Растворы на углеводородной основе даже при большом перепаде давлений являются практически не фильтрующими жидкую фазу. Выбуренные частицы породы, в том числе глинистые, в таких растворах не распускаются, а частицы соленос-ных пород не влияют на качество раствора. Они не ухудшают проницаемость коллекторов продуктивных горизонтов.
Однако растворы на углеводородной основе чувствительны к температуре и поэтому их рецептура должна подбираться с учетом ожидаемой температуры на забое скважины.
Бурение с промывкой скважины растворами на углеводородной основе заставляет особенно строго соблюдать все правила противопожарной безопасности, а в связи с загрязнением рабочих мест нефтью требования к мероприятиям по охране труда рабочих возрастают. При бурении с промывкой такими растворами ухудшаются условия проведения электрометрических работ в скважине. Растворы на углеводородной основе значительно дороже глинистых.
Сущность продувки скважин воздухом заключается в том, что для очистки забоя, выноса выбуренной породы на дневную поверхность, охлаждения долота вместо промывочной жидкости в скважину нагнетают газообразные агенты: сжатый воздух, естественный газ и выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания.
Вынос выбуренной породы при продувке скважин воздухом осуществляется следующим образом. От компрессора сжатый воздух или газ по нагнетательному трубопроводу подается через буровой шланг и вертлюг в бурильную колонну и далее через отверстия в долоте на забой скважины. Поток воздуха или газа подхватывает кусочки выбуренной породы с забоя и по затрубному пространству поднимается к устью скважины. Затем смесь воздуха или газа с выбуренной породой направляется в выкидную линию, на конце которой установлен шламоуловитель. Устье скважины герметизируют специальным устройством для защиты людей и оборудования от выносимой из скважины пыли. Применение продувки скважины воздухом или газом по сравнению с промывкой жидкостью имеет ряд преимуществ.
1. Увеличиваются механическая скорость бурения и проходка на долото за счет лучшей очистки забоя скважины от выбуренной породы, отсутствия гидростатического давления столба жидкости и улучшения условий охлаждения долота.
2. Улучшаются условия бурения скважины в трещиноватых и кавернозных породах, в которые при промывке скважины поглощают промывочную жидкость, вызывая частичную или полную потерю циркуляции.
3. Облегчаются условия бурения скважины в безводных районах.
4. Обеспечивается лучшая сохранность продуктивного горизонта (особенно с низким пластовым давлением), так как в данном случае нет отрицательного воздействия промывочной жидкости на поры пласта.
5. Создаются условия для правильной оценки геологами поднимаемого керна и выносимых частиц породы в связи с отсутствием загрязненности породы промывочной жидкостью.
Однако продувку скважин воздухом можно применять не в любых геологических условиях, что ограничивает возможность использования этого метода очистки забоя скважины.
Наибольшие затруднения возникают при продувке скважины в процессе бурения в водоносных горизонтах со значительными водопритоками, когда в связи с увеличением гидростатического давления столба жидкости ухудшаются условия работы компрессоров. Большими трудностями сопровождается также разбуривание вязких пород (типа глин), способных налипать на стенку скважины и образовывать сальники на бурильной колонне.
При наличии водопритоков и при прохождении обваливающихся и сыпучих пород применяют промывку забоя аэрированными глинистыми растворами (в поток воздуха добавляют воду). Такой способ очистки скважины позволяет довольно легко устанавливать необходимое противодавление на проходимые пласты в целях избежания интенсивного притока воды в скважину и обвалов пород.
Если в проходимых породах содержатся горючие газы, то во избежание взрывов и пожаров целесообразно применять продувку природным газом. Если в скважину возможно поступление метана или другого горючего газа, помимо природного используют выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания. Следует учитывать, что выхлопные газы перед подачей в компрессоры необходимо пропускать через холодильники и влагоотделители, а перед нагнетанием в скважину в них следует добавлять ингибиторы для защиты бурильных труб от коррозии.
Под режимом бурения понимается определенное сочетание параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров относятся: 1) осевая нагрузка на долото; 2) частота вращения долота; 3) массовый расход прокачиваемой промывочной жидкости; 4) качество промывочной жидкости (плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига).
Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения при данной технической вооруженности буровой, называется рациональным (или оптимальным) режимом бурения.
На практике часто в процессе бурения приходится отбирать керн, бурить скважину в неблагоприятных геологических условиях (зонах, склонных к поглощениям, осложнениям, связанным с нарушением целостности ствола скважины и т. п.), забуривать в сторону от ранее пробуренного ствола и т. д. Режимы бурения, применяемые в таких случаях, называются специальными режимами.
Эффективность работы долота оценивается двумя параметрами:
1) механической скоростью бурения vmеx′ м/ч;
2) проходкой на долото hֽ м.
При выборе режима бурения следует учитывать, что с изменением одного из параметров не всегда увеличиваются механическая скорость проходки и проходка на долото. Для каждой породы существует оптимальное сочетание нагрузки на долото, частоты вращения долота и расхода промывочной жидкости.
При турбинном способе бурения изменение одного параметра режима бурения вызывает автоматическое изменение других. В случае увеличения расхода промывочной жидкости при неизменной нагрузке на долото частота вращения п вала турбобура (долота) растет прямо пропорционально. Если же нагрузка на долото будет увеличена, а расход промывочной жидкости останется постоянным, то частота вращения вала турбобура (долота) уменьшится.
В практике бурения скважин расход промывочной жидкости устанавливают с учетом обеспечения наивыгоднейших условий работы турбобура и наибольшего выноса выбуренной породы. С углублением скважины в связи с уменьшением ее диаметра расход промывочной жидкости уменьшают от интервала к интервалу [9].
При бурении в интервале, для которого установлен постоянный расход жидкости, из трех параметров режима бурения можно изменять только нагрузку на долото, регулируя тем самым частоту его вращения. Последняя при постоянным расходе промывочной жидкости достигает своего максимума при снятии нагрузки на долото.
При создании нагрузки на долото частота вращения вала турбобура (долота) уменьшается, а вращающий момент увеличивается. Эффективная работа турбобура будет обеспечена при таких нагрузках на долото, когда мощность на валу турбобура N достигнет максимального значения. В этот период частота вращения вала турбобура составляет примерно половину частоты вращения долота при отсутствии на него нагрузки, а вращающий момент около половины момента, развиваемого при торможении вала турбобура (л = 0). При максимальной мощности на валу турбобура турбина имеет и максимальное значение КПД.
Нагрузка на долото зависит от твердости проходимости пород. При разбуривании твердых пород в целях повышения эффективности работы долота повышают нагрузку, а при бурении в мягких породах — снижают. В то же время частота вращения долота в первом случае уменьшается, а во втором — увеличивается, что и требуется для достижения хороших показателей его работы.
При работе турбобуров в соответствии с описанными условиями обеспечиваются наилучшие показатели работы долота, так как повышение и снижение частоты вращения долота приводит к неустойчивому режиму работы турбобура.
При роторном бурении отсутствует ярко выраженная взаимосвязь параметров режима бурения и, следовательно, влияние их друг на друга, как при турбинном способе. Поэтому можно устанавливать любые комбинации параметров режима бурения, контролировать их [9, 30].
Расход промывочной жидкости устанавливается с учетом качественной очистки забоя скважины. Нагрузка на долото и частота его вращения устанавливаются для каждого геологического горизонта с учетом твердости проходимых пород.
Подача бурильной колонны — вертикальное перемещение на поверхности, которое осуществляется опусканием ведущей трубы в ротор на некоторую величину в результате ослабления тормоза лебедки.
Давление долота на забой создается частично весом бурильной колонны, однако чрезмерное ее увеличение может вызвать поломку бурильной колонны и искривление скважины. Во избежание этого нижняя часть бурильной колонны выполняется утяжеленной.
При работе с утяжеленным низом его вес используется только на 75 %.
Для контроля за равномерным давлением на долото пользуются прибором, называемым индикатором веса. Давление промывочной жидкости измеряется датчиком, который монтируется на трубопроводе между насосами или на стояке нагнетательной линии буровых насосов. Частота вращения ротора измеряется тахометрами различных конструкций. Кроме того, применяют приборы для определения механической скорости бурения, а также другие приборы, регистрирующие и показывающие параметры бурения на забое (частота вращения вала турбобура, пространственное положение забоя скважины и т. д.).
