- •Глава 1
- •1.2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
- •1.3. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ПО ТЕОРИИ ФИЛЬТРАЦИИ
- •Глава 2
- •2.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ БУРЕНИЕ И ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
- •2.4. ИЗМЕНЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА.
- •БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН
- •2.5. ГОРИЗОНТАЛЬНОЕ БУРЕНИЕ
- •Глава 3
- •КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН
- •3.1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН
- •3.2. ТИПЫ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН, ПРИМЕНЯЕМЫХ В НЕКОТОРЫХ РЕГИОНАХ
- •3.3. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА
- •Глава 4
- •КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЕВ СКВАЖИН
- •4.1. ТИПЫ КОНСТРУКЦИЙ ЗАБОЕВ СКВАЖИН
- •4.3. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ
- •4.4. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
- •4.5. ПАКЕРЫ
- •Глава 5
- •5.1. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ
- •Глава 6
- •Глава 7
- •7.1. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ПОТОКА РАСТВОРА И ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ В СКВАЖИНЕ
- •7.4. СХЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ И ОБВЯЗКИ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ
- •7.5. КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА КАЧЕСТВА КРЕПИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
- •УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ
- •8.1. СПЕЦИФИКА УСТАНОВКИ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ В ГЛУБОКИХ СКВАЖИНАХ
- •8.2. ОСОБЕННОСТИ ВЫБОРА РЕЦЕПТУРЫ РАСТВОРОВ ВЯЖУЩИХ ВЕЩЕСТВ ДЛЯ УСТАНОВКИ МОСТОВ
- •8.3. ОЦЕНКА ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ИСХОД РАБОТ ПО УСТАНОВКЕ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ
- •8.4. ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ДОСТАВКИ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА В ИНТЕРВАЛ УСТАНОВКИ МОСТА
- •8.5. УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССОМ СРЕЗКИ ШТИФТОВ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫХ ПРОБОК
- •8.6. ТЕХНИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ
- •8.7. ВЛИЯНИЕ ПОГЛОЩЕНИЯ РАСТВОРА, ВОДООТДАЧИ ИВОДООТСТОЯ
- •8.8. СУБЪЕКТИВНЫЕ ФАКТОРЫ
- •8.10. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К МАТЕРИАЛАМ И ПРОЦЕССАМ ПРИ УСТАНОВКЕ МОСТОВ
- •8.11. ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ ПО УСТАНОВКЕ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ
- •Глава 9
- •9.1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ ПРОВЕДЕНИЯ ПЕРФОРАЦИИ
- •9.2. ПУЛЕВАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
- •9.3. КУМУЛЯТИВНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
- •9.4. СКВАЖИННЫЕ ТОРПЕДЫ
- •9.5. ДЕЙСТВИЕ ВЗРЫВА В СКВАЖИНЕ
- •9.6. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
- •9.8. ВЫБОР ПЛОТНОСТИ ПЕРФОРАЦИИ И ТИПОРАЗМЕРА ПЕРФОРАТОРА
- •9.9. СКИН-ЭФФЕКТ ПРИ ПЕРФОРАЦИИ
- •9.12. ОЧИСТКА ПЕРФОРАЦИОННОЙ СРЕДЫ ОТ ВЗВЕШЕННЫХ ЧАСТИЦ
- •9.13. ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ ПУТЕМ ПЕРФОРАЦИИ В СРЕДЕ ОЧИЩЕННОГО СОЛЕВОГО РАСТВОРА
- •9.14. ПЕРФОРАЦИЯ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ
- •Глава 10
- •10.1. МЕТОДЫ ОПРОБОВАНИЯ И ИСПЫТАНИЯ
- •10.2. ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ
- •10.3. ТЕХНОЛОГИЯ ОПРОБОВАНИЯ И ИСПЫТАНИЯ
- •10.4. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ
- •Глава 11
- •ВОПРОСЫ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
- •11.1. МЕТОДЫ УТИЛИЗАЦИИ ОТРАБОТАННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ШЛАМА
- •11.2. МЕТОДЫ ОБЕЗВРЕЖИВАНИЯ ОТРАБОТАННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ШЛАМА
- •11.3. ЗАЩИТА ВОЗДУШНОГО БАССЕЙНА
Глава 4
КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЕВ СКВАЖИН
В настоящее время в России и за рубежом основным направ лением работ в области заканчивания скважин является обеспе чение условий эффективного вскрытия продуктивного пласта в целях сохранения его коллекторских свойств. Вместе с этим важным направлением считается разработка конструкций забо ев скважин, позволяющих эксплуатировать их в условиях, ос ложненных неустойчивостью коллектора, коррозионной сре дой, 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 зацементиро ванной эксплуатационной колонной, перфорируемой в интерва ле продуктивного пласта. Простота технологии ее создания привела к тому, что практически повсеместно она является ос новой проектирования конструкции всей скважины.
В зарубежной практике эта простая конструкция усложня ется использованием температурных компенсаторов, пакеров и т.д.
Однако, как показала практика, такая конструкция не мо жет удовлетворять возросшим требованиям интенсивного из влечения флюида из продуктивного пласта в условиях многооб разия геологических условий и используемых технических средств для добычи нефти и газа, особенно в случае горизон тального бурения. К тому же традиционные методы обеспече ния гидродинамической связи скважины с пластом при пулевой и кумулятивной перфорации нарушают целостность цементного кольца за колонной часто на значительном расстоянии от интер вала перфорации, что обусловливает некачественное разобще ние продуктивных пластов. Поэтому используются такие кон-
струкции забоев, которые удовлетворяют требованиям эксплу атации скважин в конкретных геологических условиях.
Так, в устойчивых трещинных и порово-трещинных коллек торах, где и до настоящего времени в подавляющем большинст ве случаев проектами предусматриваются вскрытие и закреп ление цементируемой колонной продуктивной толщи, в связи с трудностями борьбы с поглощениями забои часто оставляют незацементированными либо их обсаживают перфорированны ми потайными колоннами, оборудованными пакерующими эле ментами. Практика выявила положительные и отрицательные особенности такой конструкции. При ее использовании значи тельно упрощается технология крепления, снижаются гидро динамические нагрузки на призабойную зону. В то же время применение таких конструкций забоя исключает возможность проведения селективной обработки отдельных интервалов про дуктивного разреза при борьбе с проявлениями или при рабо тах, связанных с повышением проницаемости продуктивной зоны.
Разработка конструкции забоя добывающей скважины в трещинном коллекторе относится к числу сложных проблем. Она связана с нерешенными проблемами, возникающими как при бурении, так и при эксплуатации скважин. Необходимы нормы, регламентирующие разработку конструкции открытого забоя при заканчивании скважин, выбор ее вида в зависимости от конкретных условий залегания продуктивного объекта и фи зико-механических свойств горных пород.
В России и за рубежом также большое внимание уделяется разработке конструкций забоев скважин, эксплуатирующих слабосцементированные коллекторы. К основным путям борьбы с разрушением призабойной зоны можно отнести следующие: установка фильтров различных конструкций (проволочные, щелевые, гравийные и др.); создание в призабойной зоне искус ственных фильтрационных сооружений; консолидация пород пласта различными материалами.
4.1. ТИПЫ КОНСТРУКЦИЙ ЗАБОЕВ СКВАЖИН
Создание рациональной конструкции забоя скважин - это обоснование его наружного и внутреннего диаметров, выбор ти па фильтра, обоснование (констатация) характера сообщения ствола скважины с продуктивным пластом с учетом результа тов исследования механизма проявления горного давления в ПЗП и разрушения коллектора при движении флюида пласта.
226
Создание рациональной конструкции забоя скважин преду сматривает сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные и геофизичес кие работы, а также длительную эксплуатацию скважин при оптимальном дебите. Иными словами, в понятие конструкции забоя скважины входит набор технико-технологических реше ний по оборудованию забоя и призабойной зоны скважин, обес печивающих связь с пластом, при которых скважина будет ра ботать с оптимальным (или максимальным) дебитом, а ПЗП, не разрушаясь (или при минимальном разрушении), позволяла бы работать длительное время без ремонта.
Определяющие факторы по выбору конструкции забоя и ее параметров - тип и степень однородности продуктивного плас та, его проницаемость, устойчивость пород ПЗП, а также нали чие или отсутствие близко расположенных по отношению к коллектору горизонтов с высоким или низким давлением водо нефтяного контакта или газовой шапки.
По геологическим условиям залегания нефтегазовой зале жи, типу коллектора и свойствам пород продуктивного пласта выделяют четыре основных вида объектов эксплуатации:
1)коллектор однородный, прочный, норового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; близко рас положенные напорные водоносные (газоносные) горизонты и подошвенные воды отсутствуют;
2)коллектор однородный, прочный, норового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; у кровли пла ста имеется газовая шапка или близко расположенные напор ные объекты;
3)коллектор неоднородный, норового, трещинного, тре щинно-порового или порово-трещинного типа, характеризую щийся чередованием устойчивых и неустойчивых пород, водо-
игазосодержащих пропластков с различными пластовыми дав лениями;
4)коллектор слабосцементированный, поровый, высокой
пористости и проницаемости, с нормальным или низким плас товым давлением; при его эксплуатации происходит разруше ние пласта с выносом песка.
Для пояснения следует отметить, что 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:
&, мкм2....... > 1 ,0 0,5 -1,0 0,1 -0,5 0,05-0,1 0,01-0,05 0,001-0,01
Если пласт расчленен пропластками с изменяющейся (в каждом из шести классов) проницаемостью, имеет подошвен ные воды, газовые шапки или чередование газоводонефтена сыщенных пропластков с различными пластовыми давления ми, он считается неоднородным.
Прочными коллекторами называют те, которые сохраняют устойчивость и не разрушаются под воздействием фильтрацион ных и геостатических нагрузок. Оценка устойчивости пород в ПЗП - весьма сложный и полностью не регламентированный ре зультат исследовательских работ. Для случая эксплуатации скважин открытым забоем наиболее обоснованной, по нашему мнению, является методика, разработанная Н.М. Саркисовым идр.
Слабосцементированными коллекторами считают такие пла сты, породы которых при эксплуатации скважин выносятся на поверхность вместе с флюидом. Здесь важно выдерживать де прессию на пласт в расчетных пределах. С точки зрения плас товых давлений коллекторы могут быть подразделены на три группы: gradр^ > 0,1 МПа/10 м; gradр^ = 0,1 МПа/10 м; grad Рш, <0,1 МПа/10 м.
Пласт является высокопроницаемым, если значения коэф фициента поровой kn или трещинной ftTпроницаемости соответ ственно более 0,1 и 0,01 мкм2.
Если напорный горизонт находится на расстоянии менее 5 м от продуктивного пласта, он считается близкорасположенным. Эго условная характеристика расстояния, взятая из опыта вследствие сложности разобщения пластов с различными дав лениями.
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 использу ется формула
(4.1)
где G - сумма частных остатков на ситах, за исключением фракций, прошедших через сито с отверстиями 0,15 мм; а19 а2,
а б в г д е ж з
Рис. 4.1. Типы конструкций (а -з) 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 слабосцементированном пласте; 8 - проницаемый тампонажный материал
а3, а4 - частные остатки с отверстиями соответственно ОД5; 0,30; 0,60 и 1,20 мм.
Конструкции забоев скважин существенно различаются в зависимости от геологических условий, технических возмож ностей и производственного опыта в соответствующих органи зациях.
Наиболее часто применяют следующий тип конструкции (рис. 4.1):
1.Конструкция ПЗП с закрытым забоем. В этом случае про дуктивный пласт (пласты) перекрывается сплошной колонной или хвостовиком с последующими цементированием и перфора цией (рис. 4.1, а).
2.Конструкция ПЗП с открытым забоем. В этом случае про дуктивный пласт (пласты) остается незацементированным, об саживается либо не обсаживается фильтром (рис. 4.1, б-г).
3.Конструкция ПЗП смешанного типа. В этом случае ниж няя часть продуктивного горизонта остается открытой (или об саженной фильтром), а верхняя перекрывается обсадной ко лонной (хвостовиком) с последующими цементированием и перфорацией (рис. 4.1, д-е).
4.Конструкция ПЗП для предотвращения выноса песка. В этом случае против продуктивного пласта устанавливают за бойные фильтры (рис. 4.1, ж) различных типов или используют проницаемый тампонажный материал (рис. 4.1, з).
4.2. ПРИМЕРЫ СОВРЕМЕННЫХ КОНСТРУКЦИЙ
ЗАБОЕВ СКВАЖИН
Среди последних исследований в области заканчивания скважин представляют интерес работы, авторы которых харак теризуют общие тенденции в практике заканчивания скважин за рубежом в пластах, представленных устойчивыми породами. На месторождении Чьяпас-Табаско (Мексика) продуктивные пласты залегают на глубинах 4200-5800 м и представлены ус тойчивыми меловыми отложениями. По конструкции нижней части скважин они делятся на четыре группы: скважины, в ко торых колонны (хвостовики) перекрывают продуктивный гори зонт и используются пакеры; скважины с открытым забоем и с использованием пакеров; скважины, законченные со спуском колонны или хвостовика без использования пакера для герме тизации межколонного пространства; скважины с высокой за бойной температурой, в которых применяются компенсаторы теплового расширения.
В указанных выше конструкциях скважин применялись эксплуатационные колонны диаметром 58,2; 70,4 и 85,8 мм. На основании опыта заканчивания скважин на этом месторожде нии были сделаны следующие выводы:
нецелесообразно использование колонн диаметром менее 122,5 мм (диаметр обсадной колонны 186,8 мм), за исключени ем скважин с открытым забоем. При использовании малогаба ритных колонн вместе с увеличением кольцевых зазоров резко увеличиваются потери давления и затрудняется спуск перфо раторов и испытателей пластов;
вскважинах, в которых напротив продуктивного пласта ус танавливается хвостовик, проведение пакеровки не обязатель но;
вкачестве компенсаторов теплового расширения нецелесо образно использовать скользящие ниппеля.
Решение проблемы заканчивания глубоких высокотемпера турных скважин, а также скважин, где применяют термичес кие методы воздействия на пласт, является важным достиже нием в практике заканчивания скважин за рубежом.
В условиях высоких температур в обсаженных скважинах возникают напряжения, величина которых может быть доста точной для порыва колонн обсадных труб. Цементирование с поднятием цемента до устья в этом случае не исключает воз можность аварий. Последние могут быть обусловлены сниже нием прочности цементного камня (прочность цементов обыч ного состава снижается при температурах более 115 °С), нару
шением связи цемента с трубами и породой, разрывом из-за низкого качества обсадных труб и другими причинами, главная из которых - низкое вытеснение бурового раствора цементным. При заканчивании таких скважин особенное внимание уделяет ся качеству обсадных труб и типам соединительных муфт. До крепления скважины проводится предварительное натяжение колонн, крепление осуществляется термостойкими и расши ряющимися цементами специальных составов. Но в глубоких скважинах в большинстве случаев такие меры оказываются не достаточными.
Всовременных конструкциях колонна труб расширяется в направлении забоя или к устью. Достигается это с помощью ча стичного цементирования обсадной колонны. Так, в Калифор нии, где термические методы добычи получили наибольшее распространение, возвратно-поступательное движение обсад ной колонны при частичном ее цементировании на скважинах глубиной до 1050 м достигается заполнением свободного коль цевого пространства буровым раствором или гелеобразным углеводородным материалом. Хорошие результаты достигну ты также при закачке в кольцевое пространство загущенной нефти.
Вштате Вайоминг (округ Суптуотер) при заканчивании скважин использовалась конструкция, основная особенность которой - толстостенные трубы и постоянно действующий пакер, удерживаемый фиксатором при движении колонны вверх
ивниз под действием изменений температуры при проведении тепловых обработок.
Проблема заканчивания глубоких высокотемпературных скважин за рубежом решена путем создания и использования соединительных гнезд с полированной внутренней поверхнос тью, Компенсирующих возвратно-поступательное движение, а также расширение и сужение колонны при эксплуатации таких скваЖин и проведении тепловых обработок. Впервые полиро ванные гнезда были разработаны фирмой “Тексас” и использо ваны в газовых скважинах в Техасе в 1968 г. Соединительное гнездо устанавливается в верхней части эксплуатационного хвостовика, в нем подвешивается и герметизируется колонна насосно-компрессорных труб. Устройство представляет собой выточенную, полированную, со специальным покрытием трубу требуемой длины, которая является частью хвостовика и уста навливается под подвеской или над ней. Сопряженным элемен том ДКляется уплотнение насосно-компрессорных труб, на ко торых смонтирован ряд жестких и прочных уплотнительных колей. Кольца обладают достаточной упругостью и, будучи
сжимаемыми, входят в это устройство. Этот узел является од новременно и уплотнением, и компенсатором.
Способ беспакерного заканчивания с установкой полирован ной пары был использован при оборудовании более чем 100 га зовых скважин глубиной более 4500 м на месторождениях бас сейнов Делавер и Анадарко. Все применявшиеся до этого схемы заканчивания скважин предусматривали установку пакера в эксплуатационном хвостовике, что приводило к резкому суже нию сечения колонны эксплуатационных труб после перехода внутрь хвостовика. Наряду с перемещением колонны в верти кальном направлении использование полированной пары позво ляет нагружать колонну с целью предотвращения перемеще ния установленных уплотнений в процессе эксплуатации сква жины. При этом способе заканчивания обеспечивается отвер стие большого диаметра по всей длине скважины, что позволяет спускать в хвостовик полномерные инструменты и долота. Одно из преимуществ этой схемы - возможность заканчивания сква жин после демонтажа буровой установки через фонтанную ел ку.
Схема беспакерного заканчивания с использованием полиро ванной пары успешно применялась также в Мексике на место рождении Чьяпас-Табаско. Это позволило отказаться от нео правданного ограничения дебита (дебит законченных скважин составляет 800 м3/сут на 12-мм штуцере) и значительно упрос тило конструкции скважин.
Трудности, связанные с предотвращением перемещения ко лонны в результате температурных колебаний в процессе экс плуатации, имеют место и при заканчивании скважин в аркти ческих условиях. Они усугубляются опасностью нарушения целостности труб и другого оборудования в результате просадок мерзлых пород. На месторождении Прадхо-Бей изменение длины насосно-компрессорных труб достигает 5 м, надежная работа и конструкции скважин также достигаются путем ис пользования при заканчивании скользящих соединений (поли рованных гнезд) различных видов.
Схема беспакерного заканчивания с использованием полиро ванной пары наиболее эффективна в глубоких высокодебитных и высокотемпературных газовых скважинах. Использование уплотнений металл по металлу позволяет сократить при закан чивании скважин объем применения резиновых элементов, термостойкость которых, как правило, оказывается недоста точной.
Используются конструкции, включающие в себя зацементи рованную эксплуатационную колонну и внутрискважинный
232
забойный фильтр, установленный в интервале перфорации, а также гравийные набивки, создаваемые путем предварительно го расширения ствола скважины против продуктивного пласта, спуска в скважину перфорированного хвостовика-фильтра и заполнения кольцевого пространства отсортированным грави ем. Такая конструкция широко применяется американскими фирмами. Для ее создания используется специальное наземное и внутрискважинное оборудование, обеспечивающее приготов ление гравийной смеси, размещение гравия за хвостовиком и его уплотнение и закрепление в зоне фильтра.
Гравийная набивка - дорогостоящее, но эффективное средст во борьбы с разрушением продуктивного пласта. В отличие от внутрискважинных фильтров, которые часто извлекаются на поверхность в связи с их кольматацией, гравийные набивки рас считаны на длительную работу, что обеспечивается повышен ными требованиями к технологии создания и конструктивным характеристикам этих сооружений. Было установлено, что длительная эффективная работа гравийной набивки, как и дру гого заколонного фильтрационного сооружения, зависит от прочности забоя в пластовых условиях, гидромеханических нагрузок, интенсивности суффозионных процессов, обусловли вающих кольматацию фильтра. Одним из главных факторов, определяющих эти характеристики, является внешний диа метр фильтра. Поэтому необходимы устройства, расширяющие ствол скважины до необходимых размеров.
Механические раздвижные расширители не обеспечивают необходимого расширения ствола. В некоторых случаях задача решается путем использования гидромониторных расширите лей. Однако полное решение этой проблемы требует разработки специальных средств, позволяющих расширять ствол в интер вале продуктивного пласта до теоретически обоснованных раз меров.
На месторождении Каражанбас проводили испытания обо рудования и технологии создания забоя с использованием гра вийной набивки фирмы “Лайенс” (США). Более совершенная технология создания гравийной набивки и оборудование для ее реализации разработаны институтом “АзНИПИнефть” . Эта тех нология обеспечивает намыв гравия и цементирование эксплуа тационной колонны без подъема инструмента.
Созданный В.В. Гольдштейном, А.И. Булатовым и другими исследователями полимерный проницаемый тампонажный ма териал Контарен позволил разработать несколько конструкций забоев для предотвращения пескопроявления скважин. Техно логия размещения этого материала в заколонном пространстве
не требует сложного специального оборудования. Поэтому представляется возможным цементировать Контареном экс плуатационную колонну в интервале продуктивного пласта с последующей ее перфорацией без нарушения целостности фильтра либо цементировать перфорированный хвостовик с по следующим разбуриванием затвердевшего состава в хвостови ке. Однако и в этом случае необходимо обеспечивать требуемое по расчету расширение ствола и использовать такой способ пер форации колонны, при котором не нарушается структура про ницаемого материала (фильтра).
Эффективная работа призабойной зоны во многом зависит от того, насколько конструкция забоя соответствует геологичес ким условиям залегания продуктивного пласта. Поэтому уде ляют большое внимание обоснованию и выбору рациональной конструкции забоя добывающих скважин. Результаты иссле дований этого вопроса сконцентрированы в разработанной б. ВНИИКРнефтью специальной методике. Методика регламен тирует конструкцию забоя скважины в интервале залегания продуктивного объекта. Эта методика широко используется проектными и производственными предприятиями при проек тировании и строительстве нефтяных добывающих скважин. Методика распространяется на вертикальные и наклонные скважины с кривизной ствола в интервале продуктивного объ екта до 45е и 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.
Внастоящее время продолжается работа в области совер шенствования конструкций забоев скважин применительно, прежде всего, к осложненным условиям, обусловленным нали чием слабосцементированных продуктивных объектов, зон АВПД, близкорасположенных напорных объектов, чередова нием пород пласта с различной проницаемостью, необходимос тью проведения различных способов интенсификации и др.
ВАзербайджане в зависимости от геологических условий и физико-механических характеристик продуктивного пласта конструкции забоев скважин меняются от месторождения к ме сторождению. Известны конструкции забоев на месторождени ях СНГ, в частности Мурадханлы (рис. 4.2), которые изменя-
168 |
б |
в |
г |
д |
168 |
168 |
168 |
168 |
1 ,2 - покеры типа ПМП конструкции ННИИБТ; 3 - кумулятивная перфора ция; 4 - гидропескоструйная перфорация
лись в течение разработки. Так как залежь представлена слож ным коллектором с порово-кавернозно-трещиноватым типом высокой проницаемости, то башмак (рис. 4.2, а) эксплуатаци онной колонны устанавливался вблизи кровли продуктивного пласта, разбуривание которого велось до начала интенсивного поглощения бурового раствора. При спуске в открытую часть ствола скважины фильтра в виде колонны перфорированных труб башмак находился уже на значительном удалении от кровли продуктивного пласта (рис. 4.2, б). Если в первом случае (без фильтра) глубина вскрытия коллектора составляет при мерно 30 м, то во втором - в десятки раз больше (при наличии поглощений). В этом случае для создания высоких депрессий на ПЗП и обеспечения дренирования наиболее нефтенасыщен ной части пласта применяют пакеры (рис. 4.2, в). Конструкция забоя при использовании перфорации представлена на рис. 4.2, г, д. Недостаточную глубину прострела кумулятивными перфо раторами усиливают использованием гидропескоструйной пер форации колонны или интенсифицируют приток нефти гидро разрывом пласта.
Анализ применения конструкции забоев (см. рис. 4.2) пока зал, что наименьшие сроки ввода скважин в эксплуатацию на блюдались при схемах рис. 4.2, а, в. Наибольшие дебиты отме чаются в скважинах с открытыми забоями.
Цементирование эксплуатационной колонны в зоне продук тивного пласта приводило к значительному увеличению сроков освоения и существенному снижению дебитов скважин по срав нению со случаем открытого забоя. Яркий пример массивной (нефтяной) залежи с коллектором трещинного типа - место рождение Самгори-Патардзеули в Грузии. Толщина продук тивного пласта 350-600 м, раскрытость каналов и микротре щин 3-8 мкм, макротрещин 150-200 мкм. Аномально низкое пластовое давление (коэффициент аномальности 0,89) обуслов ливает поглощение бурового раствора, в результате чего буре ние частично проходит без выхода циркуляции раствора.
Конструкции забоев скважин представлены на рис. 4.3: от крытый ствол (4.3, а) или спуск в интервал открытого ствола нецементируемого хвостовика-фильтра (4.3, б); или, наконец, хвостовик-фильтр (длина фильтра 30-90 м), цементируемый выше фильтровой части (рис. 4.3, в). Эти рекомендации, к со жалению, не всегда выполняются, и обычно используются кон струкции закрытого забоя. Учитывая особенности месторожде ния Самгори-Патардзеули (массивная залежь и коллектор трещинного типа), наиболее приемлемыми следует считать конструкции с открытым забоем.
В объединении “Грознефть” продуктивные пласты верхне меловых отложений представлены толщей рассеченных тре щинами известняков толщиной 300-350 м. В пределах этой
а |
б |
в |
Рис. 4.3. Конструкции забоев скважин в среднеэоценовых отложениях место рождения Самгори-Патардзеули (Грузия)
толщи выделяется шесть характерных участков по величине проницаемости. При вскрытии всего 7-60 м (75 % фонда экс плуатационных скважин) дебиты составляют 30-4000 т/сут. При разработке этих залежей применяется шесть типов конст рукций забоев (рис. 4.4). Во всех случаях ствол бурят до кровли продуктивного пласта и обсаживают 168-мм эксплуатационной колонной. Затем вскрывают продуктивный пласт.
Наибольшее распространение получила конструкция забоя, представленная на рис. 4.4, г. Она обеспечивает значительную мощность (120-450 м) открытого ствола скважины. Хвостовикфильтр имеет отверстия или по всей длине, или в отдельных ин тервалах. Конструкция, приведенная на рис. 4.4, а, характери зуется 114-мм хвостовиком до забоя с последующим цементи рованием; иногда эту колонну спускают до кровли нижней пач ки с последующим цементированием, остальная часть - откры тый ствол (рис. 4.4, б). Вариант этой конструкции: в нижней части - фильтр из хвостовика, спущенного до забоя (рис. 4.4, в).
Вариант, представленный на рис. 4.4, д, предусматривает весь ствол ниже башмака 168-мм эксплуатационной колонны открытым, а вариант, представленный на рис. 4.4, е - частично открытым. Определяющие факторы при выборе варианта кон струкции забоя скважины - сложность освоения скважины, трудоемкость проведения изоляционных работ в случае появ ления пластовой воды, а также обеспечение устойчивости при забойной зоны при значительных депрессиях.
s
S
ts
¥
¥
01
¥
оо
оо
Рис. 4.4. Конструкции забоев верхнемеловых скважин месторождений б. ЧИАССР
В сводовых и присводовых скважинах, где развита трещино ватость, 83,3 % скважин с открытым забоем начинают фонта нировать сразу после замены бурового (глинистого) раствора на воду. И только 16,7 % скважин требуют солянокислотных об
работок.
При первом варианте конструкции забоя (см. рис. 4.4, а) та кая обработка ПЗП требуется в 60 % скважин, что объясняется загрязнением пласта при цементировании.
Однако в скважинах с открытым забоем не удается ликвиди ровать обводнения, поэтому, как считают некоторые специали сты, конструкции, представленные на рис. 4.4, а-e , е9 имеют преимущества.
Анализ материалов объединения “Грознефть” показал, что конструкции с открытым забоем (см. рис. 4.4, б-е) эффективны при вызове притока нефти в том случае, когда коллектор имеет развитую трещиноватость с трещинами большой протяженнос ти и раскрытости. В случае близко расположенных подошвен ных вод целесообразно применять конструкции смешанного типа (см. рис. 4.4, б9в9е).
Отложения баженовской свиты Салымского месторождения со своими уникальными характеристиками Могут считаться коллекторами нового (ранее не встречавшегося) типа: свита от носится к верхнеюрским отложениям, представлена глинис тыми породами при чередовании тонких прослоев и линз карбо натных и кремнистых образований. Коллекторы представлены листовыми микрослоистыми глинами с широкоразвитыми мик ротрещинами.
При практикуемом вскрытии буровой раствор, и особенно его фильтрат, по системе трещин проникает стоЯь глубоко, что пласт оказывается пропитанным фильтратом.
Опыт заканчивания скважин на СалымскоМ месторождении показывает, что для баженовской свиты наиболее'рациональна конструкция с открытым забоем.
С осыпями пород приходится мириться, х^тят они и нару шают нормальную работу скважин. Анализ промысловых дан ных показывает, что если расстояние от башмЗДа эксплуатаци онной колонны не превышает 9—27 м, то проц£0сы вызова при тока и последующей эксплуатации проходят Нормально. Если же это расстояние возрастает в 3 раза, то наб^Ъдаются интен сивные осыпи. Практика выработала следуюгДМе четыре типа конструкций забоев скважин (рис. 4.5).
После уточнения геологического строения ^Ялежи и изуче ния причин осложнений перешли с конструкций, представлен ных на рис. 4.5, а, б9 на конструкции забоев ОДважин, приве-
238
Рис. 4.5. Конструкции забоев (а-г) скважин на Салымском месторождении: 1,2,3 ~ пакеры соответственно ПМП-142, ПМП-140, ПДМ-195
денные на рис. 4.5, в. Здесь уже применяют пакеры для изоля ции продуктивного пласта от сыпучих пород и исключения пе ретоков пластового флюида. Если башмак 168-мм колонны рас полагается у кровли баженовской свиты или непосредственно в пласте, то его оборудуют заколонным пакером, чтобы избежать закупоривания цементным раствором (рис. 4.5, 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 рас творов и т.д.
Существует несколько типов конструкций забоев скважин, предотвращающих вынос песка или снижающих его интенсив ность и объем (рис. 4.6, а-д). Выбирают их с учетом прочности пород, технико-технологических и геологических условий. Сетчатые и проволочные фильтры быстро разрушаются агрес-