Подземный ремонт скважин учебник

Описана организация и система оперативного планирования текущего ремонта нефтяных скважин. Приведены технологические, организационные и экономические факторы, определяющие число и качество ремонтов. Предложена методика выбора скважин для планово-предупредительных ремонтов. Особое внимание уделено управлению качеством выполняемых работ и совершенствованию нормирования труда бригад текущего ремонта скважин. Приведены формы оперативной документации.

Для инженерно-технических работников, занимающихся организацией ремонта и ремонтом скважин

Рассматриваются вопросы основных видов ремонта нефтяных и газовых скважин в различных геолого-физических условиях. Материал преподносится не в постулирующей, а в доказательной форме. Предпринята попытка раскрытия механизма явлений, приводящих к осложнениям.

Рекомендуется для использования студентами специальностей 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» и 130602 «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов», а также студентами (бакалаврами и магистрами) по направлению 131000 «Нефтегазовое дело» и аспирантами нефтяных вузов и факультетов в качестве учебного пособия, так как монография составлена с учетом требований Федерального государственного образовательного стандарта высшего профессионального образования.

Монография рассчитана на широкий круг читателей и может быть полезна для научных и инженерно-технических работников нефтегазодобывающей промышленности.

Выполнение мероприятий по добыче нефти на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений в значительной степени сопряжено с ремонтом скважин. В 2006 г. количество таких ремонтов по отрасли составило порядка бОтыс. Растущая потребность в них, обусловленная изменяющимися условиями разработки нефтяных месторождений и складывающейся в связи с этим ситуацией по добыче нефти, ставит перед службой ремонта более сложные задачи, главной из которых является производство ремонтов скважин в сроки, обеспечивающие минимальные потери добычи нефти. Решение поставленной задачи требует не только эффективного использования имеющихся производственных мощностей службы капитального ремонта скважин (КРС), но и наращивания ее научно-производственного потенциала. В связи с этим проблема разработки прогрессивных методов технологии и технических средств, направленных на ускорение, повышение эффективности и качества капитального ремонта скважин, является актуальной.

Источник

Справочник мастера по капитальному ремонту скважин, Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., 1985

Справочник мастера по капитальному ремонту скважин, Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., 1985.

Изложены основные сведения по геологии нефтяных месторождений, физике нефтяного пласта, промыслово-геофизическим методам исследования скважин. Даны классификация капитальных ремонтов скважин, основные термины и определения. Описаны технологические схемы проведения ремонтно-изоляционных работ и обработок призабойных зон, а также сведения о материалах и реагентах для их выполнения, классификация, технические характеристики и правила эксплуатации оборудования, инструментов и различных приспособлений для капитального ремонта скважин.
Для мастеров капитального ремонта скважин.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ.
В практике эксплуатации нефтяных месторождений применяются фонтанный и механизированный способы добычи нефти. При фонтанном способе нефть поднимается на поверхность под действием пластовой энергии. Для фонтанирования скважин необходимо, чтобы пластовое давление было больше гидростатического давления жидкости (газожидкостной смеси или газа) в стволе скважины. Подъем жидкости за счет гидростатического напора происходит только до определенной глубины, где давление становится меньше давления насыщения. Тогда из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему ее на поверхность. Таким образом, в большинстве случаев скважины фонтанируют за счет энергии газа и гидростатического напора жидкости одновременно. Режим эксплуатации фонтанных скважин является оптимальным при наименьшем газовом факторе. Регулирование режима эксплуатации фонтанной скважины осуществляется созданием противодавления на ее устье или у башмака фонтанных труб (устьевой или забойный штуцеры).

При снижении пластового давления применяют механизированный способ добычи, включающий установки: скважинных штанговых насосов, центробежных электронасосов, компрессорные. Оборудование фонтанной скважины должно обеспечивать герметизацию и разобщение межтрубного пространства, спуск насосно-компрессорных труб (НКТ), направление продукции скважины в замерные установки и полное закрытие скважины. Это оборудование состоит из колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом. Колонную головку устанавливают при бурении скважины. С ее помощью укрепляют устье бурящейся скважины и подвешивают спущенные в нее обсадные колонны. При бурении, проведении ремонтных работ на колонной головке устанавливают противовыбросовое оборудование, при эксплуатации скважины — фонтанную арматуру.

