Конструирование скважин. 
Конструирование скважин

14. Изоляция вод, поступающих через цементный стакан Нижние воды могут проникать в эксплуатационный объект через цементный стакан на забое скважины вследствие недоброкачественного цементирования при возврате скважины на вышезалегающий горизонт либо вследствие разрушения цементного стакана в процессе эксплуатации скважины. В этих случаях цементный стакан следует разбурить до прежнего забоя или промыть скважину. Во избежание проникновения цементного раствора в эксплуатационный объект цементирование следует проводить по способу «сифона», с помощью желонки (в неглубоких скважинах) или заливочным агрегатом (в глубоких скважинах). Если нижние воды проникают в скважину через дефект в «кармане» (зумпфе), пути их проникновения перекрывают цементным стаканом, нижняя граница которого находится на 3−5 м ниже дефекта, а верхняя — не менее чем на 2−3 м выше него.

Изоляция вод, поступающих по заколонному пространству. Пути проникновения нижних вод в скважину по заколонному пространству через отверстия фильтра определяют таким же способом, как и при проникновении верхних вод. Для изоляции скважины от проникновения нижних вод применяют цементирование под давлением через отверстия фильтра водоцементным и пеноцементным растворами в тех случаях, когда нет опасности зацементировать продуктивный горизонт. В остальных случаях используют нефтецементный раствор. Технологический процесс цементирования и связанные с ним работы выполняют в той же последовательности, что и при изоляции скважины от проникновения верхних вод — цементированием под давлением через отверстия фильтра. Если невозможно изолировать притоки в скважину напорных вод описанным способом, применяют способ создания цементных поясов вокруг эксплуатационной колонны, между источником обводнения и эксплуатационным объектом. В этих целях колонну перфорируют в интервале между источником обводнения и вышележащим эксплуатационным объектом и в образовавшиеся отверстия под давлением закачивают цементный раствор. До закачки раствора предварительно герметизируют фильтр эксплуатационной колонны, для чего фильтр эксплуатационной колонны заливают под давлением нефтецементным раствором, разобщают пакерамн или обратным сальником. Далее скважину испытывают на поглотительную способность и цементируют под давлением водоцементным pаствором. Затем над новым искусственным забоем простреливают отверстия и вновь цементируют под давлением. После каждого цементирования оставляемый цементный стакан должен быть на несколько метров выше простреленных отверстий. В зависимости от наличия свободного интервала ниже эксплуатационного объекта, характера и напора нижней воды создают несколько цементных поясов.

• 15. Гидрофобная порода удерживает часть нефти на своей поверхности вследствие адсорбционных сил, образующих граничный слой значительной толщины. В гидрофобных породах имеется преимущественная тенденция к заполнению нефтью более мелких пор и непосредственному контакту нефти с большей частью внутрипоровой поверхности.
• 16. Глушение скважин (а. shutoff of wells; н. Воhrlochabsperrung; ф. obturation des trous de forage; и. paralizacion de pozos) — прекращение фонтанирования пластового флюида из скважины путём закачки в неё специальной жидкости. Связано с искусственным повышением забойного давления до величин, превышающих пластовое. Обеспечивает возможность проведения текущего, капитального ремонтов скважин, прекращение аварийных выбросов пластового флюида. Основные вопросы, решаемые при глушении скважин: выбор рабочей жидкости и режим её закачки в скважину. Требования, предъявляемые к ним в конкретных горнотехнических условиях: обеспечение минимального проникновения фильтрата и твёрдых частиц из рабочей жидкости в призабойную зону пласта-коллектора, стабильность жидкости при контактировании с пластовой водой, сравнительно лёгкое удаление фильтрата и твёрдых частиц, проникающих в призабойную зону; недопущение взаимодействия фильтрата с глинистым материалом в пласте-коллекторе; предотвращение образования нерастворимых осадков в поровом пространстве пласта; соответствие давления закачки рабочей жидкости прочности фонтанной арматуры и обсадных колонн. В качестве жидкости для глушения скважин используют нефть, воду, буровые растворы на водной и углеводородной основах. Последние наиболее эффективны, однако отличаются относительно высокой стоимостью, опасны с точки зрения загрязнения окружающей среды, возгорания и др. Из буровых растворов на водной основе наиболее перспективны минеральные с полимерными добавками, которые не содержат глинистых частиц и допускают повышение плотности добавлением мела, удаляемого затем соляно-кислотной обработкой. В условиях, когда пластовое давление ниже гидростатического (при заполнении скважины нефтью), в качестве рабочей жидкости используются специальные двухи трёхфазные пены.
• 17. Капиллярное давление — это перепад давлений на границе раздела двух несмешивающихся жидкостей, одна из которых смачивает поверхность породы лучше другой. На рисунке ниже показана граница радела фаз в системе вода — нефть.

