Подготовка скважины к эксплуатации реферат

Обновлено: 03.05.2024

Взрыв образует вокруг ствола скважины трещины, которые увеличивают приток нефти. С середины 20 в. взрывы в основном заменяются гидроразрывом. При этом вода и нефть, содержащие песок, проталкиваются в породы под большим давлением; породы растрескиваются, и песок входит в трещины, поэтому последние остаются открытыми и после снятия давления. Если необходимо укрепить стенки скважин у продуктивного пласта (например, в случае их рыхлости и возможного осыпания), то устанавливают обсадную колонну, а затем перфорируют ее и оборудуют фильтром для предотвращения поступления песка.

Оглавление

Введение.
Геологическая часть.
Геологическая характеристика месторождения Каурунани.
Физико-литологические характеристики продуктивных пластов.
Физико-химические характеристики нефти и газов месторождения Каурунани.

Расчетно-техническая часть.
Первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта.
Понятие гидродинамического несовершенства скважин.
Конструкция забоев скважин.
Критерии выбора конструкции забоя скважины.
Скважность фильтровой части обсадной колонны.
Расчет скважности фильтровой части обсадной колонны.
Заключение.
Список литературы.

Файлы: 1 файл

готовая эксплуатация.doc

Министерство энергетики РФ

Сахалинский топливно-энергетический техникум.

Тема: Подготовка нефтяных и газовых скважин к эксплуатации.

Выполнил студент группы________________ _______ __________

__________________ ___________ ________

Работа принята с оценкой:______________________ ______________________________

______________________________ _________________________ ____ ____________

  1. Геологическая часть.
    1. Геологическая характеристика месторождения Каурунани.
    2. Физико-литологические характеристики продуктивных пластов.
    3. Физико-химические характеристики нефти и газов месторождения Каурунани.
    1. Расчетно-техническая часть.
      1. Первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта.
      2. Понятие гидродинамического несовершенства скважин.
      3. Конструкция забоев скважин.
      4. Критерии выбора конструкции забоя скважины.
      5. Скважность фильтровой части обсадной колонны.
      6. Расчет скважности фильтровой части обсадной колонны.

      После того как скважина пробурена и прошла нефтяной или газовый пласт,

      необходимо подготовить ее к работе. Для опробования пласта и определения производительности скважин используется специальное оборудование.

      Стенки скважины должны быть очищены от глинистого раствора и твердых осколков, которые осели в процессе бурения. Плотные отложения с низкой проницаемостью торпедируются. Взрыв образует вокруг ствола скважины трещины, которые увеличивают приток нефти. С середины 20 в. взрывы в основном заменяются гидроразрывом. При этом вода и нефть, содержащие песок, проталкиваются в породы под большим давлением; породы растрескиваются, и песок входит в трещины, поэтому последние остаются открытыми и после снятия давления. Если необходимо укрепить стенки скважин у продуктивного пласта (например, в случае их рыхлости и возможного осыпания), то устанавливают обсадную колонну, а затем перфорируют ее и оборудуют фильтром для предотвращения поступления песка.

      Для повышения коэффициента продуктивности на продуктивном участке могут быть созданы заполненные гравием каверны. После установления на устье скважин трубной головки, регулирующей арматуры, газового генератора, емкостей для жидкостей и насосного оборудования скважина готова к эксплуатации.

      1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
        1. Геологическая характеристика месторождения Каурунани.

        Административное расположение: Ногликский район Сахалинской области, Россия, в 30 км к северу от пос. Ноглики.

        Месторождение Каурунани расположено на восточном побережье Северного Сахалина в междуречье Томи – Нельбута, охватывая прибрежную низменность и часть акватории Ныйского залива с южной частью острова Каурунани.

        В непосредственной близости от площади функционируют железная дорога Оха – Ноглики и грунтовая автодорога, которые тянутся вдоль восточного побережья острова, параллельно им проходят линии связи, электропередач и ветка газопровода. Автодорога имеет ответвление ведущее на месторождение Каурунани. Ближайшей железнодорожной станцией является станция Даги, которая находится в 10 км севернее.

        Территория месторождения представлена слабовсхолмлённой прибрежной равниной с абсолютными отметками до первых десятков метров. Равнинные участки, как правило, заболочены и покрыты зарослями багульника, голубики и других кустарников. Возвышенные участки суши покрыты хвойно-лиственичным лесом средней густоты со стланиково-кустарниковым подлеском.

