Doslidjenya

-в свердловинах з середньо- і грубозернистими пісковиками використовується конструкція вибою свердловини зображена на рис. 3.1, ж;

-в свердловинах з дрібнозернистими пісковиками застосовують конструкцію вибою, що має вигляд, як на рис. 3.1, з.

Загальна схема вибору конструкції вибою свердловини для різних типів колекторів з врахуванням впливу основних факторів зображена на рис. 3.1.

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 допустима депресія на слабозцементований пласт при такій конструкції вибою визначається з виразу:

де с - сила зчеплення гірських порід, її значення коливається в межах 0,2 ... 1,4 МПа;

Rk - радіус контура живлення , який приймається рівним

половині віддалі до найближчої експлуатаційної свердловини, м;

rc - радіус свердловини,м;

k- проникність гірських порід, мкм2;

- коефіцієнт проточності порових каналів, який визначається за наступною залежністю:

63

пористості.

Ширину щілин z для вибійного фільтра вибирають з

де d1 , d2 - відповідно розміри найбільш дрібних і найбільш

крупних зерен пластового піску, мм.

В конструкції вибою (рис. 3.1, з) попередження виносу піску досягається шляхом створення в перфораційних каналах штучного фільтра з проникного тампонажного матеріалу типу Контарен-2. Для цього після перфорації колони здійснюється виклик притоку, відпрацьовується пласт протягом 1 – 5 діб, перевіряється приймальність пласта і закачують на поглинання тампонажний склад Контарен – 2.

Проникнийполімернийтампонажнийматеріал Контарен

– 2 розроблений у ВНДІКРнафта і включає в свій склад ТС-10, уротропін, наповнювач ШРС-С, який отримують при сумісному помолі шлаку, руди і солі (хлористого натрію) і водний розчин їдкого натру. Початкова міцність матеріалу на стиск складає не менше 6 МПа, а після вимиву з нього солі – 3,5 ... 5,0 МПа. Відповідно проникність каменюдорівнює 0,12 ... 0,20 мкм2 і 1

... 5 мкм2.

Вимивання сольового наповнювача здійснюється при прокачуванні через штучний фільтр водних розчинів ПАВ з концентрацією0,5 ... 0,1% зрозрахунку1 ... 2 м2 на1 мінтервалу перфорації.

Матеріал є стійким до дії кислот і не руйнується при температурі до 200 ºС.

64

Гранично допустима депресія на пласт після кріплення привибійноїзониКонтареном- 2 неповиннаперевищувати 3 МПа.

Контрольні питання до лекції 3

1 ЩоВирозумієтепідконструкцієювибоюсвердловини?

2 Який пласт вважають однорідним колектором а який неоднорідним колектором? Охарактеризуйте їх.

3 Що являють собою міцні та слабозцементовані колектори нафти і газу?

4 Щорозуміютьпідвисокими, нормальними, низькимита аномально-високими і аномально-низькими пластовими тисками?

5 Який колектор вважають високопроникним, а який низькопроникним?

6 Назвіть основні фактори, що визначають вибір конструкції вибою свердловини. Обґрунтуйте їх.

7 Які Ви знаєте основні види об’єктів, що підлягають експлуатації? Дайте їм характеристику.

8 Охарактеризуйте конструкцію свердловини із закритим вибоєм. Умови її застосування.

9 Охарактеризуйте конструкцію свердловини із відкритим вибоєм. Умови її застосування.

10 Охарактеризуйте конструкцію вибою свердловини змішаного типу. Умови її застосування.

11 Охарактеризуйте конструкціювибою свердловини для попередження виносу піску. Умови її застосування.

12 Поясність технологію створення конструкції свердловини із закритим вибоєм.

13 Поясність технологію створення конструкції свердловини із відкритим вибоєм.

14 Які основні умови передують в проектуванні конструкції свердловини із відкритим вибоєм.

15 Які вимоги ставляться до конструкцій свердловин з відкритим вибоєм?

65

16 До чого зводиться технологія створення конструкцій відкритого вибою свердловин?

17 До чого зводиться технологія створення конструкції вибоюзмішаноготипу?

18 До чого зводиться технологія створення конструкцій вибою свердловин для попередження виносу піску?

66

ЛЕКЦІЯ 4

ОСОБЛИВОСТІ ВИДОБУТКУ ГАЗУ І ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ НА ШЕЛЬФІ ЧОРНОГО ТА АЗОВСЬКОГО

МОРІВ

Залежно від складу продукції, яку отримують із газових свердловин, газові родовища поділяють на дві групи: суто газові і газоконденсатні родовища. На газових родовищах із свердловин поступає чистий газ (називають природним газом) разом з невеликою кількістю вологи і твердими частинками механічних домішок. Природний газ складається в основному із легкого вуглецю – метану (94-98%), який не конденсується при зміні пластового тиску. Суто газові родовища зустрічаються дуже рідко. До складу газоконденсатних родовищ входить не тільки легкий вуглеводень парафінового ряду (метан), але і більш важкі вуглеводні цього ряду. При цьому вміст метану в газі знижується до 70-90% від загального об’єму. Більшважкі, ніжметанвуглеводніпризмініпластового тиску переходять в рідкий стан (конденсуються), утворюючи так званий конденсат. Разом з газом і конденсатом з вибою свердловин поступає вода і тверді частинки механічних домішок. На ряді родовищ шельфів морів гази вміщують достатньо велику кількість вуглекислого газу (до 25% від об’єму). Такі гази називаються кислими. Крім того, на ряді родовищ разом із газом із свердловин поступає достатньо велика кількість цінних інертних газів (в основному гелію).

Основний метод видобування газу і газового конденсату

– фонтанний, оскільки газ в продуктивному пласті володіє достатньо великою енергією, яка забезпечує його переміщення капілярнимиканаламипластадовибоюгазовихсвердловин. Як і при фонтанному способі видобутку нафти, газ поступає з вибою до гирла свердловини колоною фонтанних труб.

Для забезпечення нормальних умов експлуатації газових

67

свердловин і забезпечення оптимального дебіту цих свердловин велике значення має вибір оптимального діаметру фонтанних труб.

Оптимальний діаметр фонтанних труб визначають виходячи із двох критеріїв: максимального виносу з

вибою свердловини на поверхню твердих і рідких домішок газу і мі-

німуму втрат тиску в трубах при заданому дебітігазовоїсвердловини. Винесеннятвердих частинок з вибою свердловини з потоком газу забезпечується в тому випадку, коли швидкість висхідного потоку в свердловині перевищить критичну швидкість, при якій тверді частинки не будуть знаходитись у зваженому стані в потоці газу.

Експлуатація газових свердловин пов’язана з необхідністю забезпечення заданого дебіту газу і газового конденсату (на газоконденсатних родовища). Вирішення цьогоосновногозавданняексплуатаціїгазових свердловин в багатьох випадках залежить від стану привибійної зони свердловини, ступеня її заводнення, наявності в складі газу і конденсату агресивних компонентів (сірководень, вуглекислий газ) та інших факторів, серед яких важливе значення має кількість продуктивних пластів, які одночасно експлуатуються в одній свердловині.

1 – пускова муфта; 2-5 – ексцентричні муфти; 3, 6 – обойми; 4, 7 – гвинти;

8 – запобіжний клапан; 9 - труба

При значному піскопроявленні продуктивного пласта на вибої утворюються малопроникні для газу піщані пробки, які

68

значно знижують дебіт свердловини. При одинакових проникностях пласта і піщаної пробки дебіт свердловини складає всього 5% дебіту газу незасміченої свердловини. Навіть якщо проникність піщаної пробки буде в 10 разів більшою, ніж у продуктивного пласта, то і в цьому випадку дебіт свердловини не перевищить 10% дебіту незасміченої свердловини. Основні завдання, які вирішуються при експлуатації газових свердловин з піскопроявленням на вибої полягають в наступному:

-з однієї сторони, попередження утворення піщаних пробок за рахунок обмеження дебіту свердловини, з іншого боку, вибір такого дебіту свердловини, при якому можна було

бзабезпечити виніс частинок піску, що проникають на вибій, на поверхню до гирла свердловини;

-якщо зниження дебіту свердловини для попередження

утворення піщаних пробок буде набагато менше потенціального дебіту свердловини, то необхідно вирішити питання про захист привибійної зони свердловини від попадання піску і утворення піщаних пробок із збереженням високого дебіту свердловин. В цьому випадку для захисту вибою свердловини від попадання піску встановлюють різні фільтри: зкруглимиотворами, увиглядіщілинідротяні. Перші два види фільтрів являють собою обрізки труб з круглими отворами діаметром 1,5-2 мм або з видовженими отворами типу щілин. Дротяні фільтри – це обрізки труб з великими отворами, які обмотані дротом з малим кроком.

4.1Методи запобігання надходження піску із пласта

усвердловину

Найрадикальнішими заходами щодо запобігання руйнування привибійної зони та пробкоутворення у свердловинах є способи закріплення пісків у привибійній зоні цементно-піщаною сумішшю, цементним розчином,

69

смолами, піноцементами, підтримування малих депресій тиску. Умови збереження невисоких депресій тиску і недопущення їх значних змін слід дотримуватися також і в процесі експлуатації свердловин.

Ліквідація піщаних пробок, що утворилися у стовбурі свердловини, найчастіше проводиться промиванням водою, а також очищенням желонкою. Найповніше піщана пробка видаляється желонкою, до того ж проникність привибійної зони при цьому не порушується. Але цей процес є досить трудомістким і небезпечним, призводить до виходу з ладу експлуатаційних колон внаслідок їх зношування сталевими канатами. Перспективним і ефективним є застосування колтюбінгового устаткування.

Цілком очевидно, що видалення піщаних пробок у свердловинах з пластовими тисками, набагато нижчими гідростатичного, необхідно здійснювати таким методом, за якого проникнення в пласт промивальної рідини відсутнє. Цим умовам найповніше відповідає двофазна піна.

Найефективнішим методом запобігання дифузії вважається екранування поверхні слабозцементованого продуктивного пласта на стінці свердловини вибійним трубним, гравійним і металокерамічним фільтром (механічний метод).

Існують гідродинамічний, хімічний, фізико-хімічний і механічний методи запобігання дифузії, а значить, і надходження піску з пласта у свердловину. Застосовується також комбінація цих методів.

Численні заходи боротьби з піском, які мають місце в зарубіжній практиці, носять чисто профілактичний характер, тобто застосовуються, як правило, до введення свердловин в експлуатацію, і складають невід'ємну частину робіт із закінчення свердловин. Під цим терміном розуміють усі операції з моменту розкриття продуктивного об'єкта до виклику припливу рідини чи газу. Сюди входять:

70

розбурювання продуктивного пласта, опускання та цементування експлуатаційної колони, встановлення гравійного фільтра (або інших фільтрів для боротьби з піском) і освоєння свердловини. Здійснення різних профілактичних заходів боротьби з піском від самого початку введення свердловин в експлуатацію забезпечує високу їх ефективність. Досвід показує, що для різкого підвищення ефективності заходівзобмеженнянадходженняпіскузпластаусвердловину належить проводити їх до початку руйнування порід привибійної зони.

Запобігання утворення піщаних пробок у свердловинах, пробурених у пластах з незцементованими чи слабозцементованими колекторами, слід приділяти увагу на всіх етапах "життя" свердловини - від початку розкриття продуктивного пласта бурінням та перфорацією, під час освоєння та експлуатації свердловин і до закінчення вироблення покладу.

З позицій підвищення якості розкриття продуктивного пласта до промивальної рідини ставляться спеціальні вимоги, зокрема:

1)мінімальне проникнення фільтрату та промивальної рідини в привибійну зону пласта;

2)запобігання утворення стійкої водонафтової емульсії і набуханняглинистихчастинок, якізнаходятьсявпродуктивній зоні пласта;

3)легкість вилучення з привибійної зони фільтрату і твердої фази промивальної рідини;

4)недопустимість утворення осадів, які знижують проникність пористого середовища;

5)високі швидкості буріння під час розкриття продуктивного пласта.

Вказані вимоги частково або повністю виконуються у випадку застосування спеціально оброблених глинистих розчинів, розчинів на вуглеводневій основі, пін, газоподібних

71

агентів.

Визначенняоптимальноїдовжиниінтервалу перфораціїв розрізі слабозцементованих колекторів, аналогічно як і за наявності підошвенної води і газової шапки, відіграє важливу роль у забезпеченні нормальної роботи покладу без ускладнень, пов'язаних із руйнуванням привибійної зони пласта.

Максимальний відсоток виходу свердловин із експлуатації з цієї причини припадає на свердловини, в яких встановлено фільтри невеликої довжини. Аналізом роботи таких свердловин встановлено, що в процесі експлуатації відбувається самоприєднання вище-залягаючих об'єктів та припливрідини взатрубний простір зверху вниз, що супроводжується збільшенням кількості піску в продукції свердловини. У гіршому випадку обвалення вищезалягаючих порід призводить до великих динамічних навантажень і сильного пробкоутворення з наступною деформацією обсадних колон.

Вибій свердловини, з точки зору механічної стійкості, повинен бути або відкритим, якщо напруження в породі на поверхні відкритого вибою не виходить за межі міцності цієї породи, або обсадженим фільтром чи перфорованим, якщо напруження виходить за межі міцності. Разом з тим, перфорація свердловини знижує опір породи щодо її руйнування і пластичної деформації (через наявність штучних отворів і розвитку тріщин у породі).

Звичайні перфоратори для обсадних колон дають цілком прийнятне проникнення в незцементовані піски, за винятком випадків, коли цементне кільце є дуже великої товщини через розмивання вибою під час розкриття пласта. Надто великий простір між обсадною колоною і корпусом перфоратора може значно знизити ефективність перфорації, що спостерігається у випадку поганого центрування перфоратора малого діаметру в експлуатаційній колоні великого діаметру.

Звичайна кумулятивна перфорація є пронизувально-

72