, предъявляемые к конструкциям газовых и газоконденсатных скважин:

• достаточная прочность конструкции в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонны и цементного кольца в заколонном пространстве;
• качественное разобщение всех горизонтов и в первую очередь газонефтяных пластов;
• достижение предусмотренных проектом режимов эксплуатации скважин, обусловленных проектами разработки горизонта (месторождения);
• максимальное использование пластовой энергии газа для его транспортирования по внутрипромысловым и магистральным газопроводам.

Предусмотренные проектом 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 относят:

• 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, в отсутствие пропластковых и подошвенных вод и при 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 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 можно эксплуатировать и без крепления обсадной колонной.

Способ бурения

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

Диаметр турбобура, мм	190	377x273x146(168)
Конструкция скважины, мм	168	351x245x146(168)

Наименьший диаметр работоспособного электробура составляет 215 мм, поэтому возможно только следующее сочетание диаметров обсадных колонн в конструкции скважины: 377x299(273)x146(168) мм.

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

Для повышения скорости бурения часто применяют (последовательно и одновременно) турбинный и роторный способы. Как правило, на конструкцию скважины турбинный способ отрицательного влияния не оказывает.

Для успешного спуска обсадных колонн ствол скважины в интервале крепления должен иметь среднюю интенсивность пространственного искривления. Плотность бурового раствора должна быть минимально допустимой. Особое значение при этом приобретают гидродинамические нагрузки на продуктивный пласт.

Проведенные исследования и промысловый опыт показывают, что на современном этапе развития технологии и техники бурения использованы почти все возможности упрощения конструкций скважин за счет снижения зазоров между скважиной и колонной по пути увеличения выхода незакрепленного ствола из предыдущей колонны. Величина выхода зависит в основном от продолжительности бурения, т.е. максимально возможного времени устойчивости ствола скважины в осложненных геологических условиях.

Степень изнашивания труб определяется выполненной в обсадной колонне работой при бурении из-под башмака колонны на длину выхода из нее. Объем указанной работы характеризуется в основном числом спуско-подъемных операций, выполненных в колонне, и временем вращения бурильного инструмента в ней.

При одном и том же значении пути трения износ обсадных труб различен при разных значениях прижимающих нагрузок, зависящих от угла и азимута искривления ствола скважины, длины и диаметра бурильного инструмента, скорости движения колонны. Следовательно, применение высокопрочных труб в компоновке колонн не означает, что она будет иметь большую износостойкость, поэтому обсадные колонны, предназначенные для глубоких скважин, не рекомендуется составлять из высокопрочных труб с пониженной толщиной стенки.

При выборе конструкции скважины необходимо оценивать длину выхода и механический износ промежуточных колонн.

Кроме диаметров долот и бурильных труб для углубления скважины необходимо учитывать значения допустимого минимального зазора между смежными обсадными колоннами, а также между колоннами и стенками скважины, в первую очередь по двум основным критериям. Первый из них диктуется обеспечением благоприятных условий для применения заколонной технологической оснастки и гидродинамики процесса цементирования, которые, в свою очередь, при прочих равных условиях являются определяющими для формирования герметичного цементного кольца и устойчивой к поперечным нагрузкам крепи скважины. Второй вытекает из условия проходимости обсадной колонны по стволу скважины заданного профиля. В последнем случае решение оптимизационной задачи предусматривает обратную связь, заключающуюся в корректировке профиля ствола скважины по интенсивности пространственного искривления и эффективного диаметра на отдельных участках.

МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

Часть скважины, вскрывшая продуктивный пласт, называется забоем. Этот элемент скважины является принципиально важным, т.к. в течение срока эксплуатации скважины (а это - десятки лет) забой определяет ее эффективность и должен удовлетворять меняющимся условиям разработки, обеспечивая:

• механическую прочность призабойной зоны без ее разрушения;
• возможность избирательного воздействия на различные части вскрытой части продуктивного горизонта как за счет направленного вторичного вскрытия, так и за счет гидродинамических или физико-химических обработок;
• максимально возможный коэффициент гидродинамического совершенства скважины.