В последнее время все шире внедряется передача параметров режима бурения на расстояние. Это позволяет на диспетчерских пунктах (участках) оборудовать специальные пульты, на которых монтируют показывающие и регистрирующие приборы параметров режима бурения каждой буровой. Диспетчер (инженер участка) получает возможность круглосуточно следить за работой буровых и при необходимости незамедлительно вносить нужные коррективы в процесс проводки скважины.
Стандартами России на нефтяные трубы предусматривается выпуск стальных бесшовных обсадных труб диаметром от 114 до 508 мм. Трубы каждого диаметра выпускаются с несколькими толщинами стенок. Например, толщина стенок обсадных труб диаметром 146 мм составляет 6,5; 7; 8; 9; 10 и 11 мм. На концах труб предусмотрена конусная резьба. Трубы, поставляемые длиной 9,5— 13 м, соединяются муфтами (рис. 2.15).
| Рис. 2.15. Обсадная труба и соединительная муфта к ней: D — наружный диаметр трубы; δ — толщина стенки трубы; G — длина резьбы; DM — диаметр муфты трубы |
Для успешного спуска обсадной колонны и цементирования скважины ее нижняя часть оборудуется следующим образом (рис. 2.16): направляющая пробка 1, башмак 2, башмачный патрубок 3, обратный клапан 4 и упорное кольцо (на рисунке не показано). Направляющая пробка, изготовленная из цемента или чугуна, служит для направления обсадной колонны при спуске ее в скважину.
| |
Рис. 2.16. Конструкция низа обсадной колонны |
Цементные пробки легко разбуриваются и поэтому их применяют при спуске промежуточных колонн. Чугунные пробки в последнее время нашли широкое распространение. Они имеют одно центральное отверстие и четыре боковых. Эти пробки обладают высокой прочностью и в то же время сравнительно легко разбуриваются.
Башмак представляет собой толстостенный стальной патрубок длиной 300 — 600 мм, на верхнем конце которого выполнена резьба для соединения с обсадными трубами, а на нижнем — резьба для соединения с чугунной направляющей пробкой. Иногда внутренняя часть остается гладкой (в случае применения цементной направляющей пробки).
Башмачный патрубок изготовляется из толстостенной обсадной трубы длиной около 1,5 м с резьбой на концах. Нижний конец патрубка свинчивается с башмаком, а на верхний конец навинчивают удлиненную муфту, внутри которой устанавливают обратный клапан. В башмачном патрубке просверливаются отверстия по винтовой линии для выхода из обсадной колонны промывочной жидкости и цементного раствора при цементировании скважины [9].
Обратный клапан служит для циркуляции жидкости в направлении сверху вниз. При спуске обсадной колонны жидкость из скважины в колонну не проникает, что уменьшает нагрузку на резьбовые соединения, а также на талевую систему и вышку. Поэтому обратный клапан необходимо применять при спуске утяжеленных обсадных колонн. В промежуточных, а иногда в эксплуатационных колоннах обратный клапан после окончания цементирования скважины необходимо разбуривать. Поэтому обратный клапан изготавливают из чугуна.
К удлиненной муфте, в которой устанавливается обратный клапан, привинчивается обсадная труба, соединенная со следующей обсадной трубой с помощью стандартной муфты, в которой размещается чугунное упорное кольцо диаметром на 15 — 20 мм меньше внутреннего диаметра муфты обсадной трубы. Упорное кольцо предназначено для задержания цементировочных пробок, перемещающихся по обсадной колонне в процессе цементирования скважины.
Обсадная колонна составляется из обсадных труб с одинаковым наружным, но с различным внутренним диаметром, т. е. обсадная колонна по всей длине имеет несколько секций обсадных труб с различной толщиной стенок. Это объясняется тем, что такая колонна подвергается воздействию различных усилий, значение которых по длине колонны непостоянно.