Рисунок 1

Уравнения капиллярного давления для такой системы записывается в виде:

Где р_к — капиллярное давление, Па; у_нв — поверхностное натяжение на границе нефть-вода, Н/м; и — угол смачивания, град; r — радиус капилляра (пор), м. Из уравнения следует, что капиллярное давление: прямо пропорционально межфазному натяжению; обратно пропорционально радиусу капилляра (т.е. силы капиллярного давления выше в капиллярах (порах) меньшего радиуса);заставляет смачивающие жидкости пропитывать более мелкие поры, а не смачивающие — более крупные.

• 20. Способ опрессовки. Устье скважины оборудуют опресовочной головкой с манометром. Жидкость в колонну обсадных труб нагнетают с объемной скоростью, при которой обеспечивается плавное увеличение давления. На устье оно должно быть на 20% больше, чем ожидаемое максимальное давление после освоения скважины. Давление во время опрессовки не должно быть ниже следующих Диаметр колонны мм: 114−127 140−146 168 178−194 219−245 Максимальное давление Мпа 12 10.0 8.0 7.5 7.0 Указанные нормы в зависимости от степени изношенности колонны и характера ремонтируемой скважины могут быть изменены по усмотрению геологической службы. Если в процессе опрессовки в каком-либо сечении колонны возможно возникновение напряжений, превышающих допустимые для обсадных труб, опрессовку следует проводить секционно с помощью пакера. Результаты считаются положительными, а колонна герметичной, если после замены бурового раствора водой отсутствует перелив жидкости и выделения газа из колонны, так же если давление в течение 30 мин не снижается или снижается не более чем на 0.5 Мпа при давлении выше 7 Мпа и не более чем на 0.3 Мпа при давлении ниже 7 Мпа. Наблюдение за изменения указанных давлений опрессовки. В случае повышения этой нормы необходимо принять меры по обеспечению герметичности колонны, после чего испытание следует повторить. Если нагнетанием жидкости давление на устье скважины повысить до указанного контрольного значения не удается, то колонна считается негерметичной. Способ снижения уровня. В этом случае уровень жидкости в обсадной колонне снижают с помощью компрессора (т.е нагнетанием через НКТ или бурильные трубы сжатого газа млм воздуха либо с помощью штанговых или бесштанговых насосов, а также оттартыванием жидкости желонками или вытеснением из скважины трубами (в пределах до 800−1000 м) Процесс снижения уровня газом (сжатым воздухом) состоит в том, что в скважину спускают НКТ или бурильные трубы и газом (сжатым воздухом) выдавливают жидкость. Глубина первоначального спуска подъемных труб зависит от давления, развиваемого компрессором. Затем уровень снижают методом постепенного допуска труб до заданной глубины отдельными секциями либо методом аэрации. Снижения уровня путем вытеснения жидкости через колонну бурильных или НКТ производят следующим образом. Колону труб с заглушенным нижним концом спускают до забоя, вытесняя из скважины жидкость. Затем часть труб поднимают на высоту h1. На колонну навинчивают патрубок с отверстием и вновь спускают трубы до забоя. При их спуске жидкость входит через отверстие в патрубке, благодаря чему достигается дополнительное снижение уровня жидкости в скважине. При испытании эксплуатационных колонн на герметичность описанным способом необходимо снизить уровень жидкости в скважине до следующих значений: Глубина скважин м до 500 500−1000 1000−1500 1500−2000 более 2000 снижение уровня, не менее м 400 500 650 800 1000 Если при бурении использовали буровой раствор плотностью 1400 кг/м3 и более, то его заменяют водой. Колонна считается герметичной, если в течение 1 ч перелива жидкости или выделения газа не наблюдается или если уровень жидкости, сниженный до требуемого за 8 ч наблюдения, не будет более. Уровень жидкости следует замерять с помощью лебедки аппарата Яковлева, уровнемером или другими приборами через каждые 2ч. Если в течение 8 ч уровень будет больше, чем указано то производят повторный замер в течение 8 ч. Если и в этом случае высота подъема жидкости окажется выше нормы, то колонна считается негерметичной. Иногда уровень жидкости не удается снизить. Это указывает на проникновение в скважину жидкости через нарушения в колонне. Работы по отбору жидкости в таких случаях следует проводить до тех пор, пока скважина начнет поглощать нагнетаемую жидкость и будут созданы условия для повторного цементирования. Испытание колонн на герметичность оформляют специальным актом.
• 21. Обработка призабойных зон скважин производится следующим образом