Факторы определяющие конструкцию забоя скважин

Определяющие факторы по выбору конструкции забоя и ее параметров - тип и степень однородности продуктивного пласта, его проницаемость, устойчивость пород призабойной зоны пласта, 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; близко расположенные напорные водоносные (газоносные) горизонты и подошвенные воды отсутствуют;
• коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; около кровли пласта имеются 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 разными пластовыми давлениями;
• коллектор слабосцементированный, поровый, высокой пористости и проницаемости, с 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 (в мкм 2 ) для однородного пласта не должны выходить за границы одного из следующих шести классов: >1,0; 0,5-1,0; 0,1-0,5; 0,05-0,1; 0,01-0,05; 0,001-0,01.

Если пласт расчленен пропластками с изменяющейся (в каждом из шести классов) проницаемостью, имеет подошвенные воды, газовые шапки или чередование газоводонефтенасыщенных пропластков с разными 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 призабойной зоне пласта - весьма сложный и не полностью регламентированный результат исследовательских работ.

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.

В зависимости от градиента пластовых давлений коллекторы можно подразделить на три группы:

• с градиентом р_пл превышающим 0,1 МПа/10 м;
• с градиентом р_пл равным 0,1 МПа/10 м;
• с градиентом р_пл меньшим 0,1 МПа/10 м.

Пласт является высокопроницаемым, если значения коэффициента поровой к_п или трещинной к_т проницаемости соответственно более 0,1 и 0,01 мкм 2 .

Если напорный горизонт находится на расстоянии менее 5 м от продуктивного пласта, он считается близкорасположенным. Это условная характеристика расстояния, взятая из опыта вследствие сложности разобщения пластов с разными давлениями.

Для оценки коллекторов по размеру песчаных зерен пласты подразделяют 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.

Классификация типовых конструкций забоев скважин

В зависимости от существенно различающихся свойств продуктивного пласта и технологий выработки запасов углеводородов можно использовать одну из следующих типовых конструкций забоев скважин:

1. Скважина с перфорированным забоем.
2. Скважина с забойным хвостовиком.
3. Скважина с забойным фильтром.
4. Скважина с открытым забоем.

Вне зависимости от конструкции забоя после вскрытия продуктивного горизонта в скважине проводится цикл геофизических, а в продуктивном горизонте еще и цикл гидродинамических исследований; по полученной информации решается ряд важных задач.

Скважины с перфорированным забоем являются наиболее распространенными в нефтедобывающей промышленности в силу целого ряда преимуществ, к основным из которых можно отнести:

• надежная изоляция пройденных горных пород;
• возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины;
• простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае ее сложного строения;
• существенное упрощение технологии бурения, т.к. бурение под эксплуатационную колонну ведется долотом одного размера до проектной отметки.

После разбуривания ствола до проектной отметки в скважину спускается обсадная колонна, которая цементируется, а затем перфорируется. В условиях достаточно крепких коллекторов такая конструкция забоя является длительно устойчивой.

Скважины с забойным хвостовиком предназначены для продуктивных горизонтов, представленных крепко сцементированными (очень крепкими) коллекторами. Скважина бурится до проектной отметки, затем в нее спускается обсадная колонна, нижняя часть которой на толщину продуктивного горизонта имеет насверленные отверстия. После спуска обсадной колонны проводится ее цементирование выше кровли продуктивного горизонта; при этом пространство между стенкой и обсадной колонной на толщину продуктивного горизонта остается свободным. Приток в такую скважину аналогичен таковому в совершенную скважину, но забой является закрепленным, что исключает уменьшение диаметра скважины даже в случае частичного обрушения призабойной зоны.

Скважины с забойным фильтром предназначены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов. До кровли продуктивного горизонта скважина бурится с диаметром, соответствующим диаметру эксплуатационной колонны. Затем в скважину спускаются обсадные трубы и производится цементирование. Продуктивный горизонт разбуривается долотом меньшего диаметра до подошвы. Перекрытие продуктивного горизонта осуществляется фильтром, закрепляемым в нижней части обсадной колонны на специальном сальнике. Фильтр предназначен для предотвращения поступления песка в скважину. Известно большое количество фильтров, различающихся не только конструкцией, но и материалом, из которого они изготавливаются.