Верхняя часть обсадной колонны испытывает максимальные растягивающие усилия от собственного веса. Естественно, что эти усилия убывают по прямолинейному закону и становятся равными нулю у низа колонны (если обсадная колонна не установлена на забой скважины).
Нижняя часть обсадной колонны (если она не заполнена жидкостью) испытывает максимальные сминающие усилия от гидростатического давления столба жидкости, находящейся за колонной. Обсадная колонна должна быть составлена таким образом, чтобы в любом ее сечении не происходило разрыва в муфтовом соединении под действием сил собственного веса и не было смятия труб при перепаде давления столба жидкости.
Подготовка к спуску обсадной колонны проводится следующим образом. До спуска обсадной колонны необходимо проверить: обсадные трубы, буровую вышку, буровое оборудование, спускоподъемный инструмент и т. д.
Обсадные трубы должны быть тщательно осмотрены. Трубы с дефектами отбраковывают, а отобранные для комплектования колонны трубы после измерения их длины укладываются на мостки в порядке, обратном очередности их спуска в скважину. При осмотре труб особое внимание следует обратить на расслоение металла, кривизну труб, деформацию труб и муфт.
После наружного осмотра необходимо проверить чистоту внутренней поверхности всех труб, пропуская через каждую трубу шаблон специальной конструкции. В процессе укладки труб на мостки резьбу тщательно очищают от грязи волосяной щеткой и промывают керосином. На очищенные концы труб навинчивают предохранительные кольца, а в муфты ввинчивают ниппели.
Вышка, буровое оборудование, спускоподъемный инструмент должны быть также осмотрены для выявления вышедших из строя деталей.
Перед спуском обсадной колонны необходимо тщательно замерить глубину скважины. После этого ствол скважины иногда прорабатывают новым долотом.
Во время спуска обсадной колонны необходимо:
1) строго закрепить обязанности за каждым членом буровой бригады;
2) свинчивать трубы только вручную, а закреплять резьбовое соединение машинными ключами;
3) следить за качеством и уровнем промывочной жидкости в скважине и в обсадной колонне;
4) организовать работу таким образом, чтобы спуск обсадной колонны в скважину происходил быстро.
Цель цементирования обсадной колонны — получение прочного, концентрично расположенного в затрубном пространстве кольца цементного камня, надежно изолирующего вскрытые скважиной поглощающие, газо-, водо-, нефтепроявляющие горизонты.
Для цементирования обсадных колонн применяют цементные растворы, приготовляемые из тампонажных цементов и воды. При размешивании тампонажного цемента с водой получают жидкую и легкотекучую массу.
Механические свойства свежих цементных растворов аналогичны свойствам глинистых растворов. С течением времени цементный раствор загустевает, теряет свою подвижность. Этот процесс, называемый схватыванием цементного раствора, происходит в течение нескольких часов после перемешивания цемента с водой. В конце схватывания раствора цементная масса упрочняется и образует цементный камень. Окончательное упрочнение, или затвердение цементной массы происходит в течение многих дней.
Цемент, предназначенный для цементирования обсадной колонны, тщательно исследуют в лаборатории для выяснения его пригодности и уточнения рецептуры цементного раствора. Качество цементного раствора в значительной мере зависит от содержания в нем воды. Излишек воды приводит к получению пористого и непрочного цементного камня. Недостаток воды в цементном растворе вызывает его быстрое схватывание, что затрудняет проведение цементирования обсадных колонн [30].
Для обеспечения нормальных условий цементирования обсадной колонны рекомендуется при приготовлении цементного раствора добавлять воды 40 —50 % от массы цемента, т. е. на каждые 100 т цемента приходится 40 —50 т воды.
О качестве цементного раствора, закачиваемого в обсадную колонну, судят по его плотности, которая должна колебаться от 1750 до 1950 кг/м3.
Качество цементирования обсадной колонны зависит также от начала и конца схватывания цементного раствора. Схватывание цементного раствора должно начинаться после окончания цементирования колонны. Следует добиваться, чтобы разница во времени между началом и концом схватывания цементного раствора была небольшой.