Рисунок 2 Воздействие волн на призабойную зону скважины: 1 — продуктивный пласт; 2 — добывающая скважина; 3 — интервал перфорации; 4 — призабойная зона пласта; 5 -загрязнение призабойной зоны (скин-эффект); 6 — волновой генератор; 7 — волны излучения8 — вынос загрязнений из пласта

В скважину на глубину продуктивного пласта напротив перфорации опускается волновое устройство (генератор), который создает волны давления необходимых параметров. Научный центр является разработчиком целой гаммы генераторов разных размеров и способных работать с различным скважинным оборудованием. Генераторы, спускаемые в скважины, не имеют подвижных частей и за годы эксплуатации зарекомендовали себя как весьма надежные устройства. Волны давления, источником которых является генератор, проникают в призабойную зону скважины и способствуют ее очистке от загрязняющих коллектор твердых частиц, а также обеспечивают интенсификацию течения флюида по порам в необходимом направлении. В результате работы генератора производится очистка призабойной зоны, как схематично проиллюстрировано на рисунке 1. Подключение генератора к скважине осуществляется с помощью насосно-компрессорных труб (либо может быть использован coiled tubing). Для функционирования генератора необходим насосный агрегат. Обычно используется агрегат, используемый для цементирования скважин, либо агрегат coiled tubing. Схема подключения для случая обработки призабойной зоны добывающей скважины иллюстрируется рисунком 2. Обработка осуществляется путем прокачки нефти или дизельного топлива через генератор.

Рисунок 2 Схема ОПЗ.1 — емкость с жидкостью2 — насосный агрегат3 — НКТ4 — скважина5 — интервал перфорации6 — волновой генератор В случае обработок призабойных зон нагнетательных скважин через генератор прокачивается вода. В этом случае выбирается не циркуляционная (показанная на рис.2), а прямоточная схема. В качестве насоса выбирается агрегат поддержания пластового давления. Волновой генератор в этом последнем случае может устанавливаться на длительный период, превышающий несколько месяцев.

18. Электротепловая обработка. Этот способ проще и дешевле, чем предыдущий. Однако электронагревом вследствие малой теплопроводности горных пород не удается прогреть более или менее значительную зону (в радиусе до 1 м). При нагнетании теплонасителя радиус зоны прогрева составляет 10−20м, но при этом в пласте вода, пар или конденсат могут взаимодействовать с глинистыми компонентами и ухудшить проницаемость. Для периодической электротепловой обработки призабойной зоны применяют самоходную установку СУЭПС-1200.

Состоит она из трех электронагревателей 3 с кабель тросом 4 КТГН-10, самоходного каротажного подъемного агрегата СКП 5 с лебедкой, размещенных на шасси автомобиля ЗИЛ-157-Е, и трех одноосных прицепов ГАЗ-704. НА каждом прицепе монтируют станцию управления 1 и автотрансфориатор 2. В комплект установки входит также вспомогательное оборудование: устьевой ручной подъемник, блок-баланс, три устьевых зажима и два транспортировочных барабана. Электронагреватель.