Скважины с открытым забоем предназначены для однородных устойчивых (прочных) коллекторов. Нижняя часть скважины (до кровли продуктивного горизонта) не отличается от таковой для скважин с забойным фильтром. Продуктивный горизонт разбуривается также долотом меньшего диаметра до подошвы; при этом ствол скважины против продуктивного пласта остается открытым. Совершенно очевидно, что такая конструкция обладает наилучшим гидродинамическим совершенством, но имеет ограниченное распространение в силу ряда недостатков, основными из которых являются:

• ограниченность или даже невозможность эксплуатации продуктивных горизонтов сложного строения;
• небольшая толщина продуктивного горизонта;
• невозможность эксплуатации скважины с достаточно большими депрессиями вследствие разрушения продуктивного горизонта (обвалы призабойной зоны ствола).

На базе описанных типовых конструкций забоев скважин не исключается возможность создания их модификаций в соответствии с особенностями продуктивного горизонта в каждом конкретном случае (т.е. обоснование конструкции забоя скважины индивидуализировано).

Обоснование выбора конструкции забоя скважины

Открытый забой

Низкая проницаемость прочных коллекторов - основание для 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. Их устанавливают на перфорированном хвостовике, который не цементируется.

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

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

Устойчивость породы в призабойной зоне скважины определяют для следующих случаев:

Из пласта извлекается жидкость или газ:

Значения коэффициента Пуассона ν для основных горных пород

Горная порода	Значение коэффициента Пуассона
Глины пластичные	0,41
Глины плотные	0,30
Известняки	0,31
Песчаники	0,30
Песчаные и глинистые сланцы	0,25

При устойчивом и неустойчивом коллекторе, если grad р_пл > 0,1 МПа/10 м, а собственно коллектор имеет поровую проницаемость к_п > 0,1 мкм 2 , применяют конструкцию открытого забоя, показанную на рисунке.

В случае заканчивания скважины с конструкцией забоя, показанной на рисунке, при grad р_пл > 0,1 МПа/10 м, к_п > 0,1 мкм 2 или к_т > 0,01 мкм 2 вскрытие продуктивного объекта осуществляют совместно с вышележащими отложениями, до забоя спускают эксплуатационную колонну, оборудованную в нижней части фильтром, и скважину цементируют с подъемом тампонажного раствора от кровли продуктивного пласта, для чего используют пакеры типа ПДМ конструкции ВНИИБТ.

При аномально низком пластовом давлении (grad р_пл 2 или к_т 2 применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, пены и др. Перед вызовом притока в случае необходимости выполняют обработку призабойной зоны пласта (солянокислотная обработка, гидроразрыв пласта и т.д.).

Технология создания конструкции забоя, изображенной на рисунке слева, идентична технологии при заканчивании скважины с конструкцией забоя на рисунке справа. Дополнением ее является перекрытие неустойчивого порово-трещинного коллектора хвостовиком-фильтром. В случае если кровля продуктивного объекта сложена из неустойчивых пород и не перекрыта эксплуатационной колонной, при установке хвостовика-фильтра используют заколонные пакеры ВНИИБТ, ТатНИПИнефти и других изготовителей. Их располагают в его неперфорированной части около кровли продуктивного горизонта и в башмаке эксплуатационной колонны с целью предупредить обрушение стенок скважины и зашламление открытого ствола.

Забой смешанного типа

Конструкции забоя этого типа используют в однородном коллекторе порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; при наличии близко расположенных напорных горизонтов или газовой шапки около кровли пласта, а также при низких значениях поровой или трещинной проницаемости пород (соответственно к_п 2 или к_т 2 ); если коллектор сложен из прочных пород, сохраняющих устойчивость при создании депрессии на пласт во время эксплуатации скважины, а также при раздельном способе эксплуатации продуктивных объектов.

Выбор конструкции забоя смешанного типа предусматривает соответствие условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта с учетом его физико-механических свойств; оценку устойчивости пород призабойной зоны пласта. При устойчивом коллекторе применяют конструкцию забоя на рисунке справа, при неустойчивом - конструкцию на рисунке слева.

Технологии создания конструкций забоев, изображенных на рисунках аналогичны. Скважину бурят до проектной глубины со вскрытием всей мощности продуктивного объекта. Эксплуатационную колонну спускают до глубины, обеспечивающей перекрытие и изоляцию близко расположенных около кровли пласта напорных объектов, газовой шапки или верхней неустойчивой части продуктивных отложений. После цементирования колонны её перфорируют в интервале высокопродуктивной части объекта, а перед вызовом притока в случае необходимости осуществляют обработку призабойной зоны пласта. В конструкции на рисунке слева забой, представленный неустойчивыми коллекторами трещинного или порово-трещинного типа, перекрывают потайной колонной-фильтром.

Закрытый забой

Конструкции с таким забоем применяют для крепления неоднородных коллекторов с целью изолировать близко расположенные пласты в неоднородном коллекторе порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа, в котором отмечается чередование устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газосодержащих пропластков с разными пластовыми давлениями, в случае если коллектор характеризуется высокими значениями поровой или трещинной проницаемости пород (к_п > 0,1 мкм 2 или к_т > 0,01 мкм 2 ), а также для обеспечения совместной, раздельной или совместно-раздельной эксплуатации объектов.

При выборе конструкции закрытого забоя устанавливают соответствие условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта общепринятым положениям.

Расчет основных элементов конструкции закрытого забоя проводят в соответствии с действующими руководящими документами. При заканчивании скважины с конструкцией забоя, продуктивный объект вскрывают совместно с вышележащими отложениями с использованием бурового раствора, не ухудшающего коллекторских свойств пласта, до забоя спускают эксплуатационную колонну, скважину цементируют, а гидродинамическую связь с пластом осуществляют, применяя кумулятивную, пулевую или гидропескоструйную перфорацию.

Конструкции забоя для предотвращения выноса песка

Эту конструкцию забоев применяют для предотвращения выноса песка в слабосцементированном коллекторе, представленном мелко-, средне- и крупнозернистыми песчаниками и характеризующемся разрушением призабойной зоны пласта и выносом песка при эксплуатации скважины, а также при раздельном способе эксплуатации продуктивных объектов.

Допустимую депрессию на слабосцементированный пласт в конструкции забоя, показанной на рисунке, определяют по формуле:

Ширину щелей забойного фильтра выбирают по условию:

Применяют проницаемый полимерный тампонажный состав Контарен-2. Материал включает состав ТС-10, уротропин, наполнитель ШРС-С, получаемый при совместном помоле шлака, руды и соли (хлористого натрия), и водный раствор едкого натра. Начальная прочность материала при сжатии не ниже 6 МПа, а после вымывания из него соли 3,5 - 5,0 МПа; соответственно начальная проницаемость камня 0,12 - 0,20 мкм 2 , после вымывания 1-5 мкм 2 . Вымывание солевого наполнителя осуществляют при прокачивании через искусственный фильтр водных растворов ПАВ с концентрацией 0,5-1,0% из расчета 1-2 м 3 на 1 м интервала перфорации. Материал устойчив к воздействию кислот и не разрушается при температурах до 200°С.

Выбор конструкции забоя для предотвращения выноса песка предусматривает соответствие условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта; при этом определяют средний фракционный состав пластового песка. В скважинах со средне- и крупнозернистыми песчаниками используют конструкцию забоя, показанную на рисунке выше.

Конструкция забоя, изображенная на рисунке выше, включает зацементированную эксплуатационную колонну и забойный фильтр (щелевой, с проволочной обмоткой, металлокерамический, титановый), установленный в интервале перфорации.

В скважинах с мелкозернистым песчаником применяют только конструкцию забоя на рисунке справа, которую можно использовать в скважинах со средне- и крупнозернистыми песчаниками.

Конструкция забоя на рисунке справа отличается от предыдущей тем, что забойный фильтр не устанавливают, а вынос песка предотвращают путем создания в перфорационных каналах искусственного фильтра из проницаемого тампонажного материала Контарен-2. Для этого после перфорации колонны осуществляют вызов притока, отрабатывают скважину в течение 1-5 суток, проверяют приемистость пласта и закачивают на поглощение тампонажный состав Контарен-2. Предельно допустимая депрессия на пласт после крепления призабойной зоны составом Контарен-2 не должна превышать 3 МПа.