Для цементирования обсадных колонн применяют следующие тампонажные цементы:
1) для «холодных» скважин с температурой на забое до 40 °С;
2) для «горячих» скважин с температурой на забое до 75 °С;
3) для глубоких скважин с температурой на забое 100 —120 °С. Цемент для «холодных» скважин, смешанный с пресной
водой (50 % от массы цемента), должен иметь начало схватывания от 3 до 7,5 ч с момента его затворения, конец схватывания — не более 3 ч после начала схватывания. Следовательно, при цементировании скважин с температурой на забое до 40 ° С необходимо закончить весь процесс не более чем за 2,5 ч.
Цемент для «горячих» скважин, смешанный с пресной водой (50 % от массы цемента), должен иметь начало схватывания от 1 ч 45 мин до 2 ч 45 мин после затворения, конец схватывания — не более 1 ч 30 мин после начала схватывания. Таким образом, процесс цементирования с температурой на забое до 75 °С необходимо закончить за 1 ч.
Цемент для глубоких скважин получают в результате помола цементного клинкера с добавкой гипса. Начало схватывания такого цемента должно наступать не менее чем через 1 ч 15 мин с момента его затворения. Как видно, в глубоких скважинах процесс цементирования должен длиться менее 1 ч.
Для цементирования кондукторов кроме перечисленных тампонажных цементов выпускается специальный цемент с добавкой 25 — 30 % песка.
Для особых условий цементирования обсадных колонн выпускаются утяжеленные тампонажные цементы (при применении промывочной жидкости с плотностью до 2200 кг/м3), волокнистые тампонажные цементы (для уменьшения глубины проникновения цементного раствора в сильнопористые пласты), гель-цементы (для цементирования зон поглощения промывочной жидкости) и др.
Подготовленный и проверенный в лаборатории тампонажный цемент в необходимом количестве засыпают в специальные цементосмесительные машины и отправляют на буровую. К этому времени туда же доставляют и цементировочные агрегаты. В комплект последних входят насосы с большой подачей, способные создать необходимое давление для вытеснения из обсадной колонны в затрубное пространство цементного раствора. Цементировочные агрегаты и цементосмесительные машины обвязываются трубопроводами друг с другом и с цементировочной головкой, установленной на обсадной колонне.
Перед началом цементирования скважину промывают до тех пор, пока плотность закачиваемой в нее жидкости не станет равной плотности жидкости, выходящей из скважины. Наиболее распространены одноступенчатый и двухступенчатый способы цементирования обсадных колонн.
Одноступенчатый способ цементирования обсадных колонн (рис. 2.17) заключается в следующем. До закачки цементного раствора в обсадную колонну опускают нижнюю цементировочную пробку 2, предназначенную для отделения цементного раствора от находящейся в колонне промывочной жидкости. Нижняя пробка 2 имеет отверстие, перекрытое резиновой перепонкой. После этого на колонну навинчивают головку 1 с верхней цементировочной пробкой, не имеющей сквозного отверстия.
| Рис. 2.17. Стадии (а~г) одноступенчатого цементирования: 1 — головка; 2 — нижняя пробка; 3 — упорное кольцо; 4 — верхняя пробка; 5 — цементный раствор |
Затем цементный раствор закачивают в обсадную колонну. Требуемый объем этого раствора определяется исходя из условия, чтобы к концу цементирования в обсадной колонне осталась небольшая порция цементного раствора (цементный стакан), а за обсадной колонной цементный раствор поднялся на заданную высоту. После окончания закачки цементного раствора в обсадную колонну проталкивают верхнюю (без отверстия) цементировочную пробку 4 и затем прокачивают промывочную жидкость. резкое повышение давления.
Когда нижняя пробка дойдет до упорного кольца, она остановится. Давление над пробкой повысится и резиновая перепонка лопнет. При дальнейшей закачке промывочной жидкости в колонну верхняя пробка подойдет к нижней и закроет отверстие в ней. Возникнет гидравлический удар. Манометр на цементировочной головке зафиксирует
После этого краны цементировочной головки закрывают и скважину оставляют в покое на 16 ч для затвердевания цементного раствора за кондуктором и на 24 ч — за промежуточной и эксплуатационной колоннами.
При цементировании обсадных колонн в глубоких скважинах приходится прокачивать довольно большие объемы цементного раствора и продавочной жидкости за весьма ограниченное время, определяемое сроком начала схватывания цементного раствора. В таких условиях применяется двухступенчатое цементирование, при котором цементный раствор закачивается в колонну и продавливается в затрубное пространство двумя порциями. Первая порция цементного раствора продавливается за колонну через башмак, а вторая — через отверстия в заливочной муфте, установленной в обсадной колонне на значительном расстоянии от башмака.
Независимо от конструкции заливочной муфты сущность способа двухступенчатого цементирования заключается в следующем. Обсадную колонну с башмаком, башмачным патрубком, обратным клапаном (если он необходим) и заливочной муфтой спускают в скважину. После подготовки скважины к цементированию в нее закачивают первые порции цементного раствора и продавочной жидкости, а затем спускают нижнюю цементировочную пробку. За нижней пробкой закачивают вторую порцию цементного раствора и спускают вторую (верхнюю) цементировочную пробку. Затем в скважину закачивают вторую порцию продавочной жидкости. В процессе закачивания жидкости первая (нижняя) пробка доходит до упорного кольца в заливочной муфте, садится на него и срезает медные шпильки. Передвижной цилиндр освобождается, перемещается до упора вниз и открывает отверстия в удлиненной муфте. К этому моменту заканчивается продав-ливание первой (нижней) порции цементного раствора в затрубное пространство через башмак колонны и начинается вытеснение за колонну через отверстия в заливочной муфте второй (верхней) порции цементного раствора.
Продавливание за колонну второй порции цементного раствора заканчивается посадкой верхней пробки на нижнюю. После твердения цементного раствора разбуриваются обе пробки в заливочной муфте и, если это требуется, разбуривают обратный клапан и цементный стакан в нижней части колонны.
Описанные методы цементирования обсадных колонн, обеспечивающие перекрытие цементным раствором затрубного пространства от башмака и выше, удовлетворяют условиям цементирования кондукторов и промежуточных колонн, но не всегда могут быть применены при цементировании эксплуатационных колонн. Иногда целесообразно не цементировать затрубное пространство, расположенное против нефтеносного пласта, а осуществлять подъем цементного раствора над его кровлей. В этом случае применяется манжетное цементирование. При этом способе нижняя часть эксплуатационной колонны, длина которой равна мощности продуктивного пласта, состоит из перфорированных обсадных труб. Над перфорированным участком в колонне устанавливают прямой клапан, а несколько выше — специальную заливочную муфту. Снаружи, несколько выше прямого клапана, устанавливается брезентовая манжета, которая при вытеснении цементного раствора из колонны через отверстия в заливочной муфте прижимается плотно к стенке скважины, препятствуя движению цементного раствора по затрубному пространству вниз.
Конструкцию забоев нефтяных и газовых скважин выбирают с учетом литологических и физических свойств продуктивных пластов и местоположения скважины на залежи. Так, на антиклинальной складке (рис. 2.18) скв. 2 не должна вскрыть пласт до подошвы, так как при этом ее забой будет находиться в обводненной части залежи. При бурении нагнетательной скв. 1, предназначенной для закачки воды в законтурную часть залежи, пласт следует вскрывать на всю его мощность, чтобы добиться высокой поглотительной способности.
| Рис. 2.18. Расположение скважин |
Если в подошве пласта не содержится вода, целесообразно вскрывать пласт в нефтяной части залежи на всю его мощность. При этом скважину заканчивают несколько ниже продуктивного пласта (скв. 3) и устраивают колодец (зумпф), в котором скапливаются породы, обваливающиеся со стенок скважин, песок, поступающий из пласта. Если скважина вскрыла газовую шапку (скв. 4), забой ее следует оборудовать так, чтобы притекающая нефть не увлекала газ из газовой шапки [9].
| Рис. 2.19. Забой скважины, совершенной по характеру вскрытия: 1 — обсадные трубы; 2 — цементный раствор |
Оптимальные условия притока жидкости и газа в скважину получают при вскрытии пласта на всю мощность без закрепления трубами (рис. 2.19). При этом последнюю обсадную колонну цементируют выше кровли продуктивного пласта. Такая конструкция допустима, если продуктивный пласт сложен плотными породами и в продуктивной зоне нет газоносных и обводненных пропластков.
