Заканчивание дополнительных стволов нефтедобывающих скважин

только к участку формирования собственно канала и длительностью процесса во времени, что и обеспечивает минимальное негативное воздействие на крепь скважины и породу пласта [140].

Щадящая перфорация является наиболее эффективной, а зачастую и безальтернативной, в случае перфорации пластов с близким расположением газо- и водонефтяного контактов, когда предъявляются повышенные требования к качеству крепи; при перфорации скважин с неустойчивым коллектором; глубоких высокотемпературных скважин в условиях аномальновысокого пластового давления (АВПД); высокодебитных газовых скважин, требующих для обеспечения «гидравлической прозрачности» в зоне фильтра плотностей перфорации до 400 отв/п.м, производства специальных отверстий с большим размером поперечного сечения.

К настоящему времени разработано множество способов щадящей перфорации. На основании имеющегося опыта, наиболее рациональными и перспективными для дальнейшего развития способами щадящей перфорации являются щелевая гидропескоструйная перфорация, гидромеханическая, с использованием для формирования перфорационных отверстий роликов или ножей-пробойников, а также зондовая.

а) Щелевая гидропескоструйная перфорация. Данный ме-

тод известен довольно давно. Суть его заключается в перемещении работающего гидропескоструйного перфоратора в обсадной колонне с созданием реза (щели). Опытами было установлено, что при длине щели, равной 40 диаметрам насадки, отраженная струя не гасит входящую. Этим явлением объясняется факт увеличения на 20–30 % глубины щели по сравнению с точечным вскрытием.

На качество формирования струи и глубину ее проникновения в пласт оказывают влияние форма и диаметр внутренней полости перфоратора, расстояние от насадки до преграды, взаимное расположение и перепад давления на насадках, диаметр,

31

elib.pstu.ru

тип и концентрация абразива, вид рабочей жидкости, скорость движения перфоратора в колонне.

Проведение щелевой гидропескоструйной перфорации позволяет разгружать пласт от горного давления, что крайне эффективно для недогруженных пластов, работающих в условиях АВПД, неустойчивых пластов, склонных к разрушению при падении пластового давления, пластов с выраженной зоной кольматации. Разгрузка пласта увеличит просветность трещин и пор, повысить способность к дальнейшему самоочищению.

б) Гидромеханическая перфорация. Гидромеханический ро-

ликовый перфоратор применяется для реза и снятия стального пластыря с обсадной колонны. Достоинством данной конструкции являются простота, высокие надежность и производительность, что закономерно повлекло ряд ограничений по применению данного устройства. Наиболее существенно то, что при длине щели, приближающейся к диаметру перфорированной колонны, последняя теряет устойчивость на несколько порядков. Создание длинных щелей особенно опасно в скважинах, где могут возникать значительные осевые нагрузки, вызванные силами трения грунта о колонну. В то же время при существующей технологии роликовой (пластической) перфорации создать щель длиной 3,5–4,5 см не представляется возможным, так как деформирование колонны осуществляется натяжением колонны труб, на которых спущен перфоратор. Другим серьезным недостатком данного перфоратора является малая глубина проникновения в пласт, определяемая радиусом ролика. Применяемая в различных конструкциях гидромониторная промывка неэффективна в силу параметров процесса.

Еще одним технологическим недостатком данного перфоратора является обязательное увеличение окружности (диаметра) обсадной колонны на толщину внедрившихся в нее роликов, что приводит к растрескиванию цементного камня в зоне перфорациииещебольшей потереустойчивостиобсадной колонны.

32

elib.pstu.ru

Гидромеханический перфоратор с ножами-пробойниками представляет собой трансформатор давления, гидравлически связанный с корпусами. В корпусах перпендикулярно продольной оси расположены ножи-пробойники. Достоинством данного перфоратора являются относительная простота и минимальное негативное воздействие на крепь скважины. К недостаткам следует отнести относительно невысокую стойкость ножейпробойников: 15–40 резов до замены (что обусловлено податливостью колонны и связанными с этим требованиями к материалам, из которых изготавливаются ножи), а также малую глубину проникновения в пласт. Решить проблему созданием надежной и простой конструкции с гидромониторной насадкой с использованием давлений в 30–40 МПа при существующих размерах обсадных колонн весьма сложно.

