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

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» / ^* ^ »? •< Г i*^ / / / '', '',
"o о no / / / / / / ^ >< ^ /
w '/ / 5 / / - — ^ 7 '>, 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 < 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:
ср ' •
где G — сумма частных остатков на ситах, за исключением фракций, прошедших через сито с отверстиями 0,15 мм; а,, 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.).
13
2Z2
\ Л
V.
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 слабосцементированном пласте 8 — проницаемый тампонажный материал
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 про дуктивный пласт (пласты) остается незацементированным, обсаживается либо не обсаживается фильтром (рис 1 2, б, в, г)
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 и производственными предприятиями при проектировании и строительстве нефтяных добывающих
14
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, раскры-тость 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.
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 прони-
15
168
168
168
2650 2857
114
oo
о
00
о
о о о
00
2395
2750
2601
Рис. 1.3. Конструкции забоев скважин в среднеэоценовых отложениях месторождения Самгори-Патардзеули (Грузия)
цаемости. 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.
16
Рис. 1.4. Конструкции забоев верхнемеловых скважин месторождений Чечни
В сводовых и присводовых скважинах, где развита трещи-новатость, 83,3% скважин с открытым забоем начинают фонтанировать сразу после замены бурового (глинистого) раствора на воду. И только 16,7% скважин требуют солянокислотных обработок.
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 — 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 раскрытое™. 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 г1р*(3слоев и линз карбонатных и кремнистых образований. Коллекторы пред-
2 Заказ 129
ставлены 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
5 1 номер скважины
а 112(107,1 14 и др.) 168 б 111(104,106,108, 109 и др) 168 в 115(122,550,551, ЧАР) 168 г 118 168
2800 2889 2934 с. -Зп - 114 2905 • ?Ч?? 114 2879 Л 1 #91; 275J 114 2742 ! 2
3fe °о°о° jfe -^=- о о о -=-—
2900
; сШ ......... '2799
\ 1
3000
J о о о . - о о :
9Q24 ^W- \ •; 5-*2 №t 7#-
5». ЕГ-^ 295L
2954 -эуо- = Оо°0° - 2979 2972
Рис. 1.5. Конструкции забоев скважин на Салымском месторождении: 1, 2, 3 — пакеры соответственно ПМП-142, ПМП-140 и ПДМ-195
18
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.
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.
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
2*
19
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.
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 призабой-ной зоне скважин определяют для следующих случаев.
1. Из пласта извлекается жидкость или газ:
асж>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 <0,01 мкм2, Кт<0,01 мкм2), a grad рпл > 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) 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 grad рпл < 0,1 МПа/10м, Кп < 0,1 мкм2 или Кт < 0,01 мкм2 применяют специальные буровые растворы (растворы на нефтяной основе, пены и др.). Перед вызовом притока в случае необходимости производят обработку призабой-ной зоны пласта (солянокислотная обработка, гидроразрыв пласта и др.).
В случае заканчивания скважины с конструкцией забоя вида рис. 1.2, в при 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 < 0,01 мкм2 или Кт < 0,01 мкм2); если коллектор сложен прочными породами, сохраняющими устойчивость при создании депрессии на пласт при эксплуатации скважины, а также при раздельном способе эксплуатации продуктивного объекта.
Выбор конструкции забоя смешанного вида предусматривает установление соответствия условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта с учетом его физико-механических свойств; оценку по выражению (1.4) устойчивости пород призабойной зоны пласта.
При устойчивом коллекторе применяют конструкцию забоя вида рис. 1.2, д, а при неустойчивом коллекторе — конструкцию забоя вида рис. 1.2, е.
Технологии создания конструкций забоев вида рис. 1.2, д и рис. 1.2, е по существу аналогичны. Скважину бурят до проектной глубины со вскрытием всей мощности продуктивного объекта. Эксплуатационную колонну спускают до глубины, обеспечивающей перекрытие и изоляцию близкорасположенных у кровли пласта напорных объектов, газовой шапки или верхней неустойчивой части продуктивных отложений. После цементирования колонны ее перфорируют в интервале высокопродуктивной части объекта, перед вызовом притока в случае необходимости осуществляют обработку призабойной зоны пласта. В отличие от конструкции забоя, показанной на рис. 1.2, д, в конструкции вида на рис. 1.2, е, открытый забой, представленный неустойчивыми коллекторами трещинного или порово-трещинного типа, перекрывают потайной колонной-фильтром.
23
1.3.2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТОГО ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ
Конструкции с закрытым забоем применяют для крепления неоднородных коллекторов с целью изолировать близкорасположенные пласты в неоднородном коллекторе порово-го, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа, в котором отмечается чередование устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газосодержащих пропластков с различными пластовыми давлениями, в случае если коллектор характеризуется высокими значениями поровой Кп или трещинной Кт проницаемости пород (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<-----=Я, (1.6)
6л/К
24
где с — сила сцепления горных пород, МПа; RK — радиус контура питания, принимаемый равным половине расстояния
до ближней эксплуатационной скважины, м; гс — радиус скважины, К — проницаемость, мкм2; е — коэффициент прочности поровых каналов.
е = тэ/тп, (1.7)
тэ — эффективная пористость; тп — 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 гс=0,1 м, RK = 200 м, К = 0,2 мкм2, тэ =24%,
тп=26%, с=1 МПа.
Допустимая депрессия на пласт составит
, др= 26 0,1 =()2б
бд/02
Ширину щелей забойного фильтра выбирают по условию a,=3d,+d2, (1.8)
где d,, 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
25
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:
d, = 0,5 ср Н-40 +1,37 -5 + 0,171-2,5 + 0,02 -2,5
Песок является мелкозернистым.
Результаты рассева песка
= 0,167 ММ.
Таблица12
Размеры ячеек Частные Полные остатки
сит, мм остатки на ситах на ситах, %
часть %
1,2 25 2,5 2,5
0,6 25 2,5 5
0,3 50 , 5 10
0,15 400 40 50
< 0,15 500 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, металле керамический, 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 тампо-
26
важного 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:
27ikhAp
' l ' •>
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, < 0,01
способ эксплуатации объекта
раздельный, совместный или
раздельно-совместный
конструкция забоя I
для предотвращения выноса песка I
I --------------
I способ эксплуатации объекта раздельный I
^^ устойчивый пласт - — -~^ х неустойчивый , устойчивый пласт | пласт (неустойчивый пласт песчаник средне-и крупнозернистый песчаник мелко-, средне- и крупнозернистый
I
[ забой закрытый |
gradpm>0,1 10м
1

gradp™; 0,1 ^ gradpn,<0, ^a.

К„?0,1 или II К„< К ?0,01 ][Кг< 0,1 или 0,01 К„>0, или] К„<0,1или|| К„ ?0,1 или К, > 0,01 Кг<0,01 К,?0,01 1
~~| i |! II | 1 Ч Ш \ \ i ____ \ ______ . if. 1 |1> 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
<р = .
(1.20)
где Cj, С2 — безразмерные коэффициенты, учитывающие Дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины соответственно по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта.
Коэффициент Ct определяется степенью вскрытия про-
3 Заказ 129
33
дуктивного пласта, а коэффициент С2 зависит от длины 1К и диаметра dK перфорационных каналов и плотности перфорации. Эти коэффициенты находятся по известным графикам В. И. Щурова, построенным по результатам экспериментов. При этом принимается, что перфорационные каналы идеальны в геометрическом и гидродинамическом отношении, т. е. имеют правильную цилиндрическую форму, являются чистыми по всей своей длине и вокруг них нет зоны с пониженной проницаемостью. Для такой идеализированной картины графики В. И. Щурова, как показали сравнения с математическим решением числовым методом М. Харриса задачи о притоке жидкости к геометрически несовершенной скважине, дают довольно точный результат в пределах исследованных значений параметров перфорации.
Из рис. 1.11 видно, что увеличение плотности перфорации более 20 отверстий на 1 м может быть оправдано только в случаях очень низкой пробивной способности перфораторов.
Анализ рассмотренных рисунков позволяет сделать следующие выводы:
1) при длине перфорационных каналов не менее 150 мм оптимальной плотностью перфорации следует считать плотность не более 12—16 отверстий на 1 м;
2) при плотности перфорации 12—16 отверстий на 1 м и длине перфорационных каналов 150 мм увеличение диаметра канала более 6—8 мм практически не приводит к возрастанию степени совершенства скважин.
Указанные выводы справедливы только для идеальных условий притока в скважину, когда поровая среда во всех точках пласта имеет одинаковую проницаемость, а цилиндрические каналы чисты по всей длине. Реальная картина далека от идеализированной. Схематическое изображение призабойной зоны перфорированной скважины показано на рис. 1.12. Из этого рисунка следует, что в формуле для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины необходимо ввести еще и коэффициент Sn (скин-эффект перфорации), учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в призабойной зоне вокруг перфорационных каналов. Если скин-эффект может быть определен с помощью, например, геофизических исследований в скважине по параметрам зон ухудшенной проницаемости, то определить скин-эффект Sn по промысловым данным не удается.
Для оценки качества гидродинамической связи скважины с пластом при помощи перфорационных каналов, полученных в разных условиях, введено понятие коэффициента совершен-
34
Рис. 1.12. Схематическое изображение призабойной зовы и забоя перфорированной скважины:
б — толщина зоны ухудшенной проницаемости вокруг перфорированного канала; k3 — проницаемость породы в зоне вокруг перфорированного канала
ства канала Кс, под которым подразумевается отношение расхода жидкости через перфорированную в реальных условиях цель к расходу жидкости через идеальный канал этих же размеров.
Рис. 1.13 иллюстрирует зависимость коэффициента совершенства скважины от глубины перфорационных каналов при наличии вокруг скважины зоны проникновения толщиной 100 мм с ухудшенной проницаемостью до 20 раз. При длине каналов меньше глубины зоны проникновения фильтрата коэффициент совершенства имеет очень малые значения, при выходе каналов перфорации за пределы зоны проникновения коэффициент совершенства
0,4(2,5' I/
)** ^^^
50 100 150 200 250 300 350 4, м
3*
Рис. 1.13. Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства скважины от длины чистых цилиндрических каналов перфорации (dc = 6,35 мм, п = 13 отверстий на 1 м, R3n = 175 мм, гс = 75 мм, RK = 300 м).
35
резко возрастает. Действительно, для одной и той же плотности перфорации 13 отверстий на 1 м и при снижении проницаемости породы в зоне проникновения фильтрата в 20 раз коэффициент совершенства равен 0,15; 0,20 и 0,73 при длине перфорационных каналов соответственно 50, 85 и 125 мм. Таким образом, для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы длина каналов перфорации хотя бы в 1,5 раза была больше толщины зоны проникновения вокруг скважины. Поскольку радиус зоны проникновения обычно превышает 0,5 м, а длина каналов наиболее мощных кумулятивных перфораторов не превышает 200—300 мм, то выполнить указанные условия на данном уровне развития кумулятивной перфорации не удается.
На основании сказанного выше формула дебита реальной скважины, пробуренной на нефтяной пласт и имеющей все виды гидродинамического несовершенства, принимает вид:
шдоп J inJk + с, + С2 + S6 + S
(1.21)
При этом дополнительные фильтрационные сопротивления
Для расчетов притока жидкости или времени для системы взаимодействующих несовершенных скважин важное значение имеет понятие приведенного радиуса. Это радиус такой фиктивной скважины, дебит которой при остальных равных условиях равен дебиту реальной гидродинамически несовершенной скважины.
Исходя из этого, формулу 1.21 можно записать в следующем виде:
2гскп(РпЛ-рв) _2тг1А(рпл-рв)
ПР
Отсюда выражение для оценки приведенного радиуса скважины имеет вид:
36
n (123)
Коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть выражен зависимостью:
ln(R,/re)
В то же время изменение проницаемости породы в приза-бойной зоне и геометрия забоя скважины с гидродинамической точки зрения имеют очень сложную картину и не поддаются точному математическому описанию. Действительно, в реальной скважине в промысловых условиях технологи не знают, например, размеры и форму полученных перфорационных каналов, степень изменения проницаемости пород вокруг перфорационных каналов и т. д. Технологи также не имеют доскональной информации и о других параметрах, по которым определяются значения дополнительных фильтрационных сопротивлений. Поэтому определить степень гидродинамического совершенства скважины по формуле 1.24 обычно невозможно, так как неизвестны точные значения безразмерных коэффициентов, учитывающих дополнительные фильтрационные сопротивления.
В то же время, базируясь на гидродинамических методах исследования скважин, можно получить формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства, если в формулу дебита реальной скважины ввести коэффициент гидропроводности
Тогда о 2nke(pmi-pB)
ф ln(RK/rc)+C1+C
Преобразовав эту формулу относительно знаменателя, видим, что сумма
(1261
дополнительных фильтрационных сопротивлений может
37
быть выражена через известные гидродинамические параметры — коэффициенты гидропроводности и продуктивности скважины.
Подставляя 1.26 в 1.25, получаем следующую формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины:
1 ЛФ . RK
__
В формуле 1.27 величина продуктивности г)ф определяется по результатам исследований скважины при стабильных режимах ее работы, т. е. по индикаторной диаграмме (ИД). Величина коэффициента гидропроводности пласта определяется по углу наклона прямолинейного участка кривой восстановления давления (КВД), построенной в полулогарифмических координатах Ар — Int. Из теоретических основ гидродинамических исследований на стабильных и нестабильных режимах работы вытекает, что коэффициент продуктивности, определенный по ИД, характеризует всю зону дренирования — от контура питания до стенки скважины, а коэффициент гидропроводности, определенный по КВД, характеризует так называемую удаленную от скважины зону пласта с природными фильтрационными свойствами. Этот конечный вывод позволяет интегрально оценивать зависимость изменения продуктивности скважины от суммы факторов в процессе ее строительства. На основании этих данных следует предусматривать мероприятия, направленные на интенсификацию притока из пласта.
1.5. ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПЛАСТА В ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЕ
Регулирование состояния околоскважинных зон пласта — один из основных вопросов повышения эффективности разработки месторождений.
Опыт показывает, что воздействие на призабойную зону скважин, сопутствующее воздействие на пласт, существенно увеличивают нефтеизвлечение. Эффект может быть получен как при целенаправленных обработках призабойной зоны, так и в качестве попутного эффекта при воздействии на пласт в целом гидродинамическими, тепловыми и физико-химическими методами.
38
Скважина, околоскважинная зона и межскважинная часть пласта — взаимосвязанные и взаимодействующие элементы единой техноприродной системы. Недоучет особенностей и степени влияния прискважинной зоны как одного из элементов системы приводит к общему снижению эффективности разработки.
Потенциальная продуктивность возможна в тех случаях, когда в процессе заканчивания скважины и во время ее эксплуатации не происходит ухудшения фильтрационных свойств пласта (ФСП) в прискважинной зоне. Практически любая операция, проводимая в скважинах, представляет собой потенциальный источник потери продуктивности. Установлено, что ФСП ухудшаются вследствие засорения пласта различными веществами при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией и ремонте скважин. Ухудшение ФСП происходит в процессе освоения скважин. В ряде случаев по этим причинам скважины оказываются непродуктивными, в результате чего увеличивается фонд бездействующих скважин. Действующий фонд скважин является низкодебитным и требует применения искусственных методов воздействия для повышения продуктивности.
Для регулирования фильтрационных свойств околоскважин-ных зон предложены способы и технологии, большинство из которых опробовано в промысловых условиях. Имеющийся практический опыт показал, что добиться значимого повышения продуктивности скважин удается лишь в тех случаях, когда механизм восстановления ФСП адекватен механизму их поражения. Соответственно потенциальные возможности регулирования достигаются, во-первых, за счет сведения к минимуму потерь продуктивности и, во-вторых, за счет искусственного воздействия, исходя из текущего состояния околосква-жинных зон.
1.5.1. ФИЛЬТРАЦИОННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ И ЕЕ РОЛЬ В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕДОБЫЧИ
При проектировании и анализе дебитов скважин, текущего нефтеизвлечения, оценке кондиций и решении Других геолого-промысловых задач состояние околоскважин-ной зоны пласта играет важную роль. Так, пласты определяют как коллекторы по результатам опробования после вскрытия их бурением. На практике часто встречаются случаи, когда явные пласты-коллекторы не дают притока, так как при их вскрытии фильтрационные свойства околоскважинной зоны
39
необратимо ухудшились Наряду со снижением продуктивности скважин ухудшение ФСП в околоскважинных зонах приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения, темпов разработки, увеличению сроков разработки залежи в целом. В зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть пластовой энергии, что снижает эффективность воздействия на пласт в целом.
В связи с особенностями падения давления в околосква-жинной зоне среднюю проницаемость техноприродной системы скважина — околоскважинная зона — межскважинная часть пласта определяет проницаемость прискважинной области, несмотря на ее незначительные размеры. Снижение продуктивности пластов вследствие ухудшения фильтрационных свойств прискважинной зоны количественно характеризует гидродинамический показатель — отношение продуктивнос-тей скважины до и после ухудшения фильтрационных характеристик прискважинной зоны — параметр ОП (рис. 1.14). Ухудшение проницаемости прискважинной области в 5 раз приводит к снижению продуктивности скважин в 2 раза; снижение проницаемости околоскважинной зоны в 10 раз уменьшает продуктивность в 3,5 раза, а снижение в 50 раз может вызвать 15-кратные потери продуктивности Важным обстоятельством является то, что размеры зоны ухудшенной проницаемости при
этом могут составлять всего лишь десятки сантиметров. В то же время увеличение проницаемости околоскважинной области в 5—10 раз по сравнению с исходной проницаемостью пласта при тех же размерах околоскважинной области увеличивает продуктивность всего лишь на десятки процентов.
На основании отмеченного определяется основная стратегическая линия регулирования ФСП в околоскважинных зонах, которая реализуется, во-первых, сведением к минимуму ухудшения проницаемости путем подбора технологий вскрытия, опробования и эксплуатации пластов и, во-вто-
Рис. 1.14. Зависимость снижения продуктивности скважин от радиуса и степени снижения проницаемости k/kc в околоскважинной зоне:
1 — 0,02, 2 — 0,05, 3 — 0,1; 4 — 0,2, 5 — 0,3, 6 — 0,5, 7 — 1,0, 8 — 2,0, 9 — 5,0, 10 — 10,0
40
рых, восстановлением фильтрационных свойств околоскважин-ной зоны путем постановки целенаправленных воздействий на
нее.
Восстановление ФСП может обеспечить кратное увеличение продуктивности скважин, в то время как улучшение природных фильтрационных свойств околоскважинной зоны вызовет лишь незначительное повышение продуктивности.
Анализ фактических изменений фильтрационной характеристики прискважинной зоны указывает на их широкий диапазон (даже в несколько десятков раз).
В результате ухудшения ФСП в прискважинной области скважины вводят в эксплуатацию с дебитами ниже планируемых и отмечается систематический недобор нефти при нормальных показателях разработки. Для достижения проектной добычи приходится бурить значительное число дополнительных скважин, которое при постоянном годовом отборе жидкости равно средней по месторождению величине параметра ОП. Это приводит к ухудшению продуктивности после вскрытия пластов бурением и уменьшению объемов нагнетания жидкости на определенный момент разработки залежи, что, в свою очередь, вызывает потерю нефтеизвлечения и удлинение сроков разработки.
1.5.2. РЕГУЛИРОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТА В ОКОЛОСКВАЖИННЫХ ЗОНАХ
Регулирование ФСП в околоскважинных зонах осуществляют как в процессе заканчивания скважин, так и при их эксплуатации. При вскрытии пластов бурением наиболее эффективно использовать продувку воздухом, облегченные промывочные жидкости или депрессию на пласт. Однако такая технология связана с резким удорожанием, риском создания аварийной ситуации, требует специального оборудования и в большинстве случаев оказывается экономически неприемлемой. Кроме того, применение облегченных промывочных жидкостей и продувка воздухом не гарантируют стабильности ФСП.
Работами СевкавНИИгаза показано, что вскрытие песчаников с использованием пен может приводить к ухудшению проницаемости до 35% первоначальной. Имеются примеры неэффективного применения растворов на углеводородной основе, в частности, при вскрытии баженовской свиты Салым-ской площади, карбонатных коллекторов Белоруссии и др.
Практические технологии вскрытия пластов бурением предусматривают создание репрессий на пласт. Для уменьшения степени ухудшения проницаемости разработаны технологии
41
вскрытия пластов бурением на нефильтрующихся растворах или растворах, не поражающих пласт (растворы на нефтяной основе, полимерные растворы, минерализованные рассолы и др.).
При заканчивании скважин на пласты с аномально высокими пластовыми давлениями успешно применяют насыщенные рассолы плотностью до 1900 кг/м3 без содержания твердой фазы. Для вскрытия пластов в осложненных условиях успешно применяют растворы с синтезированной и диспергированной дисперсной фазой (гель-технология). Используя «оптимальные» растворы, можно эффективно регулировать ФСП при вскрытии бурением. При этом предполагают, что такие растворы практически не снижают природной проницаемости пласта.
Применение нефтеэмульсионных, полимерных и других промывочных жидкостей, а также воды и рассолов обеспечивает практически отсутствие глинистой корки и зоны кольма-тации. В связи с этим возникают значительные напряжения в прискважинной области. При слабой сцементированности песчаников возможно их разрушение, увеличение в прискважинной области фильтратонасыщения пласта и размеров зоны проникновения бурового раствора в пласт. Таким образом, при отсутствии кольматации возрастает роль других факторов, приводящих к поражению пласта.
При регулировании продуктивности скважин путем подбора состава и обработки бурового раствора и специальных жидкостей существует проблема совместимости жидкости и коллектора. Так, при использовании полимеров и полиакрилами-дов, ингибиторов коррозии, а также при росте бактерий и т. п. в процессе смешения различных жидкостей возможно выпадение осадка. На этот процесс влияют как свойства пластовой воды и коллектора, так и чистота химических реагентов для обработки промывочной жидкости, которая может значительно меняться в зависимости от технологии производства, хранения и транспортировки.
В реальных геолого-промысловых условиях регулирование технологических свойств рабочих жидкостей очень затруднено из-за неоднородности физических свойств разбуриваемых отложений, обогащения жидкостей частицами выбуренной породы, неконтролируемых физико-химических взаимодействий промывочной жидкости с пластовым флюидом, поступающим в скважину в процессе бурения.
Другой способ снижения степени поражения пласта при перфорации — тщательная очистка скважин до перфорации и использование чистых жидкостей при незначительной депрессии на пласт. Однако даже чистые жидкости (рассолы нефтя-
42
ных пластов, искусственные рассолы, пресная и морская вода, дизельное топливо и даже пластовая нефть) могут вызвать снижение проницаемости прискважинной зоны по следующим причинам:
1) чистые рассолы не содержат частиц регулируемого размера;
2) чистые рассолы обычно содержат растворимые и нерастворимые твердые частицы, которые могут проникать на значительную глубину пласта;
3) морская вода содержит бактерии и планктон, которые эффективно закупоривают пористую среду;
4) морская вода имеет высокую концентрацию сульфатов, что в присутствии кальция и бария приводит к поражению пласта сернокислым кальцием или барием;
5) при добыче многих сортов сырой нефти выпадают тяжелые углеводороды (асфальтены и парафины) в виде множества мелких частиц, которые вызывают кольматацию пласта;
6) пресная вода резко ухудшает проницаемость терриген-ных коллекторов даже с незначительным содержанием глинистого цемента.
Кроме того, практически все чистые жидкости при закан-чивании скважин в той или иной степени загрязняются при технологических операциях по приготовлению и транспортировке в системе скважина — трубопровод. Причинами загрязнения могут явиться растворенное железо, выпадающее в пласте в виде хлопьевидных образований, буровой раствор, прилипший к трубам и муфтовым соединениям, консистентные смазки, пульпа, бактерии, химические добавки, высохший глинистый раствор, песок, пластовая нефть, частично схватившийся цемент, которые скапливаются во всасывающих линиях насосов и мешалках, на стенках и т.д. Эти примеси практически не влияют на свойства бурового раствора, но в случае использования тех же емкостей под чистые жидкости заканчивания они загрязняют последние. Полная очистка емкостей, трубопровода и скважины от предыдущих жидкостей и других примесей практически невозможна. Проницаемость не снижается, если концентрация твердых примесей не превышает 2 мг/л. Реально добиться такого уровня очистки чистых жидкостей не представляется возможным даже при использовании забойного фильтра.
Имеющиеся экспериментальные данные показывают, что возможности регулирования фильтрационных свойств на этапе вскрытия пластов перфорацией невелики. В табл. 1.3. даны характеристики действия технологии перфорации на степень восстановления проницаемости после перфорации. При оптимальных условиях перфорации продуктивность снижается до
43
30% от первоначальной, а при неудовлетворительных она может составить менее 1%. Это обусловлено тем, что, помимо ухудшения фильтрационных свойств пласта, вокруг каждого перфорационного канала образуется блокированная зона, поэтому, как правило, работает лишь небольшой процент общего числа перфорационных каналов Основная же масса перфорационных каналов из-за быстрого выравнивания давлений в стволе скважин так и остается неосвоенной, в результате чего резко снижается работающая толщина.
Таблица 13
Степень восстановления проницаемости
Условия перфорирования Степень восстановления проницаемости после перфорации к/ко, %
раствор давление в скважине
Высокое содержание твердой фазы, буровой раствор в скважине 4- 1—3
Низкое содержание твердой фазы, буровой раствор в скважине + 2—4
Неотфильтрованный соленый Отфильтрованный соленый Чистый незагрязняющий Идеальный перфоратор + + 8—16 15—25 30—50 100—100
Примечание 1 Знаки « + » и « — » — соответственно репрессия и депрессия 2 ко, к — соответственно начальная и текущая проницае-
мость пласта
Регулирование фильтрационных свойств прискважинной области в процессе цементирования скважин в настоящее время не проводят.
Для решения проблемы рекомендуется использовать технологию заканчивания скважин с открытым забоем или со специальными фильтрами.
При такой технологии цементирования и перфорации ухудшения ФСП не наблюдается. Однако для многопластовых месторождений открытый забой или забойные фильтры значительно затруднили бы контроль и регулирование процесса разработки.
Фирма «Elf Aquitaine Group» использует оригинальную технологию заканчивания скважин, с помощью которой продуктивность увеличивается в 5 раз. После вскрытия продуктивно-
44
го пласта вертикальным стволом над кровлей пласта устанавливают временную мостовую пробку, а затем под углом 45° к основному стволу бурят два ответвления длиной 20—30 м в пределах продуктивного пласта. Такая конструкция забоя обеспечивает повышение площади притока жидкости. Положительные результаты получают и при расширении ствола скважины.
Многочисленные промысловые данные свидетельствуют о том, что скважины вводят в эксплуатацию с резко пониженной продуктивностью. Фактическое ухудшение продуктивности наблюдается на всех этапах заканчивания скважин. Проблему максимального сохранения природной продуктивности пласта в околоскважинных зонах следует решать двумя путями — совершенствуя существующую технологию заканчивания скважин и используя специальные технологии восстановления ФСП в околоскважинных зонах уже пробуренных скважин.
Для восстановления ФСП в околоскважинных зонах имеется большой выбор методов и технологий, основанных на физико-химическом, тепловом и других видах воздействия на прискважинную зону.
Физико-химические методы обработок околоскважинных зон — основной вид регулирования их фильтрационных свойств в б.СССР и за рубежом. В частности, по Западной Сибири 84% общего объема работ по воздействию на околоскважинные зоны приходится на кислотные обработки (из них преобладают со-лянокислотные, которые принято считать наиболее эффективными с экономической точки зрения). Средняя успешность солянокислотных обработок по месторождениям Западной Сибири составляет 64%.
Успешность восстановления фильтрационных свойств околоскважинных зон растворителями и поверхностно-активными веществами является более низкой по сравнению с соляно-кислотными обработками — соответственно 61 и 53%.
Растворители и ПАВ позволяют уменьшить капиллярную блокировку фазовой проницаемости защемленными флюидами и поражение пласта углеводородной кольматацией. Однако в промысловых условиях углеводородная кольматация осложняется выпадением солей и самоотключением отдельных про-пластков. В таких условиях успешность обработок растворителями снижается до 20—40% при средней продолжительности 30—45 сут. На эффективность растворения углеводородной кольматации большое влияние оказывают также диспергирование и растворение асфальтосмолопарафиновых отложений, которые значительно ограничивают возможности стандартных методов.
45
В осложненных геотехнологических условиях (низкопроницаемые коллекторы, высокая обводненность пластов при низком охвате пластов заводнением) большой эффект прироста продуктивности дают ориентированные гидравлические разрывы пластов ГРП. В старых нефтяных районах успешность операции по ГРП составляет 60—80%. Ориентированные разрывы проводят посредством использования цементных мостов, пакеровки, вязкопластичных систем. Инициирование процесса в выбранном интервале осуществляют путем создания щелей в колонне гидропескоструйной перфорацией. В зарубежной практике метод ГРП является стандартной операцией по регулировке фильтрационных свойств прискважинной зоны.
Невысокая эффективность регулирования ФСП в около-скважинных зонах связана прежде всего с комплексным механизмом поражения пласта и с выборочным регулированием этого поражения отдельными методами. Для повышения эффективности разрабатывают технологии, основанные на ком-плексировании отдельных методов и механизмов воздействия. Эффективным комплексным механизмом воздействия обладают технологии, основанные на использовании многократных управляемых мгновенных депрессий-репрессий.
1.6. ДВИЖЕНИЕ ЖИДКОСТИ И ГАЗА В СИСТЕМЕ «ПЛАСТ — СКВАЖИНА».
Закон Дарси
Движение жидкости и газа на конкретном участке пористой среды происходит под действием градиента давления. Согласно закону Дарси скорость v движения (фильтрации) жидкости (газа) в пористой среде прямо пропорциональна градиенту давления grad p, т. е. перепаду давления р, приходящемуся на единицу длины пути движения жидкости или газа и направлена в сторону падения давления:
k A
v = — grad p. М-
В этой форме записи закона Дарси коэффициент пропорциональности равен подвижности жидкости, т. е. отношению проницаемости k породы к вязкости жидкости М-.
Скорость фильтрации определяется отношением расхода
46
жидкости ш , протекающей через образец породы, к площади поперечного сечения образца S, расположенного перпендикулярно к направлению потока:
v = co/S.
Принимая градиент давления на образце породы длиной L величиной постоянной
grad р = Ap/L,
закон Дарси обычно записывают в виде формулы:
, ApS
— —
Истинная скорость движения жидкости в пористой среде больше скорости фильтрации, так как на самом деле жидкость движется не по всему сечению образца, а лишь по поровым каналам, суммарная площадь которых Б! меньше общей площади образца S:
S, =
Здесь тдин — динамическая пористость образца породы.
Очевидно, что
т. е. истинная скорость движения жидкости в пористой среде равна отношению скорости фильтрации к динамической пористости коллектора.
При фильтрации через пористую среду газа его объемный расход по длине образца изменяется в связи с уменьшением давления. Среднее давление по длине образца пористой породы принимают равным:
где Р! и р2 — соответственно давление газа на границах образца.
Средний объемный расход газа сог при его изотермиче-
47
ском расширении по длине образца можно оценить по формуле, вытекающей из закона Бойля-Мариотта для идеальных газов1
г
Pl+P2
где со„ — расход газа при атмосферном давлении рат .
Закон Дарси при фильтрации газа записывается в виде формулы:
_ KpS k (pf
ИгРатЬ Цг 2PaTL
Здесь цг — вязкость газа.
Закон Дарси — основной закон подземной гидродинамики — науки, на которой базируются методы проектирования и контроля процессов разработки нефтяных и газовых месторождений и методы промысловых исследований скважин и пластов
Производительность скважин. Формула Дюпюи
Производительность добывающих нефтяных и газовых скважин характеризуется их дебитом, то есть количеством жидкости или газа, поступающим из них в единицу времени. По формулам Дарси можно рассчитать скорость фильтрации нефти и газа при установившемся плоскопараллельном фильтрационном потоке, когда все частички жидкости (газа) движутся по прямолинейным параллельным траекториям, например, в трубе.
Фильтрация жидкости или газа по пласту в районе расположения скважины в большинстве случаев имеет радиальный или близкий к нему характер; траектории частиц (линии тока) направлены по радиусам окружности, центр которой совпадает с центром скважины (рис. 1.15). Жидкость или газ движутся через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей, площадь которых по мере приближения к скважине непрерывно уменьшается.
48
Если кровля и подошва продуктивного пласта непроницаемы, толщина его постоянна и строение однородно, скорость фильтрации при постоянном расходе жидкости или газа непрерывно возрастает, достигая максимального значения на стенках скважины. Для оценки притока жидкости или газа к отдельным скважинам в этом случае применяют формулы, выведенные на основе закона Дарси для плоскорадиального фильтрационного потока.
При установившемся режиме радиальной фильтрации однородной жидкости для оценки дебита нефтяной скважины применяют формулу Дюпюи:
Р,
Рис. 1.15. Схема плоскорадиального фильтрационного потока
С0„„ =•
(1.28)
где сопл — объемный дебит в пластовых условиях, см3/с; тс — постоянная величина, равная 3,1415..., k — проницаемость, мкм2; h — толщина пласта, м; р, — давление на круговом контуре, имеющем радиус Rlr МПа; р2 — давление на стенке скважины, МПа; гс — радиус скважины; Ц— вязкость жидкости, мПа-с ; символ In — обозначение натурального логарифма, имеющего основание число е = 2,71828... Связь между натуральными и десятичными логарифмами какого-либо числа выражается соотношением In x = 2,31g x. Поскольку в формулу Дюпюи входит отношение величин R, и Rc, то их можно выразить в любой размерности, одинаковой Для R, и гс. Коэффициент 103 определяется выбором указанных размерностей.
Для расчета объемного дебита скважин по формуле Дюпюи принимают, что давление на стенке скважины равно измеренному забойному давлению р2 = рзабг а давление на круговом контуре радиусом R, равно пластовому р, = рпл. Учитывая,
4 Заказ 129
49
что при эксплуатации нескольких скважин максимальное давление в пласте имеем примерно в средних точках расстояний между соседними скважинами, принимают R, = оср (0ср половина среднего расстояния между данной скважиной и соседними). Тогда формулу Дюпюи записывают в следующем виде:
2-103яИ1(Рш1-Рза6)
пл = —ilhTo^Tr'' (J -29)
Plli ucp 'с
Ошибки в определении сгср вследствии того, что величина входит под знак логарифма, практически несущественно влияют на точность установления объемного дебита сопл .
Объемный и массовый дебиты скважины, измеренные на поверхности, связаны с объемным дебитом в пластовых условиях следующими соотношениями:
«пов =ЮШ|/Ь,
Здесь b — объемный коэффициент нефти; р — плотность нефти на поверхности.
Для притока газа формула Дюпюи имеет тот же вид, что и для жидкости:
°ср /Гс
где сог — объемный дебит скважины при давлении
цг — вязкость газа в пластовых условиях.
Для приведения сог к атмосферному Рат при пластовой температуре пользуются формулой:
aTr cp/rc
где сог — объемный дебит газовой скважины, см3/с; z —
(SO
коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовой температуре Тпл.
На практике принято дебит газовых скважин измерять в тыс. м3/сут. и приводить его к стандартной температуре (Тст = 293 К) и атмосферному давлению (0,1 МПа):
11,57Рат-гцг-^Чп^ (1.31)
TCT rc
где Тпл — пластовая температура газа; множитель 11,57 = 106 :86400(106 — количество см3/в 1 м3; 86400 — время
(секунды в сутках).
Приведенные формулы Дюпюи можно использовать для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин, стенки которых имеют форму цилиндра с радиусом гс и высотой h. Причем фильтрация жидкости или газа происходит по всей поверхности этого цилиндра, исключая площадь основания. Для гидродинамически несовершенных скважин радиальный характер линий тока в непосредственной близости от забоя нарушается, и рассчитанный по формуле Дюпюи дебит будет отличаться от действительного дебита скважины. Коэффициент совершенства скважины численно равен отношению дебита несовершенной скважины шнс к дебиту со, который имела бы при том же перепаде давления рпл — рмб совершенная скважина того же радиуса
а = о)нс/ш
Для реальных скважин а изменяется в довольно широком диапазоне — от 0,15 до 1 и выше (например, при применении пескоструйной перфорации, торпедировании и т. п.).
1.7. ВИДЫ РЕМОНТОВ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
В соответствии с «Правилами ведения ремонтных работ в скважинах» (РД 153-39-023-97) составлен классификатор ремонтных работ в скважинах. Он систематизирует планирование и учет всех ремонтных работ в скважинах не-
4*
51
фтяной промышленности по их назначению, основным видам, категориям скважин, способу проведения и отражает современный уровень развития этих работ.
1. Общие положения
1.1. Единицами ремонтных работ различного назначения являются:
• капитальный ремонт скважины;
• текущий ремонт скважины;
• скважино-операция по повышению нефтеотдачи пластов.
1.2. Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, с ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.
1.3. Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.
1.4. Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.
1.5. Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадой текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.
1.5.1. Если после окончания работ скважина не отработала 48 часов гарантированного срока или не вышла на установленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС или звена по интенсификации, то независимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы по скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино-операции.
1.6. Ремонтные работы в скважинах в отрасли проводятся
52
тремя основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента, технологических материалов (реагентов) или приборов:
1) с помощью специально спускаемой колонны труб;
2) путем закачивания по НКТ или межтрубному пространству;
3) на кабеле или канате.
Капитальный ремонт скважин
К капитальным ремонтам скважин относятся работы, представленные в табл. 1.4.
Т а б л и ц а 1.4
Виды капитальных ремонтов скважин
Виды работ Технико-технологические
Шифр по капитальному ремонту скважин требования к сдаче
1 2 3
КР1 Ремонтно-изоляционные работы
КР1-1 Отключение отдельных об- Выполнение запланированного
водненных интервалов пла- объема работ. Снижение обводнен-
ста ности продукции
КР1-2 Отключение отдельных Выполнение запланированного
пластов объема работ. Отсутствие приеми-
стости или притока в (из) отключен-
ном(ого) пласте(а)
КР1-3 Исправление негерметич- Достижение цели ремонта, подтвер-
ности цементного кольца жденное промыслово-геофизиче-
скими исследованиями Снижение
обводненности продукции при со-
хранении или увеличении дебита
нефти
КР1-4 Наращивание цементного Отсутствие нефтегазопроявлений на
кольца за эксплуатацион- поверхности и подтверждение на-
ной, промежуточной колон- ращивания цементного кольца в
нами, кондуктором необходимом интервале промысло-
во-геофизическими исследованиями
КР2 Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
КР2-1 Устранение негерметично- Герметичность эксплуатационной
сти тампонированием колонны при гидроиспытании
КР2-2 Устранение негерметично- То же
сти установки пластыря
КР2-3 Устранение негермитично- То же
сти спуском дополнитель-
ной обсадной колонны
меньшего диаметра
,33
Продолжение табл 14
Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта
Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин
Прохождение шаблона до необходимой глубины Герметичность колонны в интервале работ фрезером
То же То же
Достижение цели, оговоренной в технологическом плане
Достижение цели, оговоренной в дополнительном плане на ликвидацию аварий
Переход на другие горизонты и приобщение пластов
КР4-1 КР4-2 Переход на другие горизонты Приобщение пластов Выполнение заданного объема работ, подтвержденных промыслово-геофизическими исследованиями Получение притока Получение притока из нового интервала и увеличение дебита нефти
КР5 Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, па-керов-отсекателей Выполнение запланированного объема работ, герметичность паке-ра Увеличение дебита нефти Увеличение, сокращение объемов закачки воды
Комплекс подземных работ, связанных с бурением
Зарезка новых стволов скважин
Бурение цементного стакана
Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин
Выполнение запланированного объема работ
То же
То же
То же
Продолжение табл 14
Обработка призабойной зоны
Проведение кислотной обработки
Проведение ГРП Проведение ГПП Виброобработка призабойной зоны
Термообработка призабойной зоны
Промывка призабойной зоны растворителями Промывка призабойной зоны растворами ПАВ Обработка термогазохими-ческими методами (ТГХВ, ПГД и т д)
Прочие виды обработки призабойной зоны Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин
Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов
Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин
То же
То же
То же
То же То же То же То же
То же
Выполнение запланированного объема работ, подтвержденных про-мыслово-геофизическими исследованиями
Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных скважин и приемистости нагнетательных скважин
Исследование скважин
Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение хеологического разреза в скважинах Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)
Выполнение запланированного комплекса исследований в заданном режиме (приток, закачка, выдерживание скважины в покое), получение заключения
Выполнение запланированного объема работ, выдача заключения
Перевод скважин на использование по другому назначению
Освоение скважин под нагнетательные
Перевод скважин под отбор технической воды Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические
Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха
Достижение приемистости, оговоренной в плане
Выполнение запланированного объема работ Получение притока Выполнение запланированного объема работ
Обеспечение приемистости
S5
Продолжение табл 14
КР10
Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин
КР10-1 КР10-2 Оснащение паро- и возду-хонагнетательных скважин противопесочным оборудованием Промывка в паро- и возду-хонагнетательных скважинах песчаных пробок Обеспечение приемистости Восстановление приемистости
КР11 Консервация и расконсервация скважин Выполнение запланированного объема работ
КР12 Прочие виды работ Выполнение запланированного объема работ
Текущий ремонт скважин
К текущему ремонту скважин относятся работы, приведенные в табл. 1.5
Виды текущего ремонта скважин
Таблица 15
Шифр Виды работ по текущему ремонту скважин Технико-технологические требования к сдаче
1 2 3
ТР1 Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)
ТР1-1 ТР1-2 ТР1-3 ТР1-4 Ввод фонтанных скважин Ввод газлифтных скважин Ввод скважин, оборудованных ШГН Ввод скважин, оборудованных ЭЦН Выполнение запланированного объема работ То же То же Выполнение запланированного объема работ
ТР2 Перевод скважин на другой способ эксплуатации
ТР2-1 ТР2-2 ТР2-3 56 Фонтанный — газлифт Фонтанный — ШГН Фонтанный — ЭЦН Выполнение запланированного объема работ Нормальная работа насоса по дина-мограмме или подаче Нормальная подача и напор
Продолжение т а б л 15
1 2 3
ТР2-4 Газлифт — ШГН Нормальная работа насоса по дина-
ТР2-5 ТР2-6 ТР2-7 ТР2-8 Газлифт — ЭЦН ШГН — ЭЦН ЭЦН — ШГН ШГН — ОРЭ мограмме или подаче Нормальная подача и напор То же То же Выполнение запланированного объема работ Нормальная подача и
ТР2-9 ТР2-10 ЭЦН — ОРЭ Прочие виды перевода напор То же То же
Оптимизация режима эксплуатации
ТРЗ-1 Изменение глубины под- Достижение цели ремонта
вески, смена типоразмера
ШГН
ТРЗ-2 Изменение глубины под- То же
вески, изменение типораз-
мера ЭЦН
ТР4 Ремонт скважин, оборудованных ШГН
ТР4-1 Ревизия и смена насоса Нормальная работа насоса по дина-
мограмме
ТР4-2 Устранение обрыва штанг Устранение дефекта Нормальная
работа насоса
ТР4-5 Замена полированного што- То же
ка
ТР4-6 Замена, опрессовка и уст- Достижение цели ремонта. Нор-
ранение негерметичности мальная подача насоса
НКТ
ТР4-7 Очистка и пропарка НКТ То же
ТР4-8 Ревизия, смена устьевого То же
оборудования
ТР5 Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН
ТР5-1 Ревизия и смена насоса Нормальная подача и напор
ТР5-2 Смена электродвигателя То же
ТР5-3 Устранение повреждения Устранение дефекта, нормальная
кабеля работа насоса
ТР5-4 Ревизия, смена, устранение Выполнение запланированного
негерметичности НКТ объема работ Нормальная подача
насоса
ТР5-5 Очистка и пропарка НКТ
ТР5-6 Ревизия, смена устьевого Достижение цели ремонта
оборудования
57
Продолжение табл 1.5
1 2 3
ТР6 Ремонт фонтанных скважин
ТР6-1 ТР6-2 ТР6-3 Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ Очистка и пропарка НКТ Смена, ревизия устьевого оборудования Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача насоса То же То же
Ремонт газлифтных скважин
ТР7-1 Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ Выполнение объема работ, насоса запланированного Нормальная подача
ТР7-2 ТР7-3 Очистка и пропарка НКТ Ревизия, замена, очистка То же То же
ТР7-4 газлифтных клапанов Ревизия, смена устьевого оборудования То же
ТР-8 Ревизия и смена оборудования артезианских и погло- Выполнение объема работ запланированного
щающих скважин
Очистка, промывка забоя
ТР9-1 ТР9-2 Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т д ) Достижение цели ремонта То же
ТР10 Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования Выполнение запланированного объема работ
ТРИ Прочив виды работ Выполнение запланированного объема работ
Последовательность выполнения работ при текущем ремонте скважин
Подготовительный комплекс работ
Переезд комплекса ремонтного оборудования Планировка \. территории ./^ ' ' 1ушение скважин
^\i J, i^

Монтаж подъемного оборудования
1
Разборка устьевого оборудования (арматуры)

Планом предусмотрено
Подъем скважинного оборудования
фонтан газлифт УШГН
Тип скважинного оборудования
Планом смена штанг и НКТ предусмотрена
J, нет
Отложения на НКТ и штангах имеются
J, нет
Техническое состояние оборудования исправно
4 Да
Промывка скважины от отложений предусмотрена
____________4 нет
Тип спускаемого эксплуатационного оборудования
фонтан
газлифт УШГН УШГН
Изменение глубины4
подвески или
ликвидация обрыва
штанг
Изменение глубины подвески или ликвидация обрыва штанг
Демонтаж УЭЦН
Смена НКТ и штанг
Очистка штанг и НКТ
от
парафинисто-смолистых отложений
Ремонт оборудования устья скважины
Работы по особому плану в
зависимости от типа
отложений
Замер диаметра эксплуатац
колонны спуском шаблона
до глубины подвески
Монтаж УЭЦН
I
59
Спуск скважинного эксплуатационного оборудования
Техническое состояние
устьевой эксплуатац арматуры
неисправно или планом
предусмотрена ее смена
Смена устьевой эксплуатац арматуры
Заключительный комплекс работ
Сборка устьевой эксплуатационной арматуры
Очистка арматуры, ремонтного оборудования и инструмента от накопившихся отложений
Пуск и освоение скважины
Демонтаж комплекса оборудования
Планировка территории рабочей зоны
Последовательность выполнения работ при капитальном ремонте скважин
Подготовительный комплекс работ
I
Обследование технического состояния устья скважин
Техническое состояние устьевого оборудования
Подготовка ствола с
да
Ремонт устьевого оборудования
кважины к ремон
ту
Обследование технического состояния ствола скважины шаблоном-печатью
Шаблон-печать достиг забоя | нет
Спуск шаблона-печати (диаметр на 6—12 мм меньше)
Шаблон-печать достиг забоя
Отложения твердых частиц, парафина на стенках эксплуатационной колонны имеются
4,
Работа по новому плану
Очистка стенок эксплуатационной колонны от отложений твердых частиц
Промывка скважины с определением приемистости пластов (при необходимости)
Промыслово-геофизические исследования необходимы
4 да
Промыслово-геофизические и гидродинамические исследования скважин
61
Эксплуатационная колонна герметична
Установка разделительного моста
Глубина места нарушения эксплуатационной колонны известна
да
Исследования по уточнению негерметичности
эксплуатац колонны Исследования по определению качества изоляции
Работы по устранению негерметичности эксплуат колонны Исследования по определению качества изоляции
Эксплуатационная колонна герметична 4 А3
Разбуривание разделительного моста
Работы по выполнению других видов ремонта
В типовом проекте промывка скважины предусмотрена
да
4
Промывка скважины
1
Исследования по определению качества ремонта необходимы
Исследования по определению качества ремонта
1
Заключительный комплекс работ
На главную страницу