        Гидросеть представлена ручьями, являющимися притоками двух относительно крупных рек района: Томи и Нельбута, в междуречье которых расположено месторождение, на территории района находится озеро Голубое. Водоснабжение, также можно вести из артезианских скважин, глубина залегания насыщенных пресными водами пластов нутовских песчаников 100 – 500 м.

        Климат района морской, холодный, с отрицательной средней температурой воздуха. Средние сроки ледостава – с конца октября по апрель-май. Глубина промерзания почвы 1.5 м. Характерны обильные циклоны, сопровождающиеся штормами и резкой сменой атмосферного давления. Наибольшее число штормов (5 – 6 в месяц) приходится на сентябрь и октябрь. Часты туманы, зимой - обильные снегопады, метели. С июня по октябрь преобладают ветры восточных направлений, а с октября по май – западных направлений.

        Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются: газоконденсатное месторождение Усть-Томи, примыкающее с юга к лицензионному участку Каурунани, нефтегазоконденсатные месторождения Монги (около 2 км на запад) и Нижнее Даги (в 10 км к северо-западу).

        Месторождение расположено в зоне деятельности НГДУ “Катанглинефтегаз”. Управление находится в п.г.т. Ноглики. Цех по добыче нефти, цех по добыче газа, узел сбора нефти (УСН) и узел подготовки газа (УПГ) расположены на месторождении Монги. На месторождение Монги поступает продукция с месторождений Усть-Томи и Монги.

        Отсепарированная жидкость с УСН “Монги” подаётся на ЦСПН “Даги”, откуда нефть транспортируется по нефтепроводу в западном направлении до врезки в магистральный нефтепровод Оха – Комсомольск-на-Амуре.

        Бурение скважин на месторождении Каурунани осуществляет Ногликское управление буровых работ.

        В целом, район месторождения обладает удовлетворительными условиями и достаточной инфраструктурой для разработки залежей углеводородов.

        Геологическое изучение Каурунанинской структуры начато с 1950 г. Сейсмические исследования района проводились в: 1972-1975 гг. и 1981 г.

          1. Физико-литологические характеристики продуктивных пластов.

          IV пласт. Охарактеризованная в скв. 2 часть пласта сложена песчаниками мелко-тонкозернистыми и тонко-мелкозернистыми, с медианным размером зерен от 0,08 до 0,1 мм, коэффициентом отсортированности 1,6- 1,91. Песчаники имеют светло-серый цвет, массивную текстуру, следы Macaronichnus. В гранулометрическом составе породы тонкопесчаная фракция составляет 28,75- 45,65%, мелкопесчаная - 25,4 –43,38%, алевритовая – 14,5-18,62%, глинистая –10,47 –12,02%. Открытая пористость (по керосину) меняется от 12,68 до 17,38 % (в пластовых условиях –11,37 – 16,35%), проницаемость при 400 psi составляет 3, 2-28.98 мкм2 10-3 (в пластовых условиях - 1,68 – 18.63 мкм2 10-3).

          Верхние 1,09 м керна представлены очень крепкими мелко-тонкозернистыми песчаниками с кальцитовым цементом, открытая пористость (пластовая) которых равна 1,97 - 7,35 % и пластовая проницаемость - 0,049 – 0,245 мкм2 10-3. Такой же прослой толщиной 11 см встречен в нижележащих песчаниках.

          V пласт. Изучен в скв. 1 в интервале глубин 3001-3012 м. Керн представлен песчаниками мелко-тонкозернистыми, содержащими редкие тонкие (до 1-2мм) прослои глин. Слоистость волнистая, неясно выраженная, прерывистая, с элементами косой.

          В гранулометрическом составе песчаников тонкопесчаная фракция присутствует в количестве 39,3 – 49. 2 (в одном образце 33.09%), мелкопесчаная –12,6 – 23,5% (в одном образце 36,9%), алевритовая - 15,3-22,98%, пелитовая – 11,4 – 15,9%. Медианный размер песчаников равен 0.07 – 0,09 мм, коэффициент отсортированности - 1,75-2,0. Открытая пористость (по керосину) песчаников колеблется от 15,3 до 18,61% (в пластовых условиях - 14,07 – 17,15 %), проницаемость при 400 psi составляет 6.5-27.6 мкм2 10-3 (в пластовых условиях- 4,32 –19,35 мкм2 10-3).