в) Зондовая перфорация. Как отмечалось выше, к недостаткам перечисленных выше способов щадящей перфорации относится, в первую очередь, сравнительно небольшая глубина проникновения в пласт. Способ зондовой перфорации основан на внедрении в пласт металлической трубки-зонда на глубину полутора и более метров. Первоначально специальным ножом в колонне вырезается окно, в которое затем подается трубка-зонд, имеющая на конце гидромониторную насадку. Разрушение породы пласта ведется струей жидкости без абразива под давлением 250 МПа. В случае непрерывной подачи зонда к разрушаемой преграде и поддержании оптимального расстояния между насадкой и преградой процесс разрушения породы пласта максимально эффективен. Энергоемкость процесса может быть снижена, если наряду с разрушением породы струями применить механическое воздействие.

2.5. Вызов притока флюида из продуктивных пластов

Освоение скважин – комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивных горизонтов на поверхность с целью достижения проектной производительности скважины.

33

elib.pstu.ru

Освоение скважин проводится после вскрытия пласта и проведения работ, связанных с монтажом наземного и скважинного оборудования. При эксплуатации скважиной нескольких продуктивных горизонтов освоение скважин проводят последовательно, в основном сверху вниз. Освоение скважин осуществляется посредством снижения давления столба промывочной жидкости в скважине ниже пластового; при этом создается депрессия на пласт, благодаря которой и происходит вызов притока пластового флюида. Для этого в случае, когда пластовое давление выше гидростатического, заменяют тяжелую промывочную жидкость водой, а затем нефтью (газовый конденсат). Если пластовое давление не превышает гидростатическое, а пласт хорошо проницаем, освоение скважин достигается снижением уровня жидкости следующими способами: газированием промывочной жидкости воздухом (эрлифт) или газом (газлифт), а также свабированием и откачкой жидкости насосом. В случае низкой проницаемости или сильной загрязненности пласта перед освоением скважин выполняют работы по интенсификации притока пластового флюида в скважину. Если пластовое давление значительно ниже гидростатического, работы по освоению скважин проводят с использованием поверхностно-активных веществ. При положительных результатах освоения скважину, после испытания на различных режимах, передают в эксплуатацию.

Таким образом, при заканчивании дополнительных стволов скважин на месторождениях с падающей добычей нефти, осложненных обводнением продуктивных пластов; низкими значениями пластовых давлений и температур; наличием выделившегося в пласте газа; загрязнением призабойных зон пласта при проведении геолого-технических мероприятий; наличием АСПО и солеотложений вследствие снижения давления и температуры; необходимостью выработки целиков нефти, находящихся вне зоны дренирования добывающих скважин, были проанализированы схемы заканчивания дополнительных стволов [149, 150].

34

elib.pstu.ru

Таким образом, в качестве оптимальной схемы заканчивания может быть выбрана следующая:

–первичное вскрытие продуктивных пластов осуществлять посредством бурения ствола скважины до кровли продуктивного пласта, спуска обсадной колонны, ее цементирования с последующим вскрытием продуктивной толщи долотом меньшего диаметра и перекрытием хвостовиком. Хвостовик цементировать по всей длине и перфорировать против заданных интервалов. Метод эффективен при селективной эксплуатации различных пропластков;

–крепление ствола скважины и разобщение пластов обсадными трубами и тампонажными материалами производить прямым одноступенчатым методом, с применением специальных тампонажных растворов с регулируемыми технологическими свойствами для конкретных геолого-физических условий;

–вторичное вскрытие продуктивных пластов производить щадящим методом перфорации, обеспечивающим сохранность крепи скважин – щелевой гидропескоструйной перфорацией, позволяющей повысить дебиты добывающих скважин в 8,9– 14,4 раза и увеличить приемистость нагнетательных скважин в

14,8 раз.

35

elib.pstu.ru

3. ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ ХВОСТОВИКОВ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТВОЛОВ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Можно выделить три основных варианта установки и крепления хвостовка в БС в зависимости от геологических условий залегания продуктивно залежи, типа коллектора и свойств пород

(рисунок 5) [17]:

–крепление хвостовика без цементирования (рисунок 5 а);

–крепление хвостовика с манжетным цементированием (рисунок 5 б);

–крепление хвостовика с прямым цементированием по всей длине (рисунок 5 в).

Рисунок 5. Основные варианты установки и крепления хвостовиков, где: а) крепление хвостовика без цементирования; 6) крепоение хвостовика с манжетным цементированием; в) крепление хвостовика с прямым цементированием по всей длине

Кроме крепления боковых и дополнительных стволов хвостовиками возможен способ крепления эксплуатационными колоннами, спущенными от устья скважины (рисунок 6).

36

elib.pstu.ru

Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважины с учетом кавернозности ствола должна быть не менее 15 мм.

3.1. Крепление хвостовика без цементирования

При креплении хвостовика без цементирования осуществляется следующая последовательность технологических операций:

–спускается хвостовик со всей необходимой технологической оснасткой;

–при обнаружении посадки проводится промывка колонны, в случае не прохождения хвостовика производят его подъем,

аБС прорабатывают;

–при спуске хвостовика в БС запрещается его вращение;

–при подходе хвостовика к забою давление при промывке не должно превышать давления срабатывания пакера и разъединителя;

–перекрытие внутреннего канала хвостовика с помощью дроссельно-запорного клапана или цементировочной пробки;

–повышение внутреннего избыточного давления и последновательное приведение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны;

–отсоединение транспортировочнойколонныотхвостовика;

–промывка и подъем транспортировочной колонны.

3.2. Крепление хвостовика с манжетным цементированием

При креплении хвостовика с манжетным цементированием осуществляется следующая последовательность технологических операций:

– спуск хвостовика со всей необходимой технологической оснасткой на бурильных трубах с внутренним диаметром, обес-

38

elib.pstu.ru

печивающим свободное прохождение верхней цементировочной пробки;

–проведение манжетного цементирования хвостовика с пуском верхней цементировочной пробки после закачки цементного раствора для разделения цементного раствора от продавочной жидкости;

–стыковка верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в узле разъединения хвостовика, и продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика до получения сигнала «стоп»;

–повышение внутреннего избыточного давления, закрытие цементировочной муфты и последовательное приведение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны;

–проведение промывки БС и подъем транспортировочной колонны;

–разбуривание цементировочных пробок, посадочного седла «стоп» кольца и обратного клапана перед освоением БС.

3.3. Крепление хвостовика с прямым цементированием по всей длине

При креплении хвостовика с прямым цементированием по всей длине осуществляются следующие технологические операции:

–спуск хвостовика со всей необходимой технологической оснасткой на бурильных трубах с внутренним диаметром, обеспечивающим свободное прохождение верхней цементировочной пробки;

–проведение цементирования хвостовика с пуском верхней цементировочной пробки после закачки цементного раствора для разделения его и продавочной жидкости;

–стыковка верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в узле разъединения

39

elib.pstu.ru

хвостовика, и продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика до получения сигнала «стоп»;

–повышение внутреннего избыточного давления и последовательное приведение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны;

–проведение промывки ствола для удаления излишков цементного раствора с головы хвостовика и подъем транспортировочной колонны [40].

3.4. Требования к обсадным трубам и порядок расчета обсадных труб

Резьбовые соединения обсадных труб должны обеспечивать:

–проходимость колонн в БС сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривлелия;

–достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб;

–возможность прохождения внутри колонны труб инструмента и приспособлений для проведения технологических операций.

Тип резьбового соединения, а также герметизирующие средства должны соответствовать:

виду флюида, находящегося в колонне (если в колонне две вида сред, то длина интервала с газовой средой увеличивается на 100–150 м от расчетной границы сред);

максимальному внутреннему избыточному давлению (трубы с треугольной резьбой и уплотнением соединений лентой ФУМ могут применяться в газовой среде при давлении до 15 МПа и в жилкой при давлении до 25 МПа при интенсивности искривления не более 2° на 10 м);

40

elib.pstu.ru