По ГОСТу фонтанную арматуру изготавливают на рабочее давление. 7; 14; 21; 35; 70 и 105 МПа, ее техническая характеристика приведена в табл. 1. Фонтанную арматуру изготавливают по семи схемам, четыре из которых тройникового типа и три крестового. Арматура тройникового типа применяется на скважинах с невысокими устьевыми давлениями, в продукции которых имеются песок и другие механические примеси. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка служит для подвешивания колонны НКТ и проведения работ при освоении, эксплуатации и ремонте скважины.

ОГЛАВЛЕНИЕ
1.Оборудование для добычи нефти
Оборудование фонтанной скважины
Оборудование скважин, эксплуатирующихся установками скважинных штанговых насосов
Станки-качалки
Установка погружных центробежных электронасосов Установка погружных винтовых электронасосов
Оборудование для компрессорной эксплуатации скважин
Компрессоры
2.Оборудование и инструменты, применяемые при капитальном ремонте скважин
Подъемные сооружения — вышки и мачты
Подъемные механизмы — лебедки, подъемники, агрегаты
Талевая система
Инструмент для спуско-подъемных операция
Оборудование для вращения инструмента
Промывочные агрегаты и насосы
Цементировочные агрегаты
Насосные агрегаты
Цементосмесительные машины и агрегаты
Пескосмесительные агрегаты
Автоцистерны
Насосно-компрессорные трубы
Зарубежные насосно-компрессорные трубы
Бурильные трубы
Утяжеленные бурильные трубы
Ведущие бурильные трубы
Обсадные трубы
Забойные гидравлические двигатели
Долота
Ловильные инструменты
Пакеры
3.Исследование скважин
Оборудование для спуска скважинных приборов с целью исследования скважин
Промысловые исследования по определению интервалов негерметичности эксплуатационной колонны
4.Обработка призабойной зоны пластов
Солянокислотная обработка призабойной зоны
Приготовление раствора соляной кислоты
Виды кислотных обработок, условия и технология их применения Кислотные обработки скважин с терригенными коллекторами . Образование неорганических отложений нефтяных добывающих скважинах и методы его предупреждения
Механические методы обработки призабойной зоны
Тепловые методы обработки призабойных зон пластов Физические методы воздействия на продуктивные пласты
5.Капитальный ремонт скважин
Классификация капитального ремонта скважин
Ремонтно-изоляционные работы
Технология проведения ремонтно-изоляционных работ методом тампонирования
Установка цементных мостов в скважине
Ликвидация скважин
Особенности ремонта нагнетательных скважин
Зарезка второго ствола
Технология вскрытия «окна» и бурения
Ликвидация аварий
Методы и технология освоения скважин после ремонтно-изоляционных работ
Изоляционные (тампонажные) реагенты, применяемые при проведении РИР, их свойства
Жидкости для промывки и глушения скважин
Гидравлический расчет промывки
6.Данные по геологии
Понятие о породах-коллекторах
Проницаемость горных пород
Нефтеводонасыщенность горных пород
Состав и физические свойства нефти
Состав и свойства природных газов и газоконденсатов
Воды нефтяных и газовых месторождений
Давление в нефтяных и газовых месторождениях
Заканчивание скважин
7.Справочные данные.

Бесплатно скачать электронную книгу в удобном формате, смотреть и читать:
Скачать книгу Справочник мастера по капитальному ремонту скважин, Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., 1985 — fileskachat.com, быстрое и бесплатное скачивание.

Скачать pdf
Ниже можно купить эту книгу по лучшей цене со скидкой с доставкой по всей России. Купить эту книгу

Источник

Подземный ремонт скважин : [ Учебник для подготовки и повышения квалификации рабочих по подземному ремонту скважин ] / П.Н. Лаврушко

О произведении

Другие книги автора

Способ повышения дебита скважин Федеральный институт промышленной собственности, отделение ВПТБ

Сваб для буровых скважин Федеральный институт промышленной собственности, отделение ВПТБ

Способ проверки плотности пригонки клапана к седлу Федеральный институт промышленной собственности, отделение ВПТБ

Плунжер к глубокому насосу Федеральный институт промышленной собственности, отделение ВПТБ

Подземный ремонт скважин : [учебник] / П.Н. Лаврушко Сахалинская областная универсальная научная библиотека

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин / П.Н. Лаврушко, В.М. Муравьев Иркутская областная государственная универсальная научная библиотека им. И.И.Молчанова-Сибирского

Пожалуйста, авторизуйтесь

Ссылка скопирована в буфер обмена

Вы запросили доступ к охраняемому произведению.

Это издание охраняется авторским правом. Доступ к нему может быть предоставлен в помещении библиотек — участников НЭБ, имеющих электронный читальный зал НЭБ (ЭЧЗ).

В связи с тем что сейчас посещение читальных залов библиотек ограничено, документ доступен онлайн. Для чтения необходима авторизация через «Госуслуги».

Для получения доступа нажмите кнопку «Читать (ЕСИА)».

Если вы являетесь правообладателем этого документа, сообщите нам об этом. Заполните форму.

Источник

Подземный ремонт скважин учебник

Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

На главную страницу
Ю. М. Басарыгин
А. И. Булатов
Ю. М. Проселков
ТЕХНОЛОГИЯ
КАПИТАЛЬНОГО
И ПОДЗЕМНОГО
РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по высшему нефтегазовому образованию в качестве учебника для студентов, обучающихся по специальностям 090600 и 090800
УТ Краснодар
екая Кубань» 2002
УДК 622.323(075.8) ББК 33.36 Я 73 Б 27
Книга выпущена при содействии Кубанского государственного технологического университета
Рецензенты:
Кафедра нефтегазового промысла Кубанского государственного
технологического университета
д т.н. А. Р. Гарушев,
д т.н. А Т Кошелев
Басарыгин Ю. М.
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.
ISBN-5-7221-0522-8
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.
УДК 622.323(075.8) ББК 33.36 Я 73
©ЮМ Басарыгин, А. И. Булатов, ISBN-5-722T-0522-8 Ю. М Проселков, 2002 г.
ВВЕДЕНИЕ
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-компрессор-ных 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.
ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ
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 до-бывных 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 газоконден-сатных 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.
Способ бурения. В нашей стране бурение скважин осуществляется роторным способом и забойными двигателями. Для обеспечения эффективной работы долота при бурении глубо-
t -> / И ; ? f ? SN>\\\\\\\\VOv\\4 H N H i !J I g к -^ ! ‘ / / 5»r» / ^* ^ »? • , i 77 / V
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
ких 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 за-канчивания скважин является обеспечение условий эффектив-
ю
ного 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 реше-
п
ний 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:
1) коллектор однородный, прочный, перового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; близкорасположенные напорные водоносные (газоносные) горизонты и подошвенные воды отсутствуют;
2) коллектор однородный, прочный, перового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; у кровли пласта имеется газовая шапка или близкорасположенные напорные объекты;
3) коллектор неоднородный, перового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа, характеризующийся чередованием устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газосо-держащих пропластков с различными пластовыми давлениями;
4) 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 для однородного пласта не должны выходить за границы одного из следующих шести классов:
К > 1,0 мкм2; К = 0,5-8-1,0 мкм2; К = 0,1ч-0,5 мкм2; К = 0,05-0,1 мкм2; К = 0,01-8-0,05 мкм2; К = 0,001-0,01 мкм2.
Если пласт расчленен пропластками с изменяющейся (в каждом из шести классов) проницаемостью, имеет подошвен-
12
ные воды, газовые шапки или чередование газоводонефтена-сыщенных 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. Сар-кисовым 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 Рпл > 0,1 МПа/10 м; grad Рпл = 0,1 МПа/10 м; grad Рпл 2^(р§Н1(Г6-Рпл) + (рпл-р)1 (1.1)
где асж — предел прочности пород коллектора при одноосном сжатии (определяется экспериментально), МПа; Н — глубина залегания коллектора, м; рпл — пластовое давление, МПа; р — давление столба жидкости на забое скважины, МПа; g — ускорение силы тяжести, м/с2; р — средняя плотность вышележащих горных пород, кг/м3,
(L2)

р, — плотность горных пород 1-го пласта, кг/м3, h, — толщина 1-го пласта, м; п — число пластов; ^ — коэффициент бокового распора горных пород,
?=v/0-v) (1.3)
20
v — коэффициент Пуассона коллектора. 2. Жидкость нагнетается в пласт:
Се*-‘
(1.4)
где Р’ — забойное давление при нагнетании жидкости ‘ >р), МПа. 3. Движение жидкости отсутствует:
ас
(1.5.)
Таблица!! Средние значения коэффициентов Пуассона для некоторых горных пород
Порода Коэффициент Пуассона Порода Коэффициент Пуассона
Глины пластичные 0,41 Известняки 0,31
Глины плотные 0,30 Песчаники 0,30
Глинистые сланцы 0,25 Песчаные сланцы 0,25
В таблице 1.1 приведены значения v для основных горных пород.
Рассчитаем устойчивость стенки скважины с открытым забоем.
Примем, что извлечение жидкости из продуктивного песчаника, залегающего на глубине 1500 м, имеющего прочность при одноосном сжатии асж = 30 МПа и пластовое давление 15,5 МПа, предполагают вести при депрессии 2 МПа, а средняя плотность горных пород по разрезу скважины равна 2250 кг/м3.
При заданных условиях давление жидкости на забой в период эксплуатации
р = 15,5 — 2,0 = 13,5 МПа.
Из табл. 1.1 найдем v = 0,30, после чего по формуле 1.3
вычислим ?= 0,37(1-0,3) = 0,43.
Определим условие прочности стенок скважины по выражению 1.4
асж=ЗОМПа>2[0,43(10^-2250-9,8-1500-15,5) + + (15,5-13,5)] = 19,1 МПа.
21
Удовлетворение данного условия указывает на возможность эксплуатации скважины открытым забоем.
Затем сравнивают условия залегания продуктивного горизонта и его физико-механические свойства (см. приведенный выше пример).
При устойчивом и неустойчивом коллекторе, если grad рпл > 0,1 МПа/10 м, а собственно коллектор имеет поровую проницаемость Кп > 0,1 мкм2 или трещинную проницаемость Кт > 0,01 мкм2, применяют конструкцию открытого забоя, показанную на рис. 1.2, в.
Если коллектор обладает низкой поровой или трещинной
проницаемостью (Кп 0,1 МПа/10 м, то при устойчивом коллекторе применяют конструкцию забоя, представленную на рис. 1.2, б, а при неустойчивом коллекторе — конструкцию забоя, показанную на рис. 1.2, г.
При аномально низком пластовом давлении (grad рпл 0,1 МПа/10 м, Кп > 0,01 мкм2 или Кт > 0,01 мкм2 вскрытие продуктивного объекта осуществляют совместно с вышележащими отложениями, до забоя спускают эксплуатационную колонну, оборудованную в нижней части фильтром, и скважину цементируют с подъемом там-понажного раствора от кровли продуктивного пласта, для чего используют пакеры типа ПДМ конструкции ВНИИБТ.
Технология создания конструкции забоя (см. рис. 1.2, г) идентична таковой при заканчивании скважины с конструкцией забоя, показанной на рис. 1.2, б. Дополнением ее является перекрытие неустойчивого порово-трещинного коллектора хвостовиком-фильтром. В случае, если кровля продуктивного объек-
22
та сложена неустойчивыми породами и не перекрыта эксплуатационной колонной, при установке хвостовика-фильтра используют заколонные пакеры ВНИИБТ, ТатНИПИнефти и другие, располагаемые в неперфорированной его части у кровли продуктивного горизонта и в башмаке эксплуатационной колонны с целью предупредить обрушения стенок скважины и зашламления открытого ствола.