          Встречено два прослоя очень крепких песчаников с кальцитовым цементов: верхний толщиной 50 см, нижний – 3 см. Пористость таких песчаников (в пластовых условиях) снижается до 4-5,75%, проницаемость –0,103 – 0,008 мкм2 10-3. Отмечаются прослои, обогащенные раковинами пелеципод с кальцитовыми стенками.

          Глина имеет открытую пористость (по керосину) - 5,79%, плотность - 2,52 г/см3., минералогическую плотность -2,71 г/см3.

          Раздел между II и IIа пластом изучен в интервале глубин 2903 – 2906 м и представляет подошвенную часть, сложенную плохоотсортированной песчаноалевритоглинистой породой, тонкозернистыми песчаниками c глинистыми прослоями.

          Песчаники светло-серые, тонкозернистые, тонкослоистые. Реже присутствуют средне-мелкозернистые разности. Слоистость косая, разнонаправленная, отчетливая, равномерная, обусловлена присутствием глинистых прослоев и слоев, обогащенных углистым детритом. Толщина прослоев от 1 до 4 мм. Тонкозернистые песчаники содержат тонкопесчаную фракцию в количестве 46,28 – 50,61%, алевритовую – 27,06 – 29,87%, глинистую – 18,7 – 23,12%, мелкопесчаную – 0,74 – 2, 06%, имеют медианный размер 0,05 – 0,06 мм, коэффициент отсортированности - 2,04 –2,44. Медианный размер средне-мелкозернистых песчаников равен 0,14, коэффициент отсортированности - 2,68. В их гранулометрическом составе преобладают мелкозернистые фракции –33,9%, среднезернистые составляют 24,69%, тонкозернистые – 10,57%, алевритовые -15,13%, глинистые – 15,66%. Открытая пористость (по керосину) песчаников равна 9,85 – 13, 81% , проницаемость при 400 psi - 1,68 – 3,93 мкм2 10-3. Фильтрационно-емкостные свойства средне-мелкозернистых песчаников такие же низкие, как тонкозернистых, за счет плохой отсортированности.

          Песчано-алеврито-глинистые породы имеют неоднородную линзовидно-пятнистую текстуру, на отдельных участках отчетливую ваттовую слоистость, сильно биотурбированы (индекс биотурбации 3-4), содержат Macaronichnus, Planolites и другие трудноопределимые следы илоедов. В гранулометрическом составе этих пород преобладают глинистые (38,14 –40,29%) и алевритовые (39,3 – 40,8%) фракции, тонкопесчаные составляют 18,69 –19,63%, мелкозернистые –0,7 – 1,24%, среднезернистые – 0,07 –1,13%. Медианный размер зерен равен 0,02 –0, 03 мм,

          коэффициент отсортированности -2,59 –2,63, открытая пористость по керосину-4,65 –7,43%, проницаемость при 400 psi –0,038 –0,203 мкм2 10-3.

          Прослои глины имеют толщину от долей мм до 7 см. Глина темно-серого цвета, массивной текстуры, содержит углистый детрит на плоскостях напластования, имеет открытую пористость –3,47%, плотность - 2,50 г/см3.

          Литологический состав изученного разреза, структурные и текстурные особенности пород свидетельствуют об образовании их в условиях от приливно- отливной фации лагун до прибрежно-морской зоны подвижных волн (верхний береговой склон).

            1. Физико-химические характеристики нефти и газов месторождения Каурунани.

            Свойства нефтей в пластовых условиях не определялись, в связи с временной неисправностью прибора, приводятся по аналогии с результатами исследования пластовой нефти III пласта месторождения Монги, отобранной из скв. 118. Таким образом, принятые для проектирования основные свойства нефти в пластовых условиях составляют: вязкость – 0.81 мПа.с, плотность – 0.73 г/см3, давление насыщения – 26.7 МПа, объёмный коэффициент – 1.228, газосодержание – 140 м3/т.

            По аналогичной причине не проводились исследования газа на конденсатосодержание, которое для оперативного подсчета запасов принято по залежам III пласта равным 154 г/м3, по залежам IV пласта – 127 г/м3.

            Физико-химические свойства сепарированной нефти

            Физико-химические свойства нефтей охарактеризованы по результатам исследований 4 проб (без учета пробы, состоящей из смеси нефти и конденсата), отобранных в поверхностных условиях из скважин №№ 1, 3 блоков I и Iа пласта III дагинского горизонта.