Конструкция скважины. Забойное оборудование скважин

Под конструкцией скважин понимается комбинация обсадных колонн (их количество, назначение, диаметр) и оборудование забоев скважин. Конструкция скважин должна обеспечивать:

1. Устойчивость стенок ствола скважины по всей вскрытой мощности.

2. Надежное разобщение пластов и пропластков.

3. Возможность спуска в скважину оборудования для извлечения нефти и газа из пласта (насосов, штанг НКТ и т.д.).

В зависимости от геологических условий в скважину может спускаться на различную глубину несколько концентрически расположенных обсадных колонн, т.е. по числу колонн конструкция скважины может быть одноколонной, двухколонной и т.д. Последняя из обсадных колонн, спущенных в скважину до продуктивного пласта или с его полным перекрытием, называется эксплуатационной колонной. В РФ в качестве эксплуатационной колонны применяются обсадные трубы диаметром 219-114 мм и толщиной стенок 6-12 мм.

Оборудование забоя скважин выбирается в зависимости от геологической характеристики продуктивного пласта и может быть самым различным.

Если пласт сложен твердыми, хорошо сцементированными породами, то забой скважины оставляют открытым: эксплуатационная колонна спускается до кровли продуктивного пласта и цементируется. Разбуренный интервал от кровли до забоя скважины оставляют не обсаженным т.е. открытым. Рис. 3.1(а).

Если продуктивный пласт состоит из рыхлых неустойчивых пород, ниже основной эксплуатационной колонны иногда спускают фильтр-хвостовик. Эксплуатационная колонна спускается до кровли продуктивного пласта. Затем скважину углубляют на всю мощность продуктивного горизонта и спускают фильтр-хвостовик. Рис. 3.1(б).

Фильтр может спускаться также непосредственно на эксплуатационной колонне. Рис. 3.1(в).

Все эти варианты применяются, если скважины пробурены в достаточно однородном продуктивном пласте, не имеющем существенных пропластков и глинистых перемычек, что встречается достаточно редко на практике.

В большинстве случаев скважину бурят до проектной глубины, после спуска обсадных труб и их цементирования с подъемом цемента до нужной высоты и перекрытием верхних нефтяных или водяных горизонтов, напротив продуктивной части пласта производится перфорация (рис. 3.1 (г)) . При такой конструкции быстро и надежно разобщаются продуктивные, водоносные и газоносные горизонты (рис. 3.2.).

1. При цементировании эксплуатационной колонны цементируется и продуктивный пласт, что значительно ухудшает его фильтрационные свойства в призабойной зоне.

2. Увеличение числа перфорационных отверстий может снизить прочность эксплуатационной колонны (их число обычно не превышает 40-50 на один погонный метр).

Забой скважины может быть оборудован металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами. Однако эти конструкции не нашли широкого применения в нефтяной и газовой промышленности.

К забойному скважинному оборудованию относятся:

1. Скважинные клапана-отсекатели различной конструкции и принципа действия, предназначенные для перекрытия ствола скважины в случае разгерметизации устья и опасности открытых фонтанов при отклонении параметров работы скважин от заданных и при возникновении пожаров.

2. Погруженные электродвигатели и насосы различной конструкции, используемые для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости.

3. Различные пакерующие устройства (пакера), предназначенные для разобщения пространств эксплуатационной колонны нефтяных и газовых скважин и защиты ее от воздействия продуктивного пласта в процессе эксплуатации скважины, а так же при проведении ремонтно-профилактических работ в них.

Конструкция скважин и оборудование их забоев

Устойчивость стенок ствола скважины за все время ее эксплуатации обеспечивается обсадными трубами. В зависимости от геологических условий в скважину может быть спущено на разные глубины несколько концентрически расположенных колонн труб: направляющая, кондуктор, технические колонны от 1 до 3. Последняя колонна спускаемых в скважину обсадных труб называется эксплуатационной. Применяемое оборудование для добычи нефти и подземного ремонта скважин позволяет использовать для эксплуатационной колонны обсадные трубы с диаметром от 219 до 114 мм и толщиной стенок 6-12 мм. Однако наиболее распространенным являются диаметры 168 и 146 мм. Оборудование забоя скважины в зависимости от геологической характеристики продуктивного пласта может быть выполнено по одному из четырех вариантов:

1) Если пласт сложен твердыми, хорошо сцементированными породами, то забой скважины обычно делают открытым, эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного горизонта и цементируют, а разбуренный потом интервал от кровли пласта до забоя оставляют не обсаженным . Такую конструкцию применяют при разбуривании месторождений в восточных районах страны, где продуктивные пласты сложены твердыми известняковыми породами.

