Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин


Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Книга

Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

Рецензенты:

Кафедра нефтегазового промысла Кубанского государственного

технологического университета

д.т.н. А.Р. Гарушев;

д.т.н. А.Т. Кошелев.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ

ПРИЗАБОЙНАЯ ЗОНА ПЛАСТА

КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЕВ СКВАЖИН

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ НЕСОВЕРШЕНСТВО СКВАЖИН

ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПЛАСТА ВОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЕ

ДВИЖЕНИЕ ЖИДКОСТИ И ГАЗА В СИСТЕМЕ «ПЛАСТ--СКВАЖИНА»

ВИДЫ РЕМОНТОВ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

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

ПРИРОДА НАРУШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВПЛАСТА

ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЮ ПЗП

ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ

ПЕНЫ

ГЛУШЕНИЕ И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ КОНЦЕНТРИРОВАННЫХ МЕЛОВЫХ СУСПЕНЗИЙ

3. УДАЛЕНИЕ ЖИДКОСТИ ИЗ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

3.1. ТЕХНОЛОГИЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИНЫ С ПОМОЩЬЮ

ПЕНООБРАЗУЮЩИХ ВЕЩЕСТВ

ТЕХНОЛОГИЯ УДАЛЕНИЯ ИЗ СКВАЖИН ВЫСОКОМИНЕРАЛИЗОВАННОЙ ЖИДКОСТИ С БОЛЬШИМ СОДЕРЖАНИЕМ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

УДАЛЕНИЕ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ДИСПЕРГИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

4. УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

НАЗНАЧЕНИЕ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ И ТРЕБОВАНИЯ К НИМ НД

ОСОБЕННОСТИ ВЫБОРА РЕЦЕПТУРЫ И ПРИГОТОВЛЕНИЯЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА ДЛЯ УСТАНОВКИ МОСТОВ

РАЗРУШЕНИЕ ЗАСТОЙНЫХ ЗОН ПОПЕРЕЧНЫМ РАСХАЖИВА- 126НИЕМ КОЛОННЫ ТРУБ

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ УСТАНОВКИ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ОПЕРАЦИЙ ПО УСТАНОВКЕ ЦЕМЕНТНЫХМОСТОВ

5. РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ

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

ТАМПОНАЖНЫЕ РАБОТЫ ПРИ РЕМОНТЕ КРЕПИ СКВАЖИН

ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАКЕРОВ И ЯКОРЕЙ К НИМ

ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ РАБОТЫ ПРИ РИР

РИР ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ПЛАСТОВЫХФЛЮИДОВ

ИЗОЛЯЦИЯ ЧУЖДЫХ ВОД (ГАЗА)

НАРАЩИВАНИЕ ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА ЗА КОЛОННОЙ (КР1-4)

УСТРАНЕНИЕ КЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ЛИКВИДАЦИЯ КАНАЛОВ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ В СТЫКОВОЧНЫХУСТРОЙСТВАХ И МУФТАХ СТУПЕНЧАТОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ 200

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

6. РЕМОНТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ВИДЫ И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

СПОСОБЫ И СРЕДСТВА ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИОБСАДНЫХ КОЛОНН

ДИАГНОСТИКА СОСТОЯНИЯ КРЕПИ СКВАЖИН

ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН СТАЛЬНЫМИПЛАСТЫРЯМИ

СМЕНА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

УВЕЛИЧЕНИЕ ДОЛГОВЕЧНОСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПРИ ЕЕ ПРОВОРАЧИВАНИИ

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

7. ОТЛОЖЕНИЯ МИНЕРАЛЬНЫХ СОЛЕЙ В СКВАЖИНАХ, СПОСОБЫ

ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ

7.1. МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ОТЛОЖЕНИЯСОЛЕЙ НА СТЕНКАХ ТРУБ

7.2. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УДАЛЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ

ИЗ НКТ

ПРИМЕНЕНИЕ ПОКРЫТИЙ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ НА ТРУБАХ

МАГНИТНЫЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ СОЛЕЙ

8. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АСПО И ГИДРАТООБРАЗОВАНИЙ

УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ И ПРОФИЛАКТИКА АСПО

РАСЧЕТ РАДИУСА ПАРАФИНОВОЙ КОЛЬМАТАЦИИ ПЗП

МЕХАНИЧЕСКИЕ СПОСОБЫ УДАЛЕНИЯ АСПО ИЗ СКВАЖИНЫ

МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ФОРМИРОВАНИЯ АСПО В ПЗП

ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ УДАЛЕНИЯ АСПО ИЗ ТРУБОПРОВОДОВ

И ПЗП

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОЧИСТКИ ПЗП ОТ АСПО

ИНГИБИРОВАНИЕ КАК МЕТОД ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ И СНИЖЕНИЯ СКОРОСТИ НАКОПЛЕНИЯ АСПО

СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПОКРЫТИЯ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБ ДЛЯ УМЕНЬШЕНИЯ ИНТЕНСИВНОСТИ АСПО

ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЗП

ПРИМЕНЕНИЕ МАГНИТНЫХ ПОЛЕЙ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ И БОРЬБА

С НИМ

9. ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ И БОРЬБА С НИМИ

УСЛОВИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ И ОБРАЗОВАНИЯ ПЕСЧАНЫХПРОБОК В СКВАЖИНАХ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ В СКВАЖИНАХ

УДАЛЕНИЕ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК ИЗ СКВАЖИН

СОЗДАНИЕ ГРАВИЙНЫХ ФИЛЬТРОВ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИСКВАЖИН

МЕТОДЫ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН

10. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ОГРАНИЧЕНИЕ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН

ПРИЧИНЫ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ

МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ГАЗОИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ

ОГРАНИЧЕНИЕ ВОДОПРИТОКОВ СОСТАВАМИ АКОР

11. ЗАБУРИВАНИЕ НОВЫХ СТВОЛОВ КАК СПОСОБ РЕМОНТА СУЩЕСТВУЮЩИХ СКВАЖИН

ТЕХНОЛОГИЯ ЗАРЕЗКИ ВТОРЫХ СТВОЛОВ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНОГО МОСТА

СПУСК И КРЕПЛЕНИЕ КЛИНА-ОТКЛОНИТЕЛЯ В КОЛОННЕ

СПУСК РАЙБЕРА И ВЫРЕЗКА ОКНА В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙКОЛОННЕ

ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ И КРЕПЛЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛАСКВАЖИНЫ

ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПУТЕМЗАРЕЗКИ ВТОРОГО СТВОЛА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПЕНЫ

12. ЛОВИЛЬНЫЕ РАБОТЫ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ

ПЕЧАТЬ

ТРУБОЛОВКА

МЕТЧИКИ

КОЛОКОЛА ЛОВИЛЬНЫЕ

ЛОВИТЕЛЬ ДЛЯ ЛОВЛИ ТРУБ В СКВАЖИНЕ

ЕРШИ И УДОЧКИ

ЯСС МЕХАНИЧЕСКИЙ

ФРЕЗЕРЫ И РАЙБЕРЫ

ВЫРЕЗКА ТРУБ

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

13. ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕСКОЛЬКИХ

ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ

14. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТОВ

ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН

ЕПЛОВЫЕ ОБРАБОТКИ ПЗП

15. ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

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

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-компрессорных труб, прихват погружных насосов, повреждение или разгерметизация обсадной колонны и др.). Для их ликвидации необходимо проводить специальные подземные аварийные работы.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1. Подготовка скважин к эксплуатаци

1.1 ПРИЗАБОЙНАЯ ЗОНА ПЛАСТА

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

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

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

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

1.2 КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

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

К основным требованиям относятся:

- правильно выбранный диаметр каждой колонны;

- надлежащая прочность и герметичность спущенных в скважину обсадных колонн;

- минимальный расход металла на 1 м глубины скважины;

- возможность применения любого из существующих способов эксплуатации скважины;

- возможность возврата для эксплуатации перекрытых колоннами вышележащих продуктивных пластов;

- возможность проведения ремонтных работ при бурении и эксплуатации скважин;

- герметичность зацементированного пространства;

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

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

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

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

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

- обязательный учет условий вскрытия и разбуривания продуктивного объекта.

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

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

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

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

Рассмотрим влияние некоторых перечисленных факторов на подбор рациональной конструкции скважины.

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

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

б) проницаемость пород и пластовые (поровые) давления;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 1.1. Типы конструкций эксплуатационных колонн:

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

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

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

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

1.3 КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЕВ СКВАЖИН

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

К > 1,0 мкм2;

К = 0,5 1,0 мкм2;

К = 0,1 0,5 мкм2;

К = 0,05 0,1 мкм2;

К = 0,01 0,05 мкм2;

К = 0,001 0,01 мкм2.

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

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

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

Пласт является высокопроницаемым, если значения коэффициента поровой (Кп) или трещинной (Кт) проницаемости соответственно более 0,1 и 0,01 мкм2.

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

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

Для оценки среднего размера зерен песка пласта используется формула:

,

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

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

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

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

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

Рис. 1.2. Типы конструкций забоев скважин:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 1.4. Конструкции забоев верхнемеловых скважин месторождений Чечни.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 1.5. Конструкции забоев скважин на Салымском месторождении:

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

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

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

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

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

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

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

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

1. Из пласта извлекается жидкость или газ:

(1.1)

где - 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; с - средняя плотность вышележащих горных пород, кг/м3,

(1.2)

сi - плотность горных пород i-го пласта, кг/м3; hi - толщина i-го пласта, м; n - число пластов; - коэффициент бокового распора горных пород,

(1.3)

- коэффициент Пуассона коллектора.

2. Жидкость нагнетается в пласт:

(1.4)

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

3. Движение жидкости отсутствует:

(1.5)

В таблице 1.1 приведены значения для основных горных пород.

Таблица 1.1

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

Рассчитаем устойчивость стенки скважины с открытым забоем.

Примем, что извлечение жидкости из продуктивного песчаника, залегающего на глубине 1500 м, имеющего прочность при одноосном сжатии = 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

Из табл. 1.1 найдем = 0,30, после чего по формуле 1.3 вычислим = 0,3/(1 - 0,3) = 0,43.

Определим условие прочности стенок скважины по выражению 1.4

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 , а собственно коллектор имеет поровую проницаемость 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 < 0,01 мкм2, Кт < 0,01 мкм2), а , 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 () независимо от величины проницаемости пород продуктивного объекта при устойчивом коллекторе применяют конструкцию забоя вида рис. 1.2, б; при неустойчивом коллекторе - конструкцию забоя вида рис. 1.2, г.

При создании конструкции забоя вида рис. 1.2, б до кровли продуктивного пласта спускают и цементируют эксплуатационную колонну, а вскрытие объекта производят с учетом пластового давления, поровой и трещинной проницаемости коллектора. При , 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

(1.6)

где с - сила сцепления горных пород, МПа; Rк - радиус контура питания, принимаемый равным половине расстояния до ближней эксплуатационной скважины, м; rс - радиус скважины, К - проницаемость, мкм2; -- коэффициент прочности поровых каналов.

(1.7)

mэ - эффективная пористость; mп - полная пористость.

Значение параметра с слабосцементированных пород колеблется в пределах 0,2 - 1,4 МПа. Среднее значение параметра с = 0,5 - 1,0 МПа.

Примем rс = 0,1 м, Rк = 200 м, К = 0,2 мкм2, mэ = 24 %, mп = 26%, с = 1 МПа.

Допустимая депрессия на пласт составит

Ширину щелей забойного фильтра выбирают по условию

(1.8)

где d1, d2 - соответственно размеры наиболее мелких и наиболее крупных зерен пластового песка, мм.

Применяют и 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 составляет не ниже 6 МПа, а после вымывания из него соли 3,5 - 5,0 МПа; соответственно проницаемость камня равна 0,12 - 0,20 и 1 - 5 мкм2. Вымывание солевого наполнителя осуществляют при прокачивании через искусственный фильтр водных растворов ПАВ с концентрацией 0,5 - 1,0% из расчета 1 - 2 м3 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 производят в следующем порядке. Устанавливают соответствие условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта. Определяют средний фракционный состав пластового песка по следующей схеме. Просушивают в сушильном шкафу до постоянного значения пробу песка массой 1,2 - 1,5 кг, из которой отбирают 1 кг песка и производят его рассев на ситах с размером ячеек 1,2, 0,6, 0,3 и 0,15 мм, фиксируя при этом частные и полные остатки на ситах. Результаты рассева вносятся в табл. 1.2 аналогично тому, как показано в приводимом ниже примере.

Определяют средний размер песка:

Песок является мелкозернистым.

Таблица 1.2.

Результаты рассева песка

Размеры ячеек сит, мм

Частные остатки на ситах

Полные остатки на ситах, %

часть

%

1,2

0,6

0,3

0,15

< 0,15

25

25

50

400

500

2,5

2,5

5

40

50

2,5

5

10

50

-

В скважинах со средне- и крупнозернистыми песчаниками используют конструкцию забоя вида рис. 1.2, ж. В скважинах с мелкозернистым песчаником применяют только конструкцию забоя вида рис. 1.2, з, которая может быть использована в скважинах со средне- и крупнозернистыми песчаниками.

Конструкция забоя вида рис. 1.2, ж включает зацементированную эксплуатационную колонну и забойный фильтр (щелевой, с проволочной обмоткой, металлокерамический, титановый), установленный в интервале перфорации.

Конструкция забоя вида 1.2, з отличается от предыдущей конструкции 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 сут., проверяют приемистость пласта и заканчивают на поглощение тампонажный состав Контарен-2. Предельно допустимая депрессия на пласт после крепления призабойной зоны составом Контарен-2 не должна превышать 3 МПа.

Общая схема выбора конструкции забоя скважины для различных типов коллекторов с учетом влияния основных факторов приведена на рис. 1.7.

1.4 ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ НЕСОВЕРШЕНСТВО СКВАЖИН

Известно, что приток жидкости к забою гидродинамически совершенной скважины описывается уравнением Дюпюи:

(1.9)

где Qс - 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; рз - давление в скважине в интервале продуктивного пласта (забойное давление), Па; р - разность давлений, под действием которой пластовая жидкость продвигается к забою скважины (депрессия на пласт), Па; - динамическая вязкость жидкости, Па·с; rс - радиус скважины (по долоту), м.

...

revolution.allbest.ru

Капитальный подземный ремонт нефтяных и газовых скважин. Том 1

Том 1

Автор(ы):Булатов А.И., Савенок О.В.

Издание:Издательский Дом Юг, Краснодар, 2012 г., 540 стр., УДК: 622.279.7, ISBN: 978-5-91718-160-8

Язык(и)Русский

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.

ТематикаГорючие полезные ископаемые, Бурение

СкачатьВсе права на материалы принадлежат исключительно их авторам или законным правообладателям. Все материалы предоставляются исключительно для ознакомления. Подробнее об авторских правах читайте здесь!

www.geokniga.org

Особенности текущего и капитального ремонта нефтяных скважин (адаптировано)

Длительная эксплуатация [operation] нефтяных или газовых скважин [oil or gas wells] приводит к тому, что периодически их требуется ремонтировать. При ремонте [maintenance] может потребоваться замена НКТ [tubing] или спуско-подъемного оборудования [hoisting equipment], прочистка [cleaning] обвалившихся элементов ствола [borehole caving], промывка [cleanout] и ряд других процедур. Чаще всего работы проводятся под землей, и их классифицируют на текущий и капитальный ремонт скважин [well servicing and workover]. В первом случае они проводятся в плановом порядке [scheduled]: они могут касаться очистки всего ствола или отдельных элементов, внесения изменений в режим функционирования [operating conditions] и т.д. Капитальный ремонт подразумевает масштабную замену оборудования [replacement of equipment], устранение серьезных неисправностей [major faults repair], углубление или расширение ствола [borehole deepening or enlargement], а также вторичное бурение [secondary drilling].

Для текущего и капитального ремонта нефтяной скважины используется профессиональное оборудование, а перед ремонтом необходимо подготовить к спуско-подъемным работам [tripping], провести исследование ствола и забоя [borehole and bottomhole survey], а также прилегающих пластов [adjacent formations] на предмет давления [pressure], наличия инородных предметов [fish], воды и другие параметры. При ремонте, вне зависимости от того, текущий он или капитальный, важно соблюдать технику безопасности [follow safety rules], а также природоохранные нормативы [environmental regulations].

Особенности ремонта

Подготовительный этап перед текущим или капитальным ремонтом скважины должен включать в себя работы, которые обеспечивают безопасность дальнейших действий и позволяют без помех провести последующую прочистку [cleaning] или замену агрегатов [replacement of units]. Прежде всего при необходимости скважина должна быть заглушена [killed], а затем на объект перемещается бригада по обслуживанию и ремонту [workover crew] вместе с оборудованием. Среди работ на подготовительном этапе [preparation works] перед текущим или капитальным ремонтом выделяют следующие действия:

  • Сбор документации: схемы строительства скважины [well construction designs], схемы оборудования [equipment layouts], параметров извлекаемого вещества [characteristics of recovered fluid], особенности эксплуатации [operating environment] и т.д.
  • Проверка [fault detection] и восстановление функциональности [restoration of functions] подъемного оборудования [hoisting equipment]; если его потребуется заменить, чаще всего нужно демонтировать [remove] его. Тем не менее, несложные поломки [minor faults] или очистка [cleaning] производится непосредственно на месте.
  • Подбор инструментов, который осуществляется, исходя из параметров конкретной скважины, типа предстоящих ремонтных работ, конструкцией НКТ.
  • Промывка ствола [borehole cleaning], перед чем необходимо установить, что газ и нефть не выделяются [there is no influx] в процессе; демонтаж оборудования расположенного в устье [removal of wellhead equipment].
  • Визуальная проверка [visual inspection] состояния труб [pipes], установка колец [collars] в местах соединений [connection points]. Спуск и поднятие труб [tripping] осуществляется плавно, чтобы конструкция не была повреждена; извлеченные трубы укладываются на специально оборудованные стеллажи [pipe racks].

Если труба сделана из различных труб, соединенных между собой последовательно [in series], то требуется зафиксировать показатели их длины и записать. Соединение производится посредством патрубков [connecting pipes], которые были изготовлены для трубы в заводских условиях [prefabricated].

Текущий ремонт

Текущим ремонтом называются работы по восстановлению рабочего состояния [restoration to working order] техники и инструментов [equipment and tools], смена режима работы [mode of operation] (интенсивность [rate of production], особенности добычи [production features] и т.д.), а также очистные действия [cleaning] различных уровней скважины от наслоившихся отложений [scale], которые появляются там спустя несколько лет эксплуатации. Также к техническому текущему ремонту относится очистка самого оборудования. Все текущие манипуляции [current operations] со скважиной делятся на профилактические действия [preventive measures] и работы по восстановлению работоспособности [restoration to working order].

В первом случае ремонт позволяет избежать таких рисков, как уменьшение объема ценных ресурсов [valuable resources], извлекаемых [recovered] в процессе, разрушение ствола [borehole collapse], обводнение [water influx], засорение [junking] и другие неприятные последствия. Периодичность проведения ремонтов [service schedule] напрямую зависит от параметров эксплуатации [operational data], и компания, которая занимается разработкой месторождений нефти [oil field development company], проводит профилактические работы [preventive measures] регулярно. К запланированным текущим работам относятся следующие виды действий:

  • Очистка от песчаных засоров [sand washing] при помощи промывания, механическим путем [mechanical washing] или специальной желонкой [bailer].

  • Замена отдельных элементов насоса [pump parts] или всей насосной станции [pumping station].
  • Устранение неисправностей труб [pipe defects], а также их замена.
  • Замена вышедших из строя [broken] штанг и опор [rods and legs].
  • Изменения в параметрах опускания НКТ [parameters of tubing lowering].
  • Замена, текущий ремонт или очистка песчаного якоря [sand anchor].

Во втором случае исправлению подлежит внезапно произошедшая авария [sudden breakdown], вышедшее из строя оборудование, поврежденные в ходе ошибок в эксплуатации инструменты, трубы и т.д. Такие неисправности возникают непреднамеренно [uintentionally] и вне графика [unscheduled], поэтому здесь необходима экстренная помощь [emergency repair] специалистов.

Капитальный ремонт скважин

К действиям по капитальному ремонту скважин относятся такие манипуляции, как восстановление колонны [repair of tubing string], замена колец [collars] или их починка, работы над восстановлением функциональности забоя [bottomhole recovery], исправление последствий крупных аварийных ситуаций (обрушение [caving—in], засыпание [sloughing]), создание новых ответвлений [sidetracking] или параллельно идущих стволов [drilling of parallel holes]. К ним относят следующие виды действий:

  • Изоляция определенных слоев [sealing off of formations], если того требует функциональность [well operation] скважины.
  • Отключение оборудования [equipment shutdown] и его полное извлечение на поверхность [pulling out of hole] с целью временного или постоянного прекращения эксплуатации месторождения [shutdown of production on the field].
  • Капитальный ремонт ствола [borehole workover], создание второй колонны [second drillsrting] или починка труб НКТ на предмет герметичности [restoration of tubing integrity].
  • Воздействия с помощью химии или физических действий [chemical and physical treatment] на пласты призабойной части [bottomhole formation zone].
  • Ловильные работы [fishing].
  • Уничтожение скважины [well abandonment], которое может быть инициировано из-за ее полной потери эффективности [loss of well efficiency], сворачивания производства [shutdown of production] или иных причин.

При капитальном ремонте скважины достаточно часто приходится осуществлять ловильные манипуляции [fishing jobs]. Потребность в них появляется в случае, если в процессе эксплуатации подземные элементы оборудования [pieces of downhole equipment] обрываются и падают вниз [break off and fall down]; это не только приводит к повреждению ствола [cause borehole instability], но и не дает производить дальнейшую эксплуатацию скважины.

Алгоритм ловильных работ следующий:

  • Глушение скважины [well killing] перед капитальными ремонтными работами.
  • Спуск специального диагностического оборудования [diagnostic devices] (печать [impression block]), с помощью которого устанавливается характер обрыва [form of failure] и расположение [position] неисправных элементов.
  • Подбор приспособления [tool], которое будет применено для ловильных работ. Среди таких предметов может быть труболовочное оборудование [pipe fishing tools], крюки [hooks], колокола [die collars], овершоты [overshots] или приспособления типа «паук» [junk baskets].
  • С помощью выбранного устройства, которое опускается в ствол скважины, осуществляется захват элемента, который был оторван [to catch the fish]. Извлечение не всегда помогает очистить ее, поэтому в комплексе с устройствами применяется гидравлическая техника [hydraulic tools].
  • Если же извлечь оборудование невозможно (это происходит из-за его большого веса, расклинивания [wedging] в стволе или сложности захвата [inability to catch]), то приходится бурить новый ствол. Старую скважину при этом необходимо ликвидировать [abandon].

Fishing

Overshot

Magnet

Junk basket

Pipe spear

Разновидности ремонтных работ и современные методики

Чаще всего текущий или капитальный ремонты производятся посредством применения НКТ. Тем не менее, в современной сфере обслуживания скважин широко используется новое оснащение. Чаще всего его выбирают для капитальных разновидностей работ. С его помощью можно выполнить следующие действия:

  • Канатные действия [wireline works].
  • Способы, при которых применяются тросы [lines].
  • Методики с гибкими трубами [coiled tubing].
  • Способы, сочетающие применение шлангов и веревок [hoses and ropes].
  • Способы, сочетающие применение шлангов и кабелей [hoses and cables].
  • Метод, в основе которого лежит использование канатов [wirelines] для отправки специальных желонок [bailer] на забой в скважине или на участок, который ранее был изолирован. Благодаря новому оборудованию становится возможным доставка тампонирующих видов средств [plugging materials], химических веществ [chemicals], в том числе взрывчатых компонентов [explosives] и готовых смесей [explosive mixtures], снарядов [projectiles], а также монтаж оборудования для стрельбы [shooting equipment] взрывчатыми веществами.
  • Спуск механических разновидностей желонок при помощи канатов. Для работы такого оборудования важно найти точку опоры [point of support] на дне забоя.

Подобные методы не могут целиком заменить применение НКТ, однако они уменьшают стоимость ремонта в ряде случаев. Их применение позволяет существенно облегчить процесс ремонта, а также снизить затраты по времени на него. Оптимально использование канатного и кабельного оборудования [wireline and cable equipment] в сочетании с традиционными методами ремонта скважин.

Оригинал статьи

blog.tran.su

Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин

Автор(ы):Амиров А.Д., Джафаров А.А., Карапетов К.А., Лемберанский Ф.Д., Яшин А.С.

Издание:Недра, Москва, 1979 г., 309 стр., УДК: [622.248.3+622.276.5] (035)

Язык(и)Русский

В справочной книге по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин приведены основные сведения про оборудованию, инструменту и приспособлениям, применямым при спуско-подъемных операциях, цементировании скважин, изоляции посторонних вод, ловильных и других работах; описаны основные технологические процессы при текущем и капитальном ремонте скважин, дано описание процессов восстановления бездействующих скважин методом зарезки и бурения второго ствола.

Книга предназначена для производственно-технических работников цехов по текущему и капитальному ремонту скважин

СкачатьВсе права на материалы принадлежат исключительно их авторам или законным правообладателям. Все материалы предоставляются исключительно для ознакомления. Подробнее об авторских правах читайте здесь!

www.geokniga.org


Смотрите также