            Пробуренные нефтедобывающие скважины обычно эксплуатируются несколько десятков лет. В течение этого времени месторождение проходит различные стадии разработки - от начальной, когда добывается безводная нефть и, как правило, фонтанным способом, до последних стадий, когда добывается в больших количествах сильно обводненнаяпродукция механизированным способом. Пластовое давление в процессе разработки также снижается, и поэтому на последующих этапах приходится извлекать большие объемы жидкости при низких динамических уровнях. В ряде случаев в результате накопления информации о неоднородности пласта и расчлененности его на самостоятельные пропластки выявляется необходимость их раздельной эксплуатации или раздельнойзакачки воды в разные пропластки через одну и ту же скважину. Надежно определить условия эксплуатации данной скважины на весь период ее работы не представляется возможным. Однако чем лучше конструкция скважин соответствует всему возможному разнообразию условий их работы в будущем, тем легче выбрать оборудование для оптимальных условий эксплуатации как отдельных скважин, так и месторождений в целом наразных стадиях егс разработки. В связи с этим особое значение приобретает диаметр эксплуатационной колонны. Часто именно он ограничивает подачу насосного оборудования для откачки больших объемов жидкости или специального оборудования для раздельной эксплуатации пластов.
            В связи с этим нельзя не отметить, что в ряде случаев экономия, достигаемая при бурении скважин малого или уменьшенного диаметра,оборачивается убытками вследствие невозможности оптимальной эксплуатации таких скважин на последующих этапах разработки месторождения.
            Конструкция крепления скважины определяется геологическими и техническими факторами с учетом ее длительной эксплуатации. Важным элементом конструкции скважины является конструкция призабойной части.

            2. КОНСТРУКЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ЗАБОЕВ СКВАЖИН

            В любом случаеконструкция забоя скважины должна обеспечивать:
            § механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;
            § эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;
            § возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добычапродукции;
            § возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;
            § возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.
            Геологические и технологические условия разработки месторождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев скважин.
            1. При открытом забое (рис. 4.1, а) башмак обсадной колонныцементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пластадостаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки.


            Рис. 4.1. Способы вскрытия пласта:
            а - открытый забой; б - забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным
            передее спуском; в - забой с фильтром; г - перфорированный забой
            Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность. Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия.

            Подготовка скважины к эксплуатации — это комплекс работ, которые проводят с момента вскрытия буровым долотом кровли продуктивного пласта до вывода работы скважины на техноло­гический режим. Комплекс включает вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование обсадной эксплуатационной колонны, оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение скважины. Выбор метода подготовки скважины к эксплуатации (заканчивания скважины) определяется целым рядом гео­логических, технических, технологических и экономических факторов.

            Каждый из этих этапов является крайне важным, от них зависит вся дальнейшая эксплуатация скважины.

            При проведении этих работ должны быть созданы бла­гоприятные условия для притока нефти и газа в скважину. Качественное их выполнение обеспечивает освоение скважины в кратчайший период, высокий текущий дебит, большую на­копленную (суммарную) добычу углеводородов. Чем больше текущие дебиты скважин, тем меньше продолжительность раз­работки месторождения, а также меньше необходимое число скважин для достижения заданного срока разработки.

            Для получения наибольшей нефтеотдачи необходимо обе­спечить приток из всех пластов и пропластков эксплуатацион­ного объекта, на который пробурена скважина. При создании благоприятных условий притока уменьшаются энергетические затраты на подъем единицы продукции по стволу скважины на поверхность и транспортирование ее до пунктов сбора, кроме того улучшаются условия работы эксплуатационного оборудо­вания, например насосов.

            Конструкции забоев скважин

            Часть скважины, вскрывшая продуктивный пласт, называ­ется забоем. Этот элемент скважины, как следует из вышеизло­женного, является принципиально важным, т.к. в течение срока эксплуатации скважины (а это — десятки лет) забой определяет ее эффективность и должен удовлетворять меняющимся усло­виям разработки, обеспечивая:

            - механическую прочность призабойной зоны без ее раз­рушения;

            - возможность избирательного воздействия на различные части вскрытой части продуктивного горизонта как за счет направленного вторичного вскрытия, так и за счет гидродина­мических или физико-химических обработок;

            - максимально возможный коэффициент гидродинамиче­ского совершенства скважины.