1.3.1. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЯ СМЕШАННОГО ВИДА
Конструкции забоя смешанного вида используются в однородном коллекторе перового, трещинного, тре-щинно-порового или порово-трещинного типа; при наличии близкорасположенных напорных горизонтов или газовой шапки у кровли пласта, а также низких значениях поровой или трещинной проницаемости пород (соответственно Кп 0,1 мкм2 или Кт > 0,01 мкм2), а также для обеспечения совместной, раздельной или совместно-раздельной эксплуатации объектов.
При выборе конструкции закрытого забоя (см. рис. 1.2, а) устанавливают соответствие условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта общепринятым положениям.
Расчет основных элементов конструкции закрытого забоя производится в соответствии с действующими руководящими документами.
При заканчивании скважины с конструкцией забоя, показанного на рис. 1.2,а, 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.
1.3.3. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЯ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ВЫНОСА ПЕСКА
Эта конструкция забоев применяется для предотвращения выноса песка в слабосцементированном коллекторе, представленном мелко-, средне- и крупнозернистыми песчаниками и характеризующемся разрушением призабой-ной зоны пласта и выносом песка при эксплуатации скважины, а также при раздельном способе эксплуатации продуктивного объекта.
Допустимую депрессию на слабосцементированный пласт в конструкции забоя, показанной на рис. 1.2, ж, определяют из выражения
cercth — Др
с ц1п(Кг/гс)
где Qc — дебит скважины, м3/с; k — коэффициент проницаемости пласта в зоне дренирования, м2; h — эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; рпл — давление в пласте на контуре питания скважины, Па; р3 — давление в скважине в интервале продуктивного пласта (забойное давление), Па; Ар — разность давлений, под действием которой пластовая жидкость продвигается к забою скважины (депрессия на пласт), Па; Ц — динамическая вязкость жидкости, Па. с; гс — радиус скважины (по долоту), м.
Гидродинамически совершенной считается скважина, размещенная в центре кругового пласта с радиусом RK, свойства которого изотопны во всех направлениях. При этом жидкость поступает к открытому забою и является однофазной и несжимаемой. Из рис. 1.8 видим, что в гидродинамически совершенной скважине основная доля перепада давления сосредоточена в зоне пласта непосредственно вокруг ствола скважины. Так, если приток осуществляется от контура питания, находящегося на расстоянии 300 м, до стенки скважины радиусом 0, 1 м, то половина всего перепада давления расходуется на про-
27
трещинный или трещинно-поровый
поровый или порово-трещинный
близкорасположенные напорные горизонты и подошвенные воды отсутствуют
близкорасположенные напорные горизонты или газовая шапка у кровли пласта имеются
| раздельный | способ эксплуатации | раздельный
( забой открытый J | забой смешанного вида j
| слабосцементированный
к„,>0,1 иликт>0,01
0,1 или к, 0,1 10м
1