2) Если продуктивный пласт состоит из рыхлых пород, частицы которых могут в процессе эксплуатации выносится потоком жидкости в скважину, ниже основной эксплуатационной колонны иногда спускают хвостовик-фильтр. Эксплуатационную колонну спускают как и в предыдущем случае, до кровли продуктивного пласта и цементируют. Затем скважину углубляют на всю мощность продуктивного горизонта и спускают в нее хвостовик-фильтр. Хвостовик имеет в верхней части воронкообразынй раструб -3, который сажается в специальное седло, находящееся у башмака обсадной колонны. Прорези – 4 в таких фильтрах имеют в поперечном сечении форму трапеции, обращенной узкой стороной наружу, чтобы отдельные песчинки, проникающие внутрь щель, не застревали в ней. Щели в зависимости от фракционного состава песка делают шириной от 0.75 до 3 мм. Опытным путем установлено, что устойчивый песчаный свод с наружной стороны щели образуется при ширине ее не более двойного диаметра песчинок. Для неотсортированного естественного песка сводообразующими будут зерна такого диаметра, при котором сумма более крупных фракций составляет около 10% от всей массы песка. По этому размеры и подбирают параметры щелевидных фильтров.

3) Применяется также конструкция скважины с фильтром, спущенном непосредственно на эксплуатационной колонне. Для цементирования затрубного пространства выше продуктивного пласта на наружной стороне труб на глубине, соответствующей кровле пласта, закрепляют железную воронку-манжету, плотно прилегающую к стенкам скважины. Над манжетой в трубах делают несколько отверстий для прохождения цементного раствора, из труб в затрубное пространство , а ниже устанавливают чугунный клапан, который после цементирования легко разбуривается. Последние 2 конструкции забойной части скважин применяют в условиях, когда в кровле и подошве продуктивного пласта отсутствуют водоносные пропластки. Вышеуказанные фильтры применяют в скважинах, пробуренных на однородный продуктивный пласт, т.е. не имеющий отдельных пропластков и глинистых перемычек. Такие условия в природе встречаются редко, поэтому и применение указанных фильтров ограничено.

4) В большинстве случаев применяют конструкцию забоя и фильтра при которой скважину бурят до проектной глубины. После спуска обсадных труб и их цементирования с подъемом цемента до нужной высоты для перекрытия верхних нефтяных, газовых и водяных горизонтов, а против продуктивной части пласта простреливают отверстия. Эта операция называется перфорацией. Конструкция низа скважины со сплошной цементной заливкой и перфорационными отверстиями в колонне наиболее распространены. При такой конструкции быстро и надежно разобщаются продуктивные водоносные и газоносные пласты. Однако, такая конструкция имеет недостатки. При цементировании колонны цементируется и пласт, что связано с ухудшением фильтрационных свойств призабойной зоны. Даже при значительном числе отверстий пласт будет сообщаться со скважиной на значительно меньшей площади, чем в скважинах с открытым забоем. Поэтому и приток нефти в скважину будет меньше. Очень большое число отверстий может уменьшить прочность самой колонны. Поэтому число отверстий обычно делают не более 40-50 на 1 метр и располагают по винтовой линии. Для этих работ применяют перфораторы – пулевые, торпедные, кумулятивные и пескоструйные. Перфораторы и торпеды спускают в скважину на одножильном бронированном или каротажном трехжильном кабеле.

Читайте также:

  
• Что значит отторцевать трубу
  
• Расстояние между двумя септиками
  
• Септик топас 8 инструкция по монтажу
  
• Поворотный механизм для трубы с фиксацией угла
  
• Строительство бассейна в кинешме