            В зависимости от существенно различающихся свойств продуктивного пласта и технологий выработки запасов угле­водородов можно использовать одну из следующих типовых конструкций забоев скважин, представленных на рис. 2.1:

            1. Скважина с перфорированным забоем.

            2. Скважина с забойным хвостовиком.

            3. Скважина с забойным фильтром.

            4. Скважина с открытым забоем.


            Рис. 2.1. Типовые конструкции забоев скважин:

            а — с перфорированным забоем; б — с забойным хвостовиком; в — с забойным фильтром; г — с открытым забоем; 1 — обсадная колонна; 2 — цементное кольцо; 3 — перфорационные отверстия; 4 — перфорационные каналы; 5 — перфорированный хвостовик; 6 — забойный фильтр; 7 — сальник (пакер); 8 — открытый забой

            Вне зависимости от конструкции забоя после вскрытия продуктивного горизонта в скважине проводится цикл геофи­зических, а в продуктивном горизонте еще и цикл гидродина­мических исследований; по полученной информации решается ряд важных задач.

            1. Скважины с перфорированным забоем (рис. 2.1, а) яв­ляются наиболее распространенными в нефтедобывающей промышленности в силу целого ряда преимуществ, к основным из которых можно отнести:

            - надежная изоляция пройденных горных пород;

            - возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины;

            - простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае сложного строения ее;

            - существенное упрощение технологии бурения, т.к. бурение под эксплуатационную колонну ведется долотом одного размера до проектной отметки.

            После разбуривания ствола до проектной отметки в скважи­ну спускается обсадная колонна, которая цементируется, а затем перфорируется. В условиях достаточно крепких коллекторов такая конструкция забоя является длительно устойчивой.

            2. Скважины с забойным хвостовиком (рис. 2.1, б) предназначены для продуктивных горизонтов, представленных крепко сцементированными (очень крепкими) коллекторами. Скважина бурится до проектной отметки, затем в нее спуска­ется обсадная колонна, нижняя часть которой на толщину продуктивного горизонта имеет насверленные отверстия. По­сле спуска обсадной колонны проводится ее цементирование выше кровли продуктивного горизонта; при этом пространство между стенкой и обсадной колонной на толщину продуктивного горизонта остается свободным. Приток в такую скважину ана­логичен таковому в совершенную скважину, но забой является закрепленным, что исключает уменьшение диаметра скважины даже в случае частичного обрушения призабойной зоны.

            3. Скважины с забойным фильтром (рис. 2.1, в) предназна­чены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов. До кровли продуктивного горизонта скважина бурится с диаме­тром, соответствующим диаметру эксплуатационной колонны. Затем в скважину спускаются обсадные трубы и производится цементирование. Продуктивный горизонт разбуривается до­лотом меньшего диаметра до подошвы. Перекрытие продук­тивного горизонта осуществляется фильтром, закрепляемым в нижней части обсадной колонны на специальном сальнике. Фильтр предназначен для предотвращения поступления песка в скважину. Известно большое количество фильтров, различаю­щихся не только конструкцией, но и материалом, из которого они изготавливаются.

            4. Скважины с открытым забоем (рис. 2.1, г) предназначены для однородных устойчивых (прочных) коллекторов. Нижняя часть скважины (до кровли продуктивного горизонта) не от­личается от таковой для скважин с забойным фильтром. Про­дуктивный горизонт разбуривается также долотом меньшего диаметра до подошвы; при этом ствол скважины против про­дуктивного пласта остается открытым.

            Совершенно очевидно, что такая конструкция обладает наилучшим гидродинамическим совершенством, но имеет огра­ниченное распространение в силу ряда недостатков, основными из которых являются:

            - ограниченность или даже невозможность эксплуатации продуктивных горизонтов сложного строения;

            - небольшая толщина продуктивного горизонта;

            - невозможность эксплуатации скважины с достаточно большими депрессиями вследствие разрушения продуктивного горизонта (обвалы ПЗС).