gradp™; 0,1 ^ gradpn, 0, или] К„ 0,01 Кг л ;
1 ^ ] \ 2 ‘ > [ > ‘.1 1
1.7. Схема выбора конструкции забоя скважин

Яш
I
• /••.•3 :•. •. •:’.••
IK
Рис. 1.8. Схема притока в гидродинамически совершенную (а) » гидродинамически несовершенную скважину по качеству (б), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного пласта
движение жидкости в пористом пространстве только в зоне 5,5 м вокруг скважины. Следовательно, призабойная зона играет решающую роль в притоке жидкости к скважине.
Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока в гидродинамически совершенную скважину тем, что в призабойной зоне и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и сгущения линий токов. Выделяют три типа гидродинамического несовершенства скважин:
1) по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю его толщину;
2) по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные каналы;
3) по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой сферы в призабойной зоне уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта.
Известно, что в общем случае в пласте вокруг скважины образуются две зоны с измененной проницаемостью — зона проникновения фильтрата радиусом R3n и зона кольматации радиусом гк (рис. 1.9). Такую скважину называют несовершенной по качеству вскрытия пласта.
Обозначим давление на радиусе R3 п через р2 и на радиусе кольматации гк через pt и примем, что приток идет от контура
29
rc
-«—*
1
Рис. 1.9. Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением:
1 — стенка скважины, 2 — глинистая корка, 3 — зона кольматации, 4 — зона проникновения фильтрата бурового раствора, k, k,, k2 — проницаемость соответственно природная, в зоне кольматации и в зоне проникновения фильтрата
питания R,^ к скважине с воображаемым радиусом R3n. Согласно формуле 1.9 дебит ее будет равен:
(1.10)
nln(RK/R3n)
Аналогично для движения жидкости в зоне проникнове-
(1.11)
и для движения жидкости через зону кольматации
= М]МР_2_1Рв)
(1-12)
Исходя из условия неразрывности поток», когда Qc=Q3n =Q3K и, сравнив их, получим:
30
2лкп(Рпл-Рв) . (U
ИЛИ
——-2якЬ(Рпл-Рв)———
*
( ^ЗП k2 ,_ • -,
Отношения — = (3] и — = р показывают, насколько про-kj k2
ницаемости зон проникновения и кольматации ухудшены по сравнению с природной. В нефтегазовой практике дополнительные фильтрационные сопротивления за счет изменения проницаемости породы в призабойной зоне называют скин-эффектом S.
Тогда формула 1.14 может быть приведена к следующему виду:
_2яЫ1(Рш1-рв) УФ , R v (1.15)
г.
где S5 = S, +S2 , т. е. скин-эффект за счет бурения состоит из суммы скин-эффектов в обеих призабойных зонах — кольматации и проникновения фильтрата.
Из формул 1.14 и 1.15 получается, что
Г»‘ (1-16)
‘к ‘с Jc
Если зона кольматации отсутствует, т. е. гк = гс, то формула 1-16 принимает вид:
31
И наоборот, если применяют принудительную кольматацию, в результате которой невозможна фильтрация в пласт, то
л
(1 18)
Для оценки влияния глубины и степени загрязнения приза-бойной зоны на добывающие возможности скважины, несовершенной по качеству вскрытия продуктивного пласта бурением, вводится коэффициент гидродинамического совершенства

Тогда
ф:
InRK/rc _’ In—^ + 8Х
(1.19)
В этой формуле числитель характеризует величину основных фильтрационных сопротивлений, возникающих при плоскорадиальной фильтрации от радиуса контура питания скважины до ее забоя. При равномерной сетке расположения скважин с расстоянием между ними 600 м и при радиусе скважины по долоту 0,1 м значение числителя равно 8. На рис. 1.10 и 1.11 изображено, как изменяется коэффициент гидродинамического совершенства скважины в зависимости от параметров зоны кольматации и зоны проникновения. При этом если проницаемость пористой среды в зоне кольматации размером 5 см ухудшена в 20 раз, то скважина будет работать только на 51% своих потенциальных возможностей, а если в 100 раз (что возможно), то на 18%.
Как было отмечено ранее, скважина, имеющая перфорированный забой, называется несовершенной по характеру вскрытия продуктивного пласта. Если продуктивный пласт
О
0,05
Рис. 1.10. Влияние параметров зоны кольматации на коэффициент гидродинамического совершенства скважины при Р, = 1. Шифр кривых — степень снижения проницаемости (32 .
32
9 R,n,M
Рис. 1.11. Влияние параметров зоны проникновения фильтрата на коэффициент гидродинамического совершенства скважины при Р2 = 1. Шифр кривых — степень снижения проницаемости р ( .
вскрыт бурением не на всю его толщину, то такая скважина несовершенна по степени вскрытия пласта. В обоих случаях фактический дебит при общих одинаковых условиях будет меньше дебита скважины с открытым забоем из-за возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений, вызываемых искривлением и сгущением линий токов жидкости и газа в околоскважинной зоне пласта и на стенке скважины, вернее на границе скважина — пласт. Сгущение токов, в свою очередь, обусловлено тем, что уменьшилась площадь поверхности скважины, граничащая с пластом, по сравнению со случаем открытого забоя скважины, который вскрыл бы продуктивный пласт на всю его толщину.
Таким образом, несовершенное по степени и характеру вскрытие продуктивного пласта характеризуется коэффициентом гидродинамического несовершенства:
In
R
На главную страницу

Источник