Если скважина вскрыла открытым стволом пласт, сложенный рыхлыми породами, то для борьбы с проникновением в нее песка забой приходится перекрывать фильтром или закреплять породы (пластмассами и другими средствами). Фильтры, служащие для ограничения поступления песка в скважину, спускают отдельно в виде хвостовика с сальниковым закреплением в обсадной трубе, зацементированной в кровле пласта (рис. 2.20, а), или фильтр может быть продолжением обсадной трубы (рис. 2.20, б). При эксплуатации скважины крупнозернистые фракции песка образуют за фильтровой трубой своего рода второй (песчаный) фильтр, препятствующий поступлению в скважину мелких фракций. Прорези (щели) фильтра имеют трапецеидальную форму для уменьшения засорения их песком; располагают их вдоль или поперек трубы. Щели в зависимости от фракционного состава песка выполняют шириной от 0,75 до 3 мм. Опытным путем установлено, что устойчивый песчаный свод с наружной стороны щели образуется при ширине ее не больше двойного диаметра песчинок. Для неотсортированного естественного песка сводообразующими будут зерна такого диаметра, при котором сумма всех более крупных фракций составит около 10 % от всей массы песка. По этому размеру и следует подбирать размеры фильтра.
| Рис. 2.20. Забои с фильтром, предотвращающим поступление песка в скважину: 1 — обсадные трубы; 2 — цементный раствор; 3 — сальник; 4 — фильтр-хвостовик; 5 — фильтр — продолжение обсадной трубы |
Щелевидные фильтры дороги и не всегда надежны, поэтому применяют и другие способы оборудования забоя для предупреждения поступления песка в скважину. Например, забой скважины оборудуют иногда металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами. Последние создают путем заполнения гравием кольцевого пространства между трубным фильтром и стенками скважины. Считают, что для образования надежного песчаного «моста» достаточен слой гравия толщиной в 5 - 6 диаметров его зерен. Размеры зерен и гравия также определяют по диаметру зерен 10%-ной фракции кривой механического состава пластового песка d10. По опытным данным, наилучшее соотношение между диаметром гравия и диаметром песка 10%-ной фракции d гp:d10 ≤ 12; для создания некоторого запаса принимают dгp:d10 = 6÷8. На практике щелевые фильтры широко не применяют [30]. Несмотря на то что открытый забой наиболее совершенный, его не всегда можно рекомендовать. Так, в слабо сцементированных продуктивных пластах, где нефтеносные пески переслаиваются глинами, а иногда и водоносными или газоносными песками, всю вскрытую мощность перекрывают обсадными и цементируют. Продуктивная зона некоторых месторождений состоит из нескольких пластов, разделенных глинистыми пропластками. Свойства газов, нефтей, пластовое давление и коллекторские свойства пород этих пластов могут быть различными. Поэтому соединять открытым забоем все продуктивные пласты тоже нецелесообразно из-за возможного перетока нефти из одного пласта в другой. Такие продуктивные горизонты тоже полностью перекрывают обсадными трубами и цементируют их для разобщения пластов, которые можно эксплуатировать поочередно или раздельно скважинами. Для соединения пласта со стволом скважины обсадную колонну и затрубное цементное кольцо перфорируют. Подобная конструкция низа скважины в России и за рубежом наиболее широко распространена (рис 2.21, а) вследствие того, что данным способом можно быстро и надежно разобщить водоносные, нефтеносные и газоносные горизонты. Вместе с тем эта конструкция имеет и существенные недостатки. При цементировании скважины цементируется и пласт, что неизбежно приводит к ухудшению фильтрационных свойств призабойной зоны. При указанной конструкции забоя путем прострела отверстий удается вскрыть лишь небольшую часть площади дренирования. Скважина получается несовершенной как по степени, так и по характеру вскрытия. Иногда на забое устанавливают дополнительные фильтры (рис. 2.21, б).
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 |