Представляет собой электрическую трехфазную печь сопротивления, выполненную из 12 стандартных трубчатых элементов на общем каркасе, включаемых в промысловую сеть при помощи кабель-троса. Потребляемая мощность такой печи-12кВт, масса-125 кг. Трубчатый электронагреватель НММ 17,85/21 предназначен для скважин с диаметром эксплуатационной колонны 140 мм и более. Его габариты: диаметр112 м, длина-3,7 м масса-60 кг. Для стационарной электротепловой обработки применяют поднасосный электронагреватель, представляющий собой печь, в которой в качестве греющих элементов использованы стандартные трубчатые элементы для токопровода. Потребляемая мощность такой печи-9кВт; присоединяется она к промысловой сети напряжением 380 кКвт; присоединяется она к промысловой сети напряжением 380 В. Поднасосный электронагреватель поднимают и спускают вместе со штанговым скважинным насосом. В результате прогрев забоя происходит непрерывно и одновременно с процессом добычи нефти насосным способом. Для большей эффективности рекомендуется спускать печь и фильтровую часть скважины (за исключением случаев, когда в последней имеется дефект).

23. Газонефтяная залежь — единичное скопление в недрах газа и нефти, в котором свободный газ занимает всю верхнюю часть ловушки и непосредственно контактирует с нефтью, при этом объём последней меньше объёма газовой шапки. Нефть занимает нижнюю часть ловушки в виде оторочки или полностью подстилает газовую часть залежи. Газовая шапка в зависимости от условий формирования залежи может быть газоконденсатной. Покрышку газонефтяной залежи обычно слагают слабопроницаемые породы (глинистые, соленосные и др.), а её нефтяная часть подстилается подошвенной водой. Продуктивные пласты газонефтяной залежи представлены межгранулярными, кавернозными и трещинными коллекторами. Газонефтяные залежи могут быть приурочены к ловушкам различного типа. Основной фактор, осложняющий разработку газонефтяных залежей, — взаимодействие их газовых и нефтяных частей, искусственное ограничение этого взаимодействия, а также увеличение роли воды в вытеснении нефти являются основными принципами разработки подобных залежей. Контур газоносности gas-pool outline — Замкнутая граница распространения свободного газа в виде газовой шапки в данном пласте. За контуром газоносности вниз по падению пластов находится либо нефть, либо вода (в случае чисто газовой залежи). Положение контура газоносности в плане определяется проекцией линии пересечения газонефтяного или газоводяного контакта с кровлей (внешний контур) или подошвой (внутренний контур) газосодержащего пласта. Контур нефтеносности — граница расположения залежи нефти. Вниз от контура нефтеносности по падению пласта, обычно содержится вода. Положение контура нефтеносности на карте определяется проектными линиями водо-нефтяного контакта на пересечении с кровлей нефтеносного пласта (внутренний контур нефтеносности) или с его подошвой (внешний контур нефтеносности), а также с линиями сбросов и надвигов. Часть залежей нефти в пределах внутреннего контур нефтеносности наз. зоной сплошного нефтенасыщения пласта. Верхние слои воды, подстилающие нефтяную залежь в пологих структурах, называются подошвенной водой.

скважина фильтр герметичность колонна.

24. Нарушение герметичности эксплуатационных колонн из-за неплотности резьбовых соединений, как показывает анализ промысловых данных, происходит в основном в газовых и газоконденсатных скважинах. Причем, на практике установлено, что после нарушения герметичности колонн в этих скважинах в большинстве случаев начинается газопроявление за колонной с последующим образованием грифона вокруг устья. Поэтому, обеспечение плотности резьбовых соединений эксплуатационной колонны в газовых и газоконденсатных скважинах имеет первостепенное значение. Кроме того, причиной появления нарушений герметичности эксплуатационной колонны являются прожоги колонны при коротком замыкании электрокабеля в процессе эксплуатации. Иногда нарушение в колонне в результате обгорания кабеля проявляется не сразу, а по истечении некоторого времени. На глубине, где наблюдается обгорание кабеля, происходит частичное нарушение прочности колонны, в дальней-шем при эксплуатации скважины под действием коррозионной среды наступает нарушение колонны. Причем место нарушения колонны находится в зацементированной части затрубного пространства. При разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушении герметичности эксплуатационной колонны и некачественном цементировании межтрубного пространства переход скважин на открытое фонтанирование можно предотвратить, применяя комплекс специального подземного скважинного оборудования, который также предназначен для обеспечения одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных горизонтов или более, разобщения вскрытого продуктивного горизонта от вышележащих или нижележащих пластов, разобщения колонны из насосно-компрессорных труб от затрубного пространства, обеспечения проведения многочисленных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважин.