Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин

Подождите немного. Документ загружается.

Склад

фізичні

властивості

нафти

газу

РОЗДІЛ 2.

відпоєні

газовміст

С = -~

де V

,- об'єм виділеного

газу,

приведений до стандартних

ниділого"

густина пластової нафти

И <Р

ВНа СУМІ МЗС

умов-

ї „афти і

саня

^Г

методика

изна

^нн

характеристик

пластової

нафти опи-

сана в спещальних посібниках з

аналізу

нафт в

пластових

умовах.

РОЗДІЛ 3.

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

3. Проектування конструкції вибою свердловини

технології її створення

3.1.

Принципи

проектування

Під конструкцією вибою розуміють співвідношення елементів систе-

ми

свердловина - кріплення в інтервалі продуктивного об'єкта, які забез-

печують стійкість стовбура, роз'єднання напірних пластів, проведення

техніко- технологічних дій на пласт, ремонтно-ізоляційні роботи, а та-

кож

довготривалу експлуатацію свердловин з оптимальним дебітом.

За

геологічними умовами залягання нафтового покладу, типом ко-

лектора і властивостями порід продуктивного горизонту виділяються

чотири основні види об'єктів експлуатації:

- Колектор однорідний, міцний гранулярного або тріщинного типу.

Близько

розташованих водонапірних і газоносних горизонтів нема. Від-

сутні і підошвенні води.

- Колектор однорідний, міцний гранулярного або тріщинного типу.

В покрівлі пласта є газова шапка або є близько розташовані напірні

об'єкти.

- Колектор однорідний і неоднорідний за літологічним складом порід,

за фільтраційною характеристикою відноситься до колекторів порового

або тріщинного типів, характеризується чергуванням стійких і нестій-

ких порід, водо- і газовміщуючих пропластків з різними пластовими

тисками.

- Колектор слабозцементованив, гранулярний, великих пористості і

проникності

з нормальним або низьким пластовим тиском. При його

експлуатації має місце руйнування пласта і винос піску з свердловини.

моменту початку розбурювання продуктивного пласта починають-

ся

заключні операції по будівництву свердловин, які називаються закін-

ченням

свердловини. Цей етап є найбільш відповідальним етапом її

будівництва, так як якість закінчування повністю визначає якість кінце-

вого продукту - дорогої свердловини,

хоча

витрати на закінчення глибо-

кої свердловини в проекті на будівництво займають незначну частину

від загальної вартості. Однією із складових частин якісного закінчування

свердловин є правильний вибір конструкції вибою свердловини, яка

визначається, виходячи з характеристик основних видів об'єктів експ-

луатації.

Для першого типу колектора характерні конструкції відкритого

типу, для

другого

- конструкції змішаного типу, для третього - конст-

рукція закритого вибою, для четвертого - конструкції вибоїв для попе-

редження виносу піску.

На

рис. 3.1 зображені основні типи конструкцій вибоїв свердловин.

Конструкції відкритого вибою (рис.

3.1,б,в,г)

призначені для закін-

чення

свердловин в

умовах,

коли застосування тампонажного матеріалу

недопустиме через погіршення колекторських властивостей пласта.

Продуктивний об'єкт залишається відкритим або перекривається неза-

цементованим фільтром.

конструкції

вибою

свердловини

РОЗДІЛ 3.

Конструкція закритого вибою (рис.

3.1,а)

необхідна для ізоляції про-

дуктивних горизонтів одного від іншого з метою забезпечення їх роз-

робки за системою "знизу-вгору" або для сумісно-роздільної експлуа-

тації.

Продуктивний об'єкт перекривається суцільною або потайною

колоною з обов'язковим його цементуванням.

Рис.

3.1. Основні типи вибоїв свердловин

Конструкція вибою змішаного типу (рис.

3.1,д,е)

поєднує елементи

конструкцій відкритого і закритого вибоїв. Вона раціональна в однорід-

ному покладі для Ізоляції близькорозташованих до крівлі об'єктів напір-

них горизонтів 3 цією метою в верхню частину продуктивного об'єкта

спускається і цементується експлуатаційна колона.

Нижня

частина пла-

ста залишається відкритою або перекривається иезацементованим

фільтром.

Конструкція вибоїв для попередження виносу піску передбачає ство-

рення

в привибійній зоні штучних бар'єрів, що знижують поступлення

піску в свердловину. Для цієї мети використовують механічні фільтри

(рис.

3.І ,ж) або фільтри з проникних матеріалів (рис, 3.1 ,з).

Однорідним колектором вважають пласт,

який

по всій його товщині

літологічно однотипним, має приблизно однакові фільтраційні вла-

стивості і пластові тиски в пропластках, насичених лише або нафтою,

або газом, або водою. Границі зміни проникності порід в пропластках не

повинні

виходити за межі одного з таких шести класів: 1) К > І мкм ;

0,5...1

мкм'

; 3) К =

ОД...0,5

мкм

; 4) К =

0,05...0,1

мкм

0,01...0,05

мкм

; 6) К -

0,001...0,01

мкм

2) К

К .

Пласт вважають неоднорідним, якщо він розчленований пропластка-

мн

з різних типів порід з проникністю, значення яких виходять за

рамки,

що вказані вище, має підошвенну

воду,

газову

шапку або

чергу-

вання

нафтогазоводонасичених пропластків з різним пластовим тис-

ком,

РОЗДІЛ 3.

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

До міцних колекторів відносять породи, які при проектних депресіях

процесі освоєння і експлуатації свердловини зберігають стійкість і не

руйнуються під дією фільтраційних і геостатичних навантажень.

До слабозцементованих колекторів відносять нестійкі породи, про-

дукти

руйнування яких при експлуатації свердловин виносяться на по-

верхню разом з флюїдом.

Високими,

нормальними і низькими пластовими тисками вважа-

ються тиски, які мають градієнти відповідно

(Ігасі

Рпл > 0,1 МПа/\0 м ;

йгшіРпл

= ОД МПа/\0 м ;

йгайРпл

<0Д МПа/ІОм . (3.1)

Аномально низьким пластовим тиском вважають тиск, при якому

бгай

Рпл ^ 0,08 МПа/10 м , (3.2)

а аномально високим - тиск, при якому

йгші

Рпл > ОД 1

МПа/10

м . (3.3)

Високопроникним

колектором вважають пласт, в якого порова (Кп)

або тріщинна (Кт) проникність мають значення відповідно більше 0,1

мкм

і 0,01 мкм . При значеннях Кп і Кт менше вказаних величин

колектор вважається малопроникними.

Близькорозташованими пласти по відношенню до продуктивного

об'єкта вважаються такі, що знаходяться на відстані меншій від 5 м.

За

фракційним складом розрізняють пісковики дрібнозернисті з роз-

міром частинок піску в

межах

0,10...0,25

мм, середньозернисті (0,25...

0,50 мм) І грубозернисті (0,5...1 мм).

Основними

факторами, що визначають вибір конструкції вибою, є

спосіб експлуатації об'єкта, тип колектора, механічні властивості порід

продуктивного пласта і умови його залягання.

В залежності від способу експлуатації продуктивні об'єкти ділять на

ті, що експлуатуються окремо, спільно і спільнороздільно.

При

роздільній експлуатації об'єктів можливе застосування

всіх

вип-

робуваних в наш час конструкцій вибою.

При

сумісній або сумісно-роздільній експлуатації вимагається ізо-

ляція

продуктивних горизонтів один від одного,

тому

вони повинні

бути

перекритими суцільною або потайною колоною з обов'язковим їх це-

ментуванням.

Умови застосування конструкцій з відкритим вибоєм: колектор од-

норідний гранулярного або тріщинного типу, стан якого не допускає

застосування тампонажного

матеріалу;

в розрізі колектора

відсутні

близькорозташовані водяні або газоносні пласти і в його підошві нема

води; колектор складений, як правило, міцними породами; використо-

вується роздільний спосіб експлуатації об'єкта.

Конструкція з закритим вибоєм використовується в таких випадках:

неоднорідному колекторі порового або тріщинного типів, в якому чер-

"~ ~ 63

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

РОЗДІЛ 3.

гуються стійкі і нестійкі породи, водо- та газовміщуючі пропластки з

різними

пластовими типами; при необхідності кріплення неоднорідних

колекторів з метою ізоляції близькорозташованих газоводонафтовмі-

шуючих пластів; коли колектор характеризується високими значення-

ми

порової (Кп) або тріщинної

(Кт)

проникності порід; коли необхідно

забезпечити сумісну, роздільну або суміснороздільну експлуатацію

об'єктів.

Конструкції вибоїв змішаного виду використовуються в таких ви-

падках: в однорідному колекторі порового або тріщинного типів при

наявності

близькорозташованих напірних горизонтів або газової шапки

біля крівлі пласта, а також при низьких значеннях порової або тріщинної

проникності

порід; коли колектор складений міцними породами, які

зберігають стійкість при створенні депресії на пласт при експлуатації

свердловини; при роздільному способі експлуатації продуктивного

об'єкта.

Застосовуються конструкції вибоїв для попередження виносу піску:

слабозцементованому колекторі, що складений дрібно-, середньо- і

грубозернистими пісковиками, для яких характерним є руйнування

привибій

ігої

зони пласта з виносом піску при експлуатації свердловини;

при

роздільному способі експлуатації продуктивного об'єкта.

Принципи

вибору конструкції свердловини:

І.

Для конструкцій відкритого вибою:

1) встановлюється відповідність умов залягання проектного продук-

тивного об'єта і його фізико-механічних властивостей вимогам, що

описані

вище;

2) виходячи з очікуваних умов експлуатації оцінюється стійкість

порід в привибійній зоні за виразом

ст

сш

21К(10~*реН

-Рпл)

+ (Рпл

'Рв)],

(3.4)

де

Ост

- границя міцності порід продуктивного пласта при одноосно-

му стиску, МПа;

Н - глибина залягання продуктивного пласта, м;

К - коефіцієнт бокового розпору;

Рпл - пластовий тиск, МПа;

- тиск стовпа рідини на вибої свердловини, МПа;

§ - прискорення сили ваги, м/с ;

р - середня густина вищезалягаючих гірських порід, кг/м ,

визначається залежністю

р =

(3.5)

де/9?

- густина гірських порід і-го пласта, кг/м ;

НІ

- товщина і~го пласта, м;

п - число пластів;

РОЗДІЛ 3.

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

ц - коефіцієнт Пуасона, середні значення якого для основних типів

порід вказані в табл.

Таблиця

3.1

Породи

Глини

пластичні

Глини

щільні

Глинисті сланці

Вапняки

Пісковики

Піщані

сланці

Коефіцієнт

Пуасона,

}Л

0,41

0,30

0,25

0,31

0,30

0,25

Для прикладу приймемо, що експлуатацію свердловини глибиною

1500 м

буде

здійснено з пісковика, границя міцності якого на стискання

Ост*

ЗО МПа, пластовий тиск в якому дорівнює 15,5 МПа, передба-

чається вести експлуатацію при депресії 2 МПа, а середня густина гірсь-

ких порід по розрізу свердловини дорівнює

2250

кг/м .

При

таких

умовах

15,5-2,0= 13,5 МПа.

К =

-0,3

•2250-9,8'1500-154)

ст

= ЗО МПа > 2 [0,43

(15,5-13,5)

= 18 М/7а.

Таким

чином, виходячи з міцності порід експлуатація свердловини

відкритим вибоєм допускається.

3) приймаються до уваги такі вихідні дані:

при

стійкому або нестійкому колекторі, якщо

дгаЛРпя

5:0,1 МПа/10 м , а сам колектор має кп > 0,1 мкм або

кт

0,01 мкм , застосовують конструкцію відкритого вибою (рис-ЗЛ,в)

;•

якщо колектор має низьку порову або тріщинну проникність,.а

йгайРпл

^ 0,1 МПа/10 м, то при

стійкому

колекторі

застосовують

конструкцію

вибою

(рис.3.1 ,б), а при

нестійкому

колекторі

конст-

рукцію

вибою,

зображену

на рис.

3.1,г;

коли

дтай

Рпл

<0,1 МПа/10 м ,

незалежно

від

проникності

порідпри

стійкому

колекторі

вибирають

конструкцію

вибою,

зображену

на рис.

3.1,6,

а при

нестійкому

колекторі

зображену

на рис.

3.1,г.

Проектування конструкції

вибою

свердловини

РОЗДІЛ 3-

II.

Для конструкцій закритого типу встановлюється її відповідність

умовам залягання і експлуатації продуктивного об'єкта. Всі розрахунки

колон,

вибір міцності цементного каменю та інше здійснюється згідно з

діючими інструкціями.

III.

Для конструкцій змішаного типу:

встановлюється ЇЇ відповідність умовам залягання і експлуатації

продуктивного об'єкта;

оцінюється стійкість порід привибійної зони пласта;

при стійкому колекторі застосовують конструкцію вибою, зображе-

ну нарис.

3.1,

д,

а при нестійкому колекторі - на рис.

3.1,є.

IV. При виборі конструкції для попередження виносу піску:

встановлюється відповідність умов залягання і експлуатації продук-

тивного об'єкта;

визначається середній фракційний склад пластового піску;

в свердловинах з середньо- і грубозернистими пісковиками вико-

ристовується конструкція вибою свердловини зображена на рис.

3.1,ж;

в свердловинах з дрібнозернистими пісковиками застосовують кон-

струкцію вибою, що має вигляд, як на рис. 3.1 ,ж,з.

Загальна схема вибору конструкції вибою свердловини для різних

типів колекторів з врахуванням впливу основних факторів зображена на

рис.

3.1.

Загальні вимоги до конструкції вибою відкритого типу:

продуктивні пласти повинні

бути

стійкими при депресії і не руйну-

ватися при кислотних та інших методах штучної дії на пласт

Рпя~Р

(

(3.7)

в конструкціях вибоїв, зображених на рис. 3.1 ,б,г башмак експлуа-

таційної колони установлюють в стійких непроникних відкладах покрів-

лі продуктивного об'єкта з метою ізоляції вишезалягаючих водяних

відкладів, виключення осипання порід відкритого стовбура і поперед-

ження

перетоків пластового флюїду в вищерозміщені горизонти; при

наявності

над покрівлею пласта стійких непроникних порід великої тов-

щини

башмак колони установлюють на

віддалі

10-20 м від покрівлі

пласта;

в конструкціях вибою, що мають вигляд, зображений на рис.

3.1,г,

при

наявності в покрівлі продуктивного об'єкта, нестійких відкладів

виключення

осипання порід відкритого стовбура повинно

здійснюватися за рахунок застосування

двох

заколонних пакерів типу

ПМП

конструкції ВНДІБТ, які розміщуються на незацементованій по-

тайній

колоні-фільтрі. Одні з них установлюють в верхній частині по-

тайної колони, інший - в стійкій частині покрівлі продуктивного об'єкта;

при конструкції відкритого вибою (рис.

3.1,в)

цементування експ-

луатаційної колони виконується з використанням пакера типу ПМД

конструкції ВНДІБТ,

який

встановлюється на 8-Ю м вище від перфо-

рованого фільтру для попередження проникнення тампонажного розчи-

ну в продуктивну частину пласта;

РОЗДІЛ

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

відкриття продуктивного об'єкта при АНПТ в

умовах

однорідного

високопроникного

масивного покладу з розвинутими вертикальними

розломами та тріщинами повинно здійснюватися до глибини заляган-

ня

зони інтенсивного поглинання бурового розчину;

при послідовному бурінні кількох свердловин з одного куща І за-

тримці в освоєнні продуктивних об'єктів до закінчення будівництва за-

планованих свердловин технологія створення конструкції відкритого

вибою повинна передбачати виключення довготривалої дії бурового

розчину на продуктивний пласт для максимального збереження його

колекторських властивостей;

технологія створення конструкції відкритого вибою свердловини

повинна

забезпечувати виконання без ускладнень таких операцій: спуск

компоновок

експлуатаційної і потайної колон з встановленими на них

пристроями;

закріплення колони в привибійній зоні, якісне відкриття

пласта і сучасні способи освоєння; штучні дії на привибійну зону з

метою інтенсифікації притоку; здійснення ремонтно-ізоляційних робіт.

Технологія створення конструкцій відкритого вибою свердловини

зводиться до наступного:

при створенні конструкції вибою (рис.

3.1,6)

до покрівлі продуктив-

ного пласта спускають, а потім цементують експлуатаційну колону;

здійснюють відкриття продуктивного об'єкта; при

йти

Рпл<

0,1 МПа/10 м , кп < 0,1 мкм або

кт

< 0,01 мкм застосо-

вують

спеціальні бурові розчини або газоподібні агенти: аеровані бурові

розчини,

піни,

азот, природний газ або повітря в режимі

туману,

які не

забруднюють пласт;

спочатку бурять свердловину до покрівлі продуктивного об'єкта; на

основі

геолого-геофізичних досліджень визначають глибину спуску ек-

сплуатаційної колони і місце розташування її башмака з врахуванням

необхідності його установлення проти стійких непроникних відкладів;

стовбур свердловини перекривають експлуатаційною колоною; при

йгайРпл

< 0,1 МПа/Юм і наявності близькорозташованих до продук-

тивного пласта напірних горизонтів для виключення можливих пере-

токів флюїдів на колоні установлюють елементи колонної і заколонної

оснастки,

що підвищують якість роз'єднання пластів, і заколонний па-

кер

типу ПДМ для манжетного цементування експлуатаційної колони

або типу ПГП і ППГ для герметизації кільцевого простору біля її баш-

мака;

здійснюють відкриття продуктивних відкладів з використанням

бурового розчину з густиною, яка відповідає умовам "Єдиних технічних

правил ведення робіт при будівництві свердловин на нафтових, газових

газоконденсатних родовищах" (ВНДІБТ, М., 1983); обважнення буро-

вого розчину здійснюється кислоторозчинними обважнювачами; при

густині розчину до 1300 кг/м застосовують крейду; більше обважнення

забезпечують крейдою і баритом або лише сидеритом;

у випадку проведення робіт в тріщинному колекторі з аномально

низьким

пластовим тиском після виникнення поглинання свердловину

переводять на

воду,

аеровану рідину або пінну систему; поглиблюють

Проектування

конструкції

вибою

свердловина

РОЗДІЛ 3.

вибій на

30-50

м; здійснюють випробування відкритих відкладів випро-

бовувачем пластів; при наявності притоку флюїду свердловину

готують

до освоєння і випробування за прийнятою технологією; при відсутності

притоку свердловину дальше поглиблюють на

30-50

м і повторно про-

водять опробування продуктивного об'єкта випробовувачем пластів; та-

кі

роботи виконують до отримання об'єктивної достовірної інформації;

оптимальну депресію на пласт визначають за результатами дослід-

ження

свердловини на різних режимах; *

при використанні для відкриття пластів бурових розчинів з кисло-

торозчинними

наповнювачами для інтенсифікації притоку здійсню-

ється

обробка всього продуктивного об'єкта розчином соляної кислоти

12-21% концентрації.

Технологія створення конструкції вибою, зображеної на рис.

3.1,г,

така ж сама, як і для конструкції, описаної вище. Додатковою операцією

при

її створенні є перекриття нестійкого порово-тріщинного колектора

потайною

колоною-фільтром. Попередження обвалювання стінок свер-

дловини

1 зашламлення відкритого стовбура досягаються встановлен-

ням

заколонних пакерів конструкції ВНДІБТ, що розміщуються в не-

перфорованій

частині потайної колони біля покрівлі продуктивного

пласта, а також в башмаку експлуатаційної колони. При"цьому послідов-

ність технологічних операцій лри створенні конструкції вибою (рис.

3.1 ,г) така. Виконують роботи по закінченню свердловини бурінням.

Проводять

комплекс геофізичних досліджень, включаючи: каверно-

метрію, визначають інтервал залягання продуктивного об'єкта і здійс-

нюють гідромоніторне розширення стовбура в указаному інтервалі. Роз-

ширення

здійснюють гідромоторним перфоратором, обладнаним чо-

тирма насадками з діаметром 6 мм при такій витраті рідини, що забез-

печує перепад тиску на насадці не менше 10 МПа. Швидкість подачі

інструменту витримується в межах від 3 до 4

м/год

при його обертанні

на

першій швидкості. Розчин для запобігання забиття насадки перфора-

тора ретельно чиститься.

За

даними кавернометрії визначають ступінь руйнування стінок

свердловини, після чого робиться висновок про необхідний вигляд кон-

струкції відкритого вибою. Він визначається в залежності від таких умов:

1) стовбур стійкий і руйнуванню не піддається - свердловину залишають

відкритою (рис.

3.1,6);

2> стовбур нестійкий, слабоущільнені пропластки

добре виділяються - свердловину закінчують зі спуском у відкритий

стовбур незацементованої потайної колони-фільтра, яка обладнана па-

керами,

що розміщені проти стійкої нерозширеної частини стовбура.

Потайну

колону виконують або неперфорованою, або в вигляді фільтра.

Потайну

колону-фільтр обладнують або круглими отворами діамет-

ром 10 мм з розрахунку 20 отворів на 1 погонний метр, або щілинами.

В щілинному фільтрі на І погонний метр труби прорізується 8 щілин

довжиною

100-150

мм і шириною 3-5 мм кожна, які розміщуються по

колу з кутом зміщення 120" .Отвори іщілини розміщуються не ближче

0,6 мм від різьбових з'єднань колони. Нижню частину потайної колони-

фільтра обладнують муфтою з нарізаними зубами, які армуються твер-

68 ~~ ~~~

РОЗДІЛ 3. Проектування

конструкції

вибою

свердловини

дим сплавом, що забезпечує їх впровадження в вибій і фіксацію потай-

ної колони при відкручуванні бурильного інструменту.

Неперфоровану

потайну колону в верхній частині обладнують паке-

рОм типу ПМП, а в нижній - башмачним патрубком з направляючим

корком.

У випадку, коли башмак експлуатаційної колони віддалений від

покрівлі продуктивного пласта більше ніж на 25 м, а покрівля пласта

складена нестійкими відкладами, потайну колону "обладнують другим

пакером

типу ПМП,

який

розміщується нижче інтервалу залягання

нестійких порід.

Здійснюється розпакерування пакерів в свердловині, відкручується і

піднімається бурильний інструмент, перфорується потайна колона пер-

фораторами типів

ПНКТ-73,

ПНКТ-89,

ПР-54 або ПР-43 при депресії

на

пласт, що конкретно визначається для свердловини.

Виконуються роботи по виклику притоку, освоєнню і дослідженню

свердловин.

При

створенні конструкції вибою за рис. 3.1 ,в при

йгшіРпл

£0,1 МПа/Ю м К

^ 0,1 мкм

або К

> 0,01 мкм

відкриття продуктивного горизонту здійснюється спільно з вищележа-

чими

відкладами, не застосовуючи спеціальних розчинів. Експлуа-

таційну колону спускають до вибою, обладнуючи її в інтервалі пласта-

колектора фільтром з отворами або щілинами, а над фільтром встанов-

люється пакер типу ПДМ і елементи заколонного оснащення. Остання

труба

перед пакером обладнується чавунною заглушкою або в

трубі

заздалегідь установлюють цементний корок. Цементують свердловину

підніманням тампонажного розчину в інтервалі від місця установки

пакера

до проектної відмітки. Розбурюється цементний корок, упорне

кільце "стоп

, цементну шклянку і заглушку.

При

закінченні свердловини з конструкцією закритого типу (рис.

3.1,а)

відкриття продуктивного об'єкта здійснюється разом з вищележа-

чими

відкладами з використанням такого бурового розчину, що не

шкодить колекторським властивостям пласта. До вибою спускається

експлуатаційна колона, свердловина цементується, а гідродинамічний

зв'язок

з пластом здійснюється із застосуванням кульової, кумулятив-

ної або гідропіскоструминної перфорацій.

Технологія створення конструкції вибою змішаного типу (рис. 3.1 д

рис.

3.1,є)

в основному аналогічна. Свердловину бурять до проектної

глибини

з відкриттям всієї товщини продуктивного об'єкта. Експлуа-

таційну колону спускають до глибини, яка забезпечує перекриття і

ізоляцію близькорозташованих біля покрівлі пласта напірних об'єктів,

газової шапки або верхньої нестійкої частини продуктивних відкладів.

Після

цементування колони її перфорацію здійснюють в інтервалі ви-

сокопродуктивної частини об'єкта, а перед викликом притоку в випадку

необхідності виконують обробку привибійної зони пласта. На відміну від

конструкції вибою, зображеної на рис.

3.1,д,

в конструкції (рис.

3.1,є)

відкритий вибій,

який

представлений нестійкими колекторами

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

РОЗДІЛ 3.

тріщинного або гранулярного типів, перекривають потайною колоною-

фільтром.

Технологія створення конструкцій вибою для попередження виносу

піску (рис.

3.1,ж)

заснована, перш за все, на поєднанні зацементованої

експлуатаційної колони і вибійного фільтру (щілинного, з дротяною

обмоткою, металокерамічного, титанового), установленого в інтервалі

перфорації. Гранично допущена депресія на слабозцементований пласт

при

такій конструкції вибою визначається з виразу

дР<

Кк

СЕ Г

№

Гс

(3.8)

Де

с - сила зчеплення гірських порід, її значення коливається

межах

0,2...1,4

МПа;

Кк -

радіус

контура живлення, який приймається рівним половині

віддалі

до найближчої експлуатаційної свердловини, м;

радіус

свердловини, м;

- проникність породи, мкм ;

є- коефіцієнт проточності порових каналів.

ГПп

де т

,т

- відповідно ефективна і повна пористість.

Для прикладу:

= ОД м;

На = 200 м; к= 0,2 мкм

;

, =24%,

=26%,

с = 1 МПа.

Тоді

АР =

і»—

ІЬ

200

ОД

0,26 МПа

Ширину

щілин 2 вибійного фільтра вибирають з умови

2 = 3 4і + <І2,

, йг -відповідно розміри найбільш дрібних і найбільш крупних

зерен пластового піску, мм.

В конструкції вибою (рис.

3.1,з)

попередження виносу піску дося-

гається шляхом створення в перфораційних каналах штучного фільтра

з проникного тампонажного

матеріалу

типу Контарен-2. Для цього

після перфорації колони здійснюється виклик притоку,

РОЗДІЛ 3.

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

відпрацьовується пласт протягом 1-5 діб, перевіряється приймальність

пласта і закачують на поглинання тампонажний склад Контарена-2.

Проникний

полімерний тампонажний матеріал Контарен-2 розроб-

лений

в ВНДІКРнафта і включає в свій склад ТС-10, уротропін, напов-

нювач

ШРС-С,

який отримують при сумісному помолі шлаку,

руди

солі (хлористого натрію) і водний розчин їдкого натру. Початкова міц-

ність

матеріалу

на стиск складає не менше 6 МПа, а після вимиву з нього

солі -

3,5...5,0

МПа. Відповідно проникність каменю дорівнює

0,12..Д20

мкм

і 1...5 мкм .

Вимивання

сольового наповнювача здійснюється при прокачуванні

через штучний фільтр водних розчинів ПАВ з концентрацією 0,5...0,1%

з розрахунку 1...2 м на 1 м інтервалу перфорації.

Матеріал є стійким до дії кислот І не руйнується при температурі до

200 °С.

Гранично допустима депресія на пласт після кріплення привибійної

зони

Контареном-2 не повинна перевищувати 3 МПа.

3.2. Пакери та спеціальний інструмент для роз'єднання

пластів при кріпленні свердловин у привибійній зоні

В світовій практиці розвивається вибірковий метод ізоляції пластів

при

кріпленні свердловин, який передбачає підбір до кожної зони за-

трубного простору найбільш оптимальних технологічних

заходів,

які

органічно

входять

в єдиний процес кріплення свердловин.

Важливу

роль

цьому

відіграють

заколоннІ пакери. В Україні заколонні пакери виго-

товляються науково-виробничим об'єднанням "Карпатнафтомаш" в м.

Калуші за технологічною документацією, розробленою А.Циріним,

В.Ваніфатьєвим, Л.Фарукшином. За кордоном заколонні пакери розроб-

ляються і виготовляються головним чином фірмами США: .Типе», Вакег,

НаШЬигіоп,

ТАМ Іпіегпаііопаі, Сошріеііоп Тооі Со, Оеаїтіапн

О\уеп.

Вибухові

заколонні пакери розроблені в Російській Федерації

МЛевіним.

В конструкціях вибою свердловин (рис. 3.1 б, в, г) передбачено засто-

сування заколонних пакерів. В табл. 3.2 вміщена інформація про основні

напрями

застосування заколонних пакерів при кріпленні свердловин.

Встановлені на обсадній колоні заколонні пакери різної конструкції

забезпечують надійну Ізоляцію пластів між собою та попереджують пе-

ретоки нафти,

газу

або води через цементне кільце в затрубному про-

сторі. Особливо потрібні ці пакери

тоді,

коли водяні, нафтові або газові

горизонти знаходяться на невеликій відстані один від одного і коли під

час операцій освоєння свердловини або в період їх експлуатації не-

обхідно

створювати великі депресії на пласт, а значить і великі градієнти

тисків на один метр цементного кільця.

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

РОЗДІЛ і.

Таблиця

3.2

Технічні засоби реалізації

Пакеруючий кошик

Пакер-фільтр

Свердловинний

нагрівач,

свердловинний

вібратор

Заколонні

прохідні гідрав-

лічні і гідромеханічні пакери

Заколонний

гідравлічний

пакер

з металевим ущільню-

ючим елементом

Основні

напрямки застосування

Відсутність

каверн, седиментаційно

стійкий

тампонажний розчин, нео-

бмежений температурний діапазон,

найбільш обмежений перепад тиску

Відсутність

каверн, необмежена седи-

ментаційна

стійкість тампонажного

розчину, необмежений температур-

ний

режим, обмежений перепад тиску

Відсутність

каверн, седиментаційно

стійкий

тампонажний розчин, обме-

жений

температурний режим і перепад

тиску

Відсутність

значних каверн, стійка

стінка свердловини, підвищений або

середній керований тиск встановлення

пакера,

істотно підвищений перепад

тиску

Відсутність

каверн, седиментаційно

стійкий

тампонажний розчин, обме-

жений

температурний діапазон,

найбільш підвищений перепад тиску

В США впроваджені в практику пакеруючі кошики при манжетному

цементуванні. Ці кошики виконані за аналогією з пружинними центра-

торами,

але в нижній половині пружини розширені і встановлені із

взаємним

перекриттям. Кошики дозволяють створювати в заданих зо-

нах свердловини седиментаційно ущільнений цементний камінь.

В ТатНДІнафта розроблений і знайшов застосування в практиці па-

кер-фільтр, що встановлюється на обсадній колоні. Цей пристрій являє

собою патрубок, у який вмонтовано фільтруючий елемент з оберненим

клапаном

для пропуску фільтрату цементного розчину із затрубного

простору всередину колони через спеціальні отвори, перекриті зрізую-

чими

заглушками. Пакер-фільтр спрацьовує після відкриття отворів

внаслідок зрізування заглушок цементуючим корком та зниження тиску

цементуючій головці до атмосферного. Під дією перепаду тиску між

затрубним та внутрітрубним просторами тампонажний розчин

віддає

надлищкову

воду

не в пласт, а в середину обсадної колони, а

тверда

фаза

суміші ущільнюється в зоні фільтру.

РОЗДІЛ

і.

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

О.К.Куксов

запропонував в локальній зоні прогрівати тампонажний

розчин

різними засобами, але для цього потрібний великий арсенал

технічних засобів.

Найбільш

радикальним засобом покращення ізоляції пластів в стро-

го заданих інтервалах заколонного простору свердловини є застосуван-

ня

заколонних пакерів, які включають в себе ущільнюючий елемент у

вигляді еластичної манжети різної конфігурації. Манжета пакера по-

винна

являти собою гумовий, гумовотканинний або гумово-ме-

талічний виріб. За

схемою

ущільнення пакеруючих пристроїв пакери

діляться на механічні і гідравлічні. Пакери, які не перекривають канал

обсадної колони, називаються прохідними.

Пакери

встановлюються як в зоні раніш обсаженої колони, так і у

відкритому

стовбурі.

В США найбільш широко застосовуються пакери фірми Ідіпез. Пакер

складається з рукавного ущільнювача та клапанної муфти. Пакер або

декілька пакерів встановлюються в свердловині на будь-яких необхідних

глибинах для забезпечення надійної герметизації простору між обсад-

ною

колоною та стінкою свердловини. Пакерування здійснюється після

посадки

цементуючого корка на стоп-кільце і підвищення тиску в колоні

до необхідного. Рідина, яка заповнює обсадну колону в зоні встановлення

пакера,

поступає в робочу порожнину ущільнюючого елемента через

канал

в клапанній муфті. При цьому рукав ущільнюючого елемента

розширюється,

притискаючись до стінки свердловини. Рідина поступає

робочу порожнину і утримується там двома зворотними клапанами,

один

з них служить для

захисту

пакера при наступних технологічних

операціях в обсадній колоні, наприклад, при гідравлічному розриві пла-

ста.

При

встановленні на колоні декількох пакерів в них монтуються

зрізні

шпильки, які руйнуються при різних тисках. Спрацьовують паке-

ри

при зміні тиску в цементуючій головці.

Заколонні

пакери фірми Ідіпез виготовляються для обсадних

труб

діаметром від

88,89

мм до

761,99

мм.

В залежності від конкретних геолого-технічних умов кріплення свер-

дловини

заколонні пакерні пристрої для двоступеневого або манжетного

цементування

можуть

застосовуватися в таких цілях:

- роз'єднання поглинаючих або проявляючих пластів в інтервалі це-

ментування або нижче нього;

захисту

продуктивного пласта від контакту з тампонажним розчи-

ном;

- забезпечення необхідної висоти підіймання тампонажного розчину

затрубному просторі.

Мета застосування пакера визначається конкретними технологіч-

ними

задачами роз'єднання пластів при кріпленні свердловини. При

цьому конструкція заколонного пакера і принцип приведення його в дію

повинні

забезпечувати захист його від передчасного спрацювання в

процесі

спуску обсадної колони, під час промивок свердловини та це-

ментування її інтервалу нижче пакера. Конструкція пакера повинна за-

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

РОЗДІЛ 3.

безпечувати технологічність його використання та надійний контроль

за його роботою в свердловині під час цементування незалежно від

глибини

його установки.

Після

ізоляції пакером поглинаючого інтервалу або пласта його

ущільнюючий елемент в процесі цементування свердловини вище па-

кера

сприймає перепад тиску

зверху

вниз,

який

обумовлений різницею

між гідростатичним тиском стовпів рідин, а також гідродинамічними

опорами

в заколонному просторі над пакером і тиском в поглинаючому

пласті. У випадку ізоляції проявляючого пласта цей перепад на

ущільнюючий елемент пакера протягом періоду очікування затвердіння

цементу (ОЗЦ) починає діяти

зверху

вниз у зв'язку зі зниженням гідро-

статичного тиску стовпа тампонажного розчину в процесі його загустін-

ня

та схоплення. Тому надлишковий тиск пакерування повинен підби-

ратися

з врахуванням збереження

герметизуючої

здатності ущільню-

ючого елемента пакера при можливих змінах

діючого

на нього перепаду

тиску. Встановлено, що оптимальні значення надлишкового тиску паке-

рування

для заколонних гідравлічних

пак

єрів

знаходяться в

межах

8... 10

МПа.

При

використанні заколонного гідравлічного пакера для двоступене-

вого або манжетного цементування свердловини розширення його

ущільнюючого елемента здійснюється закачуванням під нього прода-

вочної рідини з обсадної колони, в якості якої, як правило, використо-

вується буровий розчин,

який

знаходиться в свердловині перед її цемен-

туванням. Одначе при використанні цього пакера для проведення ман-

жетного цементування ущільнюючий елемент пакера доцільно запов-

нювати початковою порцією тампонажного розчину,

який

закачується

свердловину по обсадній колоні

вслід

за розділюючим корком,

який

зупиняється

в пакері. При установці заколонного пакера на башмаку

обсадної колони порожнина ущільнюючого елемента заповнюється

порцією

тампонажного розчину з обсадної колони в будь-який момент

операції його протискування в заколонний простір свердловини.

При

встановленні заколонних пакерів ступеневого І манжетного це-

ментування в відкритій частині

стовбура

свердловини, особливо безпо-

середньо над ізолюючим, поглинаючим або проявляючим пластом,

найбільш надійним є використання пакерів з пружнорозширюючим

ущільнюючим елементом

рухомого

типу, тобто гідравлічним. Такий

пакер

забезпечує досить надійну ізоляцію пласта при наявності в

інтервалі його установки невеликих каверн та нерівностей

стовбура

свер-

дловини.

При установці в номінальному діаметрі

стовбура

свердловини,

який

складений щільними і непроникаючими породами, або в нижній

частині попередньої обсадної колони доцільно використовувати більш

простий

і дешевий гідромеханічний пакер з ущільнюючим елементом

осьового стиску або радіального розклинювання.

Для манжетного цементування і закінчування свердловини з конст-

рукцією відкритого типу однаково технологічними у використанні є

такі: заколонний пакер з циркуляційним клапаном,

який

приводиться

дію посадкою в нього падаючого корка; пакер з цементуючою муфтою,

РОЗДІЛ 3,

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

яка

приводиться в дію послідовним створенням надлишкового тиску в

обсадній колоні після перекриття її башмака розділюючим корком або

кулею; пакер,

який

приводиться в дію надлишковим тиском з цементу-

ючою муфтою, яка спрацьовує від падаючого корка. На рис.

3.2,а,б

зображено ущільнюючий елемент гідравлічного пакера, конструкція

якого

попереджує можливість міграції

газу

або рідини по

тілу

рукава.

Рис.

3.2. Ущільнюючий елемент в висхідному (а)

робочому (б) стані.

Ущільнюючий елемент гідравлічного пакера складається з корпусу

2, на якому за допомогою кінцевої приєднуючої арматури 1 закріплено

гумовотканинний

рукав,

який

складається з внутрішнього 3 і

зовнішнього 7

гумових

шарів і проміжного силового тканинного шару

6. Між внутрішнім і силовим шарами рукава по гвинтовій лінії намотані

запаяні

двох

сторін і заповнені компонентами

твердіючої

маси ела-

стичні саморуйнівні трубки 4, на яких встановлені проколюючі скобки

5, виконані у вигляді розрізаного кільця з висаженими всередину голка-

ми

8. Пристрій працює таким чином. Ущільнюючий елемент разом з

вузлами пакера приєднують до обсадної колони і спускають в свердло-

вину. Після закінчення процесу цементування і спрацювання клапанно-

го

вузла

пакера рідина з обсадної колони через канал А поступає в

проектування

конструкції

вибою

свердловини

РОЗДІЛ 3.

порожнину

ущільнюючого елемента, роздуває його до стану притиску

до стінки свердловини. При дальшому підвищенні тиску проколюючі

скобки

5 руйнують стінки еластичних трубок 4, і компоненти твердіючої

маси,

які,

будучи

витісненими з трубки, переміщуючись, створюють

міцне

монолітне з'єднання зовнішнього 7, внутрішнього 3 і силового

шарів рукава. Компоненти твердіючого шару в трубках 4 ущільнюючого

елемента підбирають таким чином, щоб не відбулося їх твердіння пере-

дчасно при проколі трубки в процесі спуску пристрою в свердловину.

Ущільнюючі елементи гідромеханічного пакера, розроблені

ВНДІБТ,

зображені на рис. 33 в трьох варіантах.

Пристрій

за першим варіантом (рис.

3.3,а,

І) включає в себе корпус

6 з радіальними отворами А, встановлено на ньому секційну манжету 5;

середня частинка якої 7 закріплена на корпусі зрізним штифтом 8,

поршень-поштовхувач 2, захисну

втулку

1 (на малюнку показано лише

частково),

яка перекриває радіальні отвори А в корпусі 6, упор 9 і обме-

жувачі

ходу

поршня-поштовхувача і середньої частини манжети. Пор-

шень-поштовхувач 2 і упор 9 обладнані елементами торцевого захисту

Цей

пристрій працює таким чином. Після закінчення процесу це-

ментування свердловини захисна втулка 1, переміщуючись

вниз,

відкриває радіальні отвори А. Спрацювання захисної втулки може здійс-

нюватися шляхом зняття тиску в цементуючій головці. При зростанні

надлишкового тиску в обсадній колоні рідина, що поступає через

радіальні отвори А корпусу 6, переміщає поршень-поштовхувач 2,

який,

свою

чергу,

переміщає взаємодіючі з ним манжети 5 і обмежувач 4 в

строго задане положення (рис.

3.3,а,

II). При подальшому підвищенні

тиску поршень-поштовхувач 2 через обмежувач 4 взаємодіє з середньою

частиною 7 секційної манжети, зрізаючи штифт 8 і переміщуючи серед-

ню

частину манжети до контакту з верхнім обмежувачем 4 в положення,

яке

показане на рис.

3.3,а,

III.

Пристрій

за другим варіантом (рис.

3.3,6,

І) складається з корпусу 6

радіальними отворами А і Б, встановленої на ньому манжети 5, середня

частина якої 7 нерухомо закріплена на корпусі; основного поршня-по-

штовхувача 2 з обмеженим ходом і великою робочою площею, яка

сприймає

внутрішньоколонний тиск; додаткового поршня-поштовху-

вача 2 з меншою робочою площею, яка теж сприймає внутрішньоко-

лонний

тиск; захисних втулок 1 (на малюнку показані лише частково),

які

перекривають радіальні отвори А і Б в корпусі 6. Поршні-поштовху-

вачі 2 і Т обладнані елементами торцевого захисту 3. Корпус має обме-

жувач

ходу

основного поршня,

який

виконано у вигляді розрізного кіль-

ця.

Цей

пристрій працює таким чином. Після закінчення процесу це-

ментування свердловини захисні втулки 1, переміщуючись, відкрива-

ють радіальні отвори А і Б. Втулки спрацьовують аналогічно як і в

першому варіанті. При нарощуванні надлишкового тиску в обсадній

колоні

рідина, яка поступає через радіальні отвори А і Б в корпусі, діє на

робочі площини поршнів-поштовхувачів 2 і 2

. Так як площа поршня-

__————

____^_____ _____

РОЗДІЛ 3.

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

Рис.

3.3. Секційні ущільнюючі елементи для гідромеханічного пакера:

а -

перший

основний

елемент;

6 -

другий

основний

елемент;

додатковий

елемент.

Проектування

конструкції

вибою

свердловини

РОЗДІЛ 3.

поштовхувача 2 більша, ніж поршня-поштовхувача 2\ то під дією над-

лишкового тиску в першу

чергу

переміститься поршень-поштовхувач 2,

який

має обмежений хід, що дозволяє перемістити взаємодіючі з ним

секції манжети 5 в строго визначене положення, яке показано на рис. 3.3

б, 1. При подальшому підвищенні тиску в обсадній колоні поршень-по-

штовхувач 2' перемішає суміжні з ним секції манжети 5 в положення,

яке

зображене на рис. 3.3 б,П.

3.2.1. Прохідні пакери для радіального підвищення якості

роз'єднання

пластів

ВНДІБТ

розроблені заколонні гідравлічні пакери типів ППГ і ПК

(рис.

3.4,а-г).

Кожен пакер включає в себе два основні елементи: рукав-

ний

ущільнювач і клапанний вузол.

Рис.

3.4. Заколонні прохідні гідравлічні пакери:

корпус

рукавного

ущільнювача;

2 -

пруж

но-розширюючий

рукав;

обтискуюча

склянка; 4 -

корпус

клапанного

вузла; 5 -

диференщйна

втулка; 6 -

гумова

перепускна

манжета

односторонньої

дії; 7 -

зрізний

гвинт; 8 -

утримувач

пруж

инними

лапами; 9 -

гвинт

пустотілою

ніж кою; 10 - вставка.

РОЗДІЛ 3. Проектування

конструкції

вибою

свердловини

Рукавний

ущільнювач складається з корпусу, на

який

із зазором

посажено ущільнюючий елемент з гумово-тканинного пружнорозши-

рюючого рукава, закріпленого на кінцях корпусу стальними стискаючи-

ми

обоймами. В тілі корпусу є канали для подачі робочої рідини до

ущільнюючого елемента. Клапанний вузол включає корпус, де встанов-

лено

елементи, які виконують функції впускного і запорного клапанів, а

також попереджують несвоєчасне спрацювання клапана.

В пакері-контейнері між рукавним ущільнювачем і клапанним вуз-

лом встановлено кільцевий контейнер,

який

забезпечує заповнення

ущільнюючого елемента двокомпонентною твердіючою сумішшю, ок-

рему доставку компонентів до місця пакерування і сумісну їх закачку в

порожнину

ущільнюючого елемента з достатньо рівномірним

змішуванням.

Цього досягають розділенням кільцевої робочої порож-

нини

контейнера по довжині на декілька ділянок спеціальними

кільцевими розділювачами з перепускними оторочками. Робочу порож-

нину

заповнюють смолами МФ-17 і ФР-12 з чергуванням їх по ділянках.

Смоли

з контейнера в рукавний ущільнювач закачують шляхом їх

витіснення

рідиною, яка поступає з обсадної колони під заданим тис-

ком.

При цьому від кожної перепускної оторочки зона переміщування

поширюсться потоком. Певне число кільцевих розділювачів у робочій

порожнині

контейнера забезпечує зменшення і накладання вказаних

зон,

внаслідок чого смоли досить рівномірно змішуються при їх закачці

рукавний ущільнювач. Утворена суміш через 5 діб дає міцність на стиск

10... 11 МПа. Пакери типу ППГ і ПК приводять в дію аналогічно, як в

заколонному

пакері фірми Ьупез. Для запакерування свердловини після

закінчення

закачування в обсадну колону рідини продавлювання

збільшують тиск, і витримують під ним протягом певного часу (не

менше

5 хвилин). При цьому ущільнюючий елемент розширюється і

щільно притискається до стінки свердловини рідиною, яка поступає до

нього.

Клапанний

вузол пакерів типу ППГ і ПК почергово виконує такі

функції: до закінчення процесу цементування виключає попадання

рідини

продавлювання в робочу порожнину рукавного ущільнювача;

після

посадки цементного корка на стоп-кільце з'єднує цю порожнину з

внутрішнім простором обсадної колони при додатковому підвищенні

тиску в цементуючій головці; після зняття надлишкового тиску в цемен-

туючій

головці після пакерування свердловини герметично закриває

робочу порожнину рукавного ущільнювача; при наступних

підвищеннях тиску в обсадній колоні попереджує з'єднання цієї порож-

нини

з порожниною колони.

Цементування

обсадної колони, обладнаної пакером типу ППГ або

ПК

до моменту "стоп", не відрізняється від звичайного процесу прямого

одноступеневого цементування. При проходженні цементуючого корка

через пакер елемент його захисту від несвоєчасного спрацювання виво-

диться з робочого стану, що відзначається незначним сплеском тиску в

нагнітальній лінії. Цим забезпечується підготовка клапанного вузла до

спрацювання

при створенні в цементуючій головці заданого тиску.