3.2 Конструкция эксплуатационной колонны с использованием технических средств завода аоот «тяжпрессмаш» г. Рязань

Скважинные фильтры улучшают условия скважин. Они являются надежным средством против выноса песка. АООТ "ТЯЖПРЕССМАШ" занимается изготовлением фильтров любого диаметра длиной до 10 м, величиной щели от 0.1 до 5 мм между витками фильтроэлемента. Материал фильтроэлемента и перфорированной трубы зависит от условий в скважине, фильтр может изготавливаться как с колпачками, так и без них. Фильтры имеют необходимые присоединительные резьбы и могут комплектоваться центраторами, муфтами, пакером и прочим скважинным оборудованием. Длительная промышленная эксплуатация скважинных фильтров подтвердила высокую эффективность их использования.

Конструкция фильтра (Рисунок 10 ) включает в себя корпус 6 с циркуляционными отверстиями 4, на котором установлен фильтрующий элемент 5 (проволочная профильная навивка) 4, жестко установленная на корпусе заглушка 3 и муфта 1. Необходимая герметичность устройства обеспечивается уплотнительными кольцами 2.

Поступление пластового флюида в эксплуатационную колонну определяется суммарной площадью фильтрационных отверстий.

Определяем суммарную площадь фильтрационных отверстий (F_отв) на 1 погонный метр по формуле 128, D_отв=10 мм, m=25

F_отв= ·(10·10^-3)² ·25=2578,5·10^-6 м²

1-Муфта

2-Кольцо

3-Заглушка

4-Циркуляционные отверстия

5-Фильтрующий элемент

6-Корпус

Основные преимущества при применении скважинных фильтров на проволочной основе:

Продление срока службы скважинного и наземного оборудования за счет предотвращения выноса песка и прочих твердых фракций.

Увеличение объемов добычи по сравнению с необорудованными фильтрами скважинами.

Снижение расходов на спуско-подъемные и ремонтные работы.

Снижение износа насосно-компрессорных труб.

Рисунок 10 - Скважинный фильтр на проволочной основе

Для сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов и повышения добычи нефти в целом ряде отечественных нефтяных компаний применяется новая технология первичного вскрытия нефтенасыщенных горизонтов, включающая спуск в кровлю продуктивного пласта 168 мм технической колонны, ее цементирование и последующее вскрытие продуктивного пласта на биополимерном растворе c креплением ствола скважины хвостовиком 114 мм.

Накопленный опыт строительства скважин по вышеуказанной технологии показал, что наибольшие дебиты получены на тех скважинах, где не производилось цементирование хвостовиков и коллекторские свойства продуктивных пластов были сохранены и не подвергались отрицательному воздействию фильтрата цементного раствора. Анализ геолого-технических условий строительства скважин на сложнопостроенных месторождениях Западной Сибири показывает, что на большинстве месторождений необходимо осуществлять разобщение затрубного пространства от расположенных выше и ниже продуктивной зоны водоносных и газоносных горизонтов. С этой целью наиболее эффективно использование заколонных проходных гидравлических пакеров для надежного разобщения пластов в строго заданных интервалах затрубного пространства скважины. Использование пакеров технологически должно сочетаться с процессами спуска, промывки скважины и последовательного приведения в действие узлов подвески, герметизации и разъединения хвостовика от транспортировочной колонны. В целом ряде случаев, геолого-технические условия месторождений предопределяют проведение манжетного цементирования хвостовиков, а иногда, невозможно отказаться и от прямого цементирования хвостовика.

Для правильного выбора комплекса технических средств для крепления хвостовика необходимо осуществить выбор технологического процесса крепления скважины в соответствии с конкретными геолого-техническими условиями и заданными экономическими параметрами.

Можно выделить четыре основных вида объекта эксплуатации, по геологическим условиям залегания нефтегазовой залежи, типу коллектора и свойствам пород продуктивного пласта (рисунок 11 ):

1- Коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; близкорасположенные напорные водогазоносные горизонты и подошвенные воды отсутствуют;

2- Коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; у кровли пласта имеется газовая шапка или близкорасположенные напорные объекты;

3- Коллектор неоднородный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа, характеризующийся чередованием устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газосодержащих 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;

Рисунок 11 -Варианты заканчивания скважин, путем спуска потайной обсадной колонны (хвостовика).

В случае когда скважина обсажена до кровли продуктивного горизонта 168 мм обсадной колонной предлагаются следующие комплексы технических средств для спуска подвески и герметизации заколонного пространства хвостовиков 114 мм:

Для объектов эксплуатации 1-го вида - комплекс технических средств типа ПХН 114/168 (подвеска хвостовика нецементируемая);

Для объектов эксплуатации 2-го вида - комплекс технических средств типа ПХМЦ 114/168 (подвеска хвостовика с манжетным цементированием);

Для объектов эксплуатации 3-го вида - комплекс технических средств типа ПХЦ 114/168 (подвеска хвостовика с прямым цементированием);

Для объектов эксплуатации 4-го вида - рекомендуется вскрывать весь пласт и обсаживать его 168 мм эксплуатационной колонной, с цементированием, а после перфорации спускать хвостовик, в компоновке которого установлены противопесочные фильтры, с использованием ПХН 114/168

КОМПЛЕКСЫ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ПХН 114/168 ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН ХВОСТОВИКАМИ 114 ММ БЕЗ ИХ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ.

При использовании устройства типа ПХН 114/168 (рисунок 13) осуществляется следующая совокупность технологических операций:

- Спуск устройства ПХН 114/168 и комплекта принадлежностей, поставляемого с ним, в составе хвостовика 114 мм на равнопроходной транспортировочной колонне труб с внутренним диаметром не менее 55 мм;

- Перекрытие внутреннего канала хвостовика с помощью дроссельно-запорного клапана или цементировочной пробки. Повышение внутреннего избыточного давления и последовательное приведение в действие узлов якоря – операции Т-1, Р-1, пакера – операции Т-2, Р-2 и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны, операции Т-3, Р-3 (рисунок 12);

-Проведение промывки и подъем транспортировочной колонны.

Рисунок 12- Изменение рабочего управляющего давления при использовании комплекса технических средств типа ПХН 114/168

При использовании ПХН 114/168 для восстановления бездействующих скважин необходимо провести профилеметрию технической колонны в интервале установки устройства и шаблонирование колонны шаблоном диаметром 146мм и длиной не менее 2 метров. Внутренний диаметр технической колонны в интервале установки устройства не должен превышать 155 мм и быть менее 146 мм. Интервал спуска хвостовика и глубина установки узлов устройства указывается геологической службой предприятия. Скорость спуска хвостовика с устройством не должна превышать 11.5 м/с.

1.Транспортировочная колонна 5. Фильтр

2.Устройство ПХН 6. Обратный клапан

3.Центратор 7. Башмак

4.Хвостовик

Рисунок 13- Технологическая схема крепления скважины, без цементирования, с использованием комплекса ПХН

КОМПЛЕКСЫ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ТИПА ПХЦ 114/168 ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН ХВОСТОВИКАМИ 114 ММ С ИХ ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ.

Область применения комплексов технических средств типа ПХЦ 114/168 (рисунок15) – вертикальные, наклонно-направленные (пологие) стволы скважин и стволы с горизонтальным окончанием диаметром 139.7-142,8 мм, в которые спускаются и цементируются хвостовики наружным диаметром 114 мм. При использовании комплекса технических средств типа ПХЦ 114/168 осуществляется следующая совокупность технологических операций (рисунок 14):

- Спуск комплекса ПХЦ 114/168 в составе хвостовика 114мм на равнопроходной транспортировочной колонне труб с внутренним диаметром не менее 55 мм;

- Проведение цементирования хвостовика с пуском цементировочной пробки после закачки цементного раствора, для разделения цементного раствора от продавочной жидкости;

- Стыковка верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в подвеске хвостовика при давлении Р₁= 4,0 - 5,0 МПа и продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика до получение сигнала «стоп» - операция Т-1, Р-1;

Рисунок 14- Изменение рабочего управляющего давления при использовании комплекса технических средств типа ПХЦ 114/168

-Повышение внутреннего избыточного давления и последовательное приведение в действие узлов якоря – операция Т-2, Р-2, пакера – операция Т-3, Р-3 и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны – операция Т-4, Р-4;

-Проведение промывки и подъем транспортировочной колонны.

1.Верхняя цементировочная пробка 6. Якорный узел

2.Транспортировочная колонна 7. Центратор

3.Разъединительный узел 8. Стоп-патрубок

4.Безопасный переводник 9. Обратный клапан

5.Пакерный узел 10. Башмак

Рисунок 15- Технологическая схема крепления скважины, с прямым

цементированием, с использованием комплекса ПХЦ

КОМПЛЕКСЫ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ТИПА ПХМЦ 114/168 ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН ХВОСТОВИКАМИ 114 ММ С МАНЖЕТНЫМ ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ.

Разработанные проходные гидравлические пакеры типа ПГП 114 и муфты манжетного цементирования типа МЦ-114 и ступенчатого цементирования типа МЦН-114 технологически сочетаются с техническими средствами входящими в комплексы типа ПХМЦ 114/168 которые включают всю необходимую технологическую оснастку (башмак, обратные клапаны, цементировочные пробки, пружинные центраторы, колонные противопесочные фильтры и т.д.) и три основных модульных узла (узел якоря, узел гидромеханического пакера и узел разъединителя) обеспечивающие надежное заякоривание хвостовика после его манжетного цементирования и надежную герметизацию затрубного пространства (пакеровку) в 168 мм колонне для предотвращения прорывов нефти и газа в процессе ОЗЦ и последующей эксплуатации скважины, а также автоматическое отсоединение хвостовика от транспортировочной колонны после завершения процесса его цементирования.

Приведение в действие технических средств обеспечивается последовательно от забоя к устью скважины за несколько приёмов повышения внутреннего избыточного давления в хвостовике, соединенном с транспортировочной колонной. Повышение внутреннего избыточного давления осуществляется в заданном режиме с предварительной настройкой каждого технического средства на поверхности, путем выворачивания определенного количества срезных винтов.

При использовании комплекса технических средств типа ПХМЦ 114/168 (рисунок17), осуществляется следующая совокупность технологических операций (рисунок 16):

- Спуск комплекса технических средств в составе хвостовика 114мм на равнопроходной транспортировочной колонне бурильных труб с внутренним диаметром не менее 55 мм;

- 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 от транспортировочной колонны при давлении Р₁= 4,0 - 5,0 МПа и продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика до получение сигнала «стоп» - операция Т-1, Р-1;

- Повышение внутреннего избыточного давления и последовательное приведение в действие узлов якоря – операция Т-2, Р-2, пакера – операция Т-3, Р-3 и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны – операция Т-4, Р-4;

- Проведение промывки и подъем транспортировочной колонны;

- Перед освоением скважины производят разбуривание цементировочных пробок, посадочного седла «стоп» кольца и обратного клапана с использованием долота диаметром 93 мм.

Рисунок 16- Изменения рабочего управляющего давления при использовании комплекса технических средств типа ПХМЦ 114/168

1.Верхняя цементировочная пробка 7. Центратор

2.Транспортировочная колонна 8. Стоп-кольцо

3.Разъединительный узел 9. Обратный клапан

4.Безопасный переводник 10. Перфорированный патрубок

5.Пакерный узел 11. Манжетный переводник.

6.Якорный узел 12. Фильтр

13. Башмак глухой.

Рисунок 17- Технологическая схема крепления скважины, с манжетным цементированием, с использованием комплекса ПХМЦ