            Пробуренные нефтедобывающие скважины обычно эксплуатируются несколько десятков лет. В течение этого времени месторождение проходит различные стадии разработки - от начальной, когда добывается безводная нефть и, как правило, фонтанным способом, до последних стадий, когда добывается в больших количествах сильно обводненная продукция механизированным способом. Пластовое давление в процессе разработки также снижается, и поэтому на последующих этапах приходится извлекать большие объемы жидкости при низких динамических уровнях. В ряде случаев в результате накопления информации о неоднородности пласта и расчлененности его на самостоятельные пропластки выявляется необходимость их раздельной эксплуатации или раздельной закачки воды в разные пропластки через одну и ту же скважину. Надежно определить условия эксплуатации данной скважины на весь период ее работы не представляется возможным. Однако чем лучше конструкция скважин соответствует всему возможному разнообразию условий их работы в будущем, тем легче выбрать оборудование для оптимальных условий эксплуатации как отдельных скважин, так и месторождений в целом на разных стадиях разработки. В связи с этим особое значение приобретает диаметр эксплуатационной колонны. Часто именно он ограничивает подачу насосного оборудования для откачки больших объемов жидкости или для раздельной эксплуатации пластов.

            В связи с этим нельзя не отметить, что в ряде случаев экономия, достигаемая при бурении скважин малого или уменьшенного диаметра, оборачивается убытками вследствие невозможности оптимальной эксплуатации таких скважин на последующих этапах разработки месторождения.

            Конструкция крепления скважины определяется геологическими и техническими факторами с учетом ее длительной эксплуатации. Важным элементом конструкции скважины является конструкция призабойной части.

            Геологические и технологические условия разработки месторождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев скважин.

            1. При открытом забое (рис. 1.1, а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению, без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки.


            Рис. 4.1. Способы вскрытия пласта:

            а - открытый забой;

            б - забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным

            перед ее спуском;

            в - забой с фильтром;

            г - перфорированный забой

            Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность. Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.

            2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции. Первый вариант (рис. 1.1, б): скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым.

            Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.

            Второй вариант (рис. 1.1, в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров - предотвращение поступления песка в скважину. Одно время широкое применение нашли фильтры с продольными щелевыми отверстиями длиной 50 - 80 мм и шириной 0,8 - 1,5 мм.

            Кроме того, применялись так называемые кольцевые фильтры, в которых щели создавались между торцами металлических колец, одеваемых на перфорированную трубу. Между торцами колец в нескольких точках по периметру устанавливались прокладки из калиброванной металлической ленты, определявшие ширину кольцевых щелей. В ряде случаев использовались гравийные фильтры, представляющие собой две перфорированные мелкими отверстиями концентрично расположенные трубы. В кольцевое пространство между трубами утрамбовывался отсортированный гравий диаметром 4 - 6 мм, который и являлся основным фильтрующим элементом, задерживающим пластовый песок. Известны также металлокерамические фильтры, изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби. Кольца из такого материала одеваются на перфорированную трубу и на ней закрепляются. Металлокерамические фильтры обладают малым гидравлическим сопротивлением и задерживают самые мелкие фракции песка. Кроме того, известны другие конструкции фильтров, которые не нашли распространения.

            Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.

            3. Скважины с перфорированным забоем (рис. 1.1, г) нашли самое широкое распространение (более 90% фонда). В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах.

            Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества:

            § упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза;

            § надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией;

            § возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов;

            § возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная накачка или отбор и др.);

            § устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации.

            Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. Поэтому при вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.

            Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение линий тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.

            Несовершенные скважины бывают трех видов: скважина с открытым забоем, частично вскрывающая пласт на величину b (рис. 1.2, а) - несовершенная скважина по степени вскрытия - δ = b/h; скважина с перфорированным забоем и вскрывающая пласт на полную толщину (рис. 1.2, б) - несовершенная скважина по характеру вскрытия; скважина, перфорированная не на всю толщину пласта и вскрывающая его частично (рис. 1.2, в) - несовершенная по степени и характеру вскрытия (двойной вид несовершенства).


            Рис. 4.3. Виды несовершенных скважин:

            а - скважина, несовершенная по степени вскрытия;

            б - скважина, несовершенная по характеру вскрытия,

            в - скважина с двойным видом несовершенства по степени и характеру вскрытия.

            Основные научные достижения Средневековья: Ситуация в средневековой науке стала меняться к лучшему с.

            Пример оформления методической разработки: Методическая разработка - разновидность учебно-методического издания в помощь.

            Историческое сочинение по периоду истории с 1019-1054 г.: Все эти процессы связаны с деятельностью таких личностей, как.

            Читайте также: