Оборудование скважин фильтрами.

На эффективность вскрытия продуктивного горизонта влияют тип и способ установки фильтра в скважине, способ и режим промывки, вид очистного агента.

Под фильтром обычно понимают специальное устройство, уста­навливаемое в скважине против продуктивного горизонта, которое обеспечивает свободный доступ внутрь скважины (без механических

 

примесей) жидкости и одновременно предохраняет ее ствол от обру­шения. Фильтры устанавливают только в неустойчивых породах.

Фильтр состоит из трех частей (рис. 11.10): рабочей 1, отстойника 2, расположенного ниже рабочей части фильтра, и надфильтровой части 3 с герметизирующим сальником 4. Сверху фильтра устанавливается приспо­собление 5 для спуска его в скважину.

При изготовлении каркасов из металлических труб в них высвер­ливают отверстия в виде щелей или круглые (рис. 11.11). Размеры от­верстий выбирают в соответствии с крупностью зерна продуктивного горизонта. Тонкие фильтрующие покрытия каркасов осуществляют с помощью сеток (металлических, пластмассовых, стеклянных) и прово­локи (рис. 11.12).

Фильтровые сетки изготовляются плетением трех видов: простого (квадратного), галунного и киперного (рис.11.13).

 

 

Сетки из пластических масс выпускаются со штампованными отверстиями и плетенные с квадратными отверстиями. В качестве об­моточной проволоки применяется круглая латунная, из нержавеющей стали (диаметр 1 - 3 мм) или проволок специальной формы сечения, образующих при намотке щели с узким входным и расширенным вы­ходным сечениями.

Довольно редко применя­ются кожуховые фильтры, кото­рые состоят из отдельных секций (рис. 11.14 a и б).

 

Через фильтр в скважину должно поступать максимальное коли­чество жидкости из продуктивного горизонта. Пропускная способ­ность фильтра оценивается его скважностью W, показывающей отно­шение действительной проходной поверхности ко всей боковой по­верхности, контактирующей с породой,

где n - число отверстий по всей длине фильтра; F₀ - площадь одного отверстия, м²; D - наружный диаметр фильтра, м; L - длина рабочей части фильтра, м.

W- в зависимости от конструкций фильтра составляет от 0,1 до 0,4. Все существующие фильтры можно разделить на дырчатые или щелевые, сетчатые, гравийные и гравитационные.

Выбор конструкции фильтра производят из условия, при котором его проходная способность (максимально допустимый дебит жидкости через фильтр) превышала бы ожидаемый дебит скважины.

Далее приведем несколько типов современных фильтров, предна­значенных для нефтяных и газовых скважин.

Фильтры скважины на проволочной основе типа ФС (рис. 11.15) предназначен для предупреждения выноса песка из водяных и нефтя­ных скважин при их эксплуатации, как вертикальных и наклонно на­правленных, так и горизонтальных.

Фильтры выполнены с необходимыми присоединительными резьбами, с помощью которых они прикрепляются к эксплуатацион­ным колоннам. Материал фильтроэлемента и перфорированной трубы зависит от условий в скважине. Фильтр может изготавливаться как с колпачками, так и без.

Фильтры скважинные управляемые типа ФСУ (рис. 11.16). При­вод типа КРР спускается в скважину на насосно - компрессорных тру­бах диаметром 73 мм и приводится в действие гидравлическим путем, при этом упоры привода размещаются в специальном технологиче­ском пазе, а толкатели привода, взаимодействуя с упорными элемен­тами фильтра, перемещают втулку в осевом направлении и происходит открытие фильтра.

Через щелевые циркуляционные отверстия происходит сообще­ние заколонного и внутриколонного пространства. Суммарная пло­щадь щелевых циркуляционных отверстий корпуса больше площади поперечного сечения обсадной колонны. Конструкцией фильтра пре­дусмотрено его закрытие - путем возврата кольцевой втулки в исход­ное положение, которое осуществляется посредством привода, только предварительно настроенного на закрытие.

Щелевые скважинные фильтры из щелевых решеток (рис. 11.17) предназначены для спуска в вертикальные, наклонные и горизонтальные скважины с целью фильтрации (отделения) жидких и газообразных сред от механических примесей и твердых включений, отрицательно влияющих на долговечность скважинного и технологи­

 

 

ческого оборудования. Предусмотрено изготовление фильтров по ТУ 3616-010-54271758-04 для любых диаметров обсадных колонн. Благодаря прочности, универсальности, надежности и продолжитель­ному сроку службы щелевые скважинные фильтры получили широкое применение в нефтегазодобыче.

 

 

 

Щелевые решетки (щелевые решетчатые экран) представляют собой гладкую сетчатую конструкцию из высокоточных проволочных элементов в виде проката треугольного профиля и поперечных несу­щих элементов - в виде стержней соответствующего профиля.

Экраны из профильной проволоки имеют контакт с твердыми частицами только в двух точках, что предупреждает засорение.

Решетки могут быть изготовлены с шириной щели от 0,03 до 12,5 мм.

Предусмотрены конструкции щелевых решеток - нормальная и обратная (рис. 11.17, б) с различным сочетанием размещения несущих и проволочных элементов.

Для изготовления щелевой решетки предусмотрено использова­ние различных материалов: нержавеющие стали 304/1.4301, 3116L/1.4401; сплавы 904L/1.4539/URANUS В6; HASTELLOY С276; INCONEL 600 и 800 серий; TI-TANIUM Т40; другие сплав и нержа­веющие стали.

 

 

11.10. Заканчивание скважины - освоение скважины.

 

Под заканчиванием, если суммировать все сказанное выше, по­нимаются работы по оборудованию скважин в интервале вскрытия пласта и по обеспечению из него притока с наименьшими потерями.

Существует три способа заканчивания скважин (рис. 11.18): открытый забой (рис. 11.18, а), установка различных фильтров (рис. 11.18, б и в), перфорация (рис. 11.18, г). Применяются несколько видов перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная, гидропескост­руйная и др.

Чтобы сдать скважину в эксплуатацию, требуется вызвать приток нефти или газа из пласта, т.е. освоить скважину. Все мероприятия по вызову притока из скважины связаны с понижением давления на за­бой, с очисткой скважины от глинистого раствора и заменой его неф-

 

 

тью или газом. Методы вызова притока углеводородов зависят от ве­личины пластового давления. Если пластовое давление превышает значительно давление столба промывочной жидкости в стволе сква­жины, то приток вызвать не представляет труда и особенно при ее фонтанировании.

Для интенсификации добы­чи нефти необходимо устранить загрязнение (кольматацию) пла­ста. С этой целью очищают и расширяют каналы дренирова­ния вокруг ствола скважины. К методам очистки относят:

- кислотные обработки при- забойной зоны;

- гидравлический разрыв пласта;

-обработку призабойной зо­ны поверхностно-активными ве­ществами;

- тепловые обработки;

- перфорацию в открытом стволе;

- торпедирование в открытом стволе;

- очистку стенок скважины с помощью гидропескоструйного перфоратора;

- периодическое снижение давления на забое против продуктив­ного пласта, эжектирование, очистку жидкости из пласта;

- способ использования специальных бактерий;

- способ использования кавитационного эффекта.

Чаще всего приток нефти и газа можно вызвать наиболее извест­ными способами: глубинными насосами, нагнетанием в скважину сжа­того воздуха или газа или поршневанием (свабированием).

Иногда эти способы комбинируют.

 

Освоение скважины нагнетанием воздуха или газа* производится по следующей схеме. Через задвижку компрессора в затрубное про­странство нагнетается сжатый газ или воздух, который вытесняет бу­ровой раствор через спущенную колонну компрессорных труб. По­следнюю спускают до глубины, при которой давление, развиваемое компрессором, будет достаточным, чтобы жидкость могла проникнуть в трубы. Поднимающаяся жидкость газируется за счет подаваемого воздуха, плотность ее уменьшается, а уровень повышается. Когда уро­вень достигнет верхний выкидной линии, жидкость выходит из сква-

жины. После выхода жидкость ее уровень быстро снижается. В этот момент и давление на забое сильно снижается, что вызывает интен­сивный приток нефти и газа из пласта, иногда переходящий в фонта­нирование. В этом случае выключают компрессор и скважину сдают в эксплуатацию. Когда в скважину нагнетают газ, а нефтяной коллектор представлен рыхлым песком, то на забое и в трубах образуются песча­ные пробки. Чтобы предотвратить их образование, при освоении таких скважин давление на забое понижают постепенно, не создавая резких депрессий, что достигается совместным нагнетанием нефти и газа с постепенным переходом на закачку чистого газа.

Поршневание (свабирование) - это процесс, когда нефтяные скважины осваивают снижением уровня жидкости при помощи специ­ального поршня - сваба, спускаемого в скважину на стальным канате (рис. 11.19). Переда поршневанием скважина оборудуется трубами диаметрами от 60 до 100 мм. В эти трубы спускают поршень. При движении поршня вниз манжета слегка снимается. Жидкость, припод­нимая клапан, проходит в трубы над поршнем. При подъеме поршня клапан закрывается. Манжеты под давлением жидкости, находящейся над поршнем, распираются и прижимаются к стенкам труб, благодаря чему вся жидкость, скопившаяся над поршнем, при его движении вверх поднимается к устью скважины и переливается в емкость. Обычно для поршневания применяют стальной 16 мм. канат. Глубина спуска поршня под уровень жидкость колебания от 60 до 300 м в зави­симости от мощности двигается и скорости подъема поршня.

Чтобы быстро удалить промывочную жидкость, поршневать сле­дует непрерывно и когда появиться нефть или газ, следует, не прекра­щая поршневания, постепенно повышать давление на пласт путем час­тичного перекрытия задвижки на устьевом оборудовании.

При использовании сваба-желонки (рис. 11.20) в 4 - 5 раз ускоря­ется освобождение скважины от жидкости и тем самым резко ускоря­ется процесс освоения скважины. При подъеме сваба-желонки столб жидкости, находящейся выше резиновых поршней, оказывает на них давление и, сжимая, создает достаточное уплотнение между корпусом желонки и стенкой колонны труб. В этом случае количество жидкости, подаваемой за один рейс сваба - желонки, значительно больше, чем при работе с поршнем-свабом.

Условия залегания нефти и газа в каждой скважине своеобразны, поэтому трудно установить единый метод освоения скважин. В каж­дом конкретном случае выбирается индивидуальный метод освоения. Но при всех способах освоения необходимо обязательно производить очистку ствола скважины от глинистого раствора и снижение давления на забой, чтобы вызвать приток нефти или газа.

 

 

11.11. Особенности заканчивания скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях.

Последовательность операций, проводимых при заканчивании скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях, принципи­ально не отличается от выполнения аналогичных работ на нефтяных месторождениях. Однако оптимальная технология вскрытия пласта имеет свои особенности. Например, при вскрытии газового пласта на Северо-Уренгойском месторождении, представленного кварцевыми песками и песчаниками с малым содержанием глинистого цемента,

 

 

нецелесообразно, как считают специалисты, использовать растворы на углеводородной основе (РУО) или на основе специальных химических реагентов.

На этом и некоторых других газовых и газоконденсатных место­рождениях Западной Сибири экономически обосновано применение существующей технологии вскрытия продуктивного пласта с исполь­зованием бурового раствора, обработанного химическими реагентами, которые предотвращают снижение естественной проницаемости пла­ста. В то же время, когда, применяя существующую технологию, не удается получить промышленный приток, газа, необходимо искать растворы новых типов.

Требованиям качественного вскрытия газовых пластов с коэффи­циентом аномальности пластового давления ниже 0,8 в большой сте­пени удовлетворяет применение газообразных и пенных агентов для очистки скважины от выбуренной породы. В качестве газообразных агентов применяют воздух, дымовые газы от специального дымогене- ратора, азот, природный и углекислый газы. Несмотря на бесспорный положительный эффект, получаемый при использовании газообразных агентов и заключающийся в сохрани дебитов скважин, этот способ все еще не находит широкого применения на практике.

Внедрению способа вскрытия пласта с продувкой препятствуют недостатки, присущие каждому газообразному агенту. Например, при использовании воздуха в стволе скважины образуются взрывоопасные смеси, приводящие к тяжелым авариям. Использование азота или уг­лекислого газа сдерживается из-за их относительно высокой стоимо­сти и отсутствия специального оборудования. Применение природного газа сопряжено с опасностью его возгорания и неизбежностью значи­тельных потерь газа. И наконец, независимо от типа используемого газообразного агента сложившаяся технология имеет существенный недостаток - не ограничивается верхний предел скорости восходящего потока газообразного агента сложившаяся технология имеет сущест­венный недостаток - не ограничивается верхний предел скорости вос­ходящего недостаток - не ограничивается верхний предел скорости восходящего потока газообразного агента. Это приводит к чрезмерно­му износу бурильной и обсадной колонн, а также к разрушению усть­евого оборудования.

Разработана технология и технологическое оборудование для вскрытия газоносного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) с продувкой забоя выхлопными газами ДВС, обес­печивающими равновесие давления в системе скважины - пласт. Ис­пользование выхлопных газов ДВС исключает образование взрыво­опасной смеси в скважине, а технология предполагает регулирование скорости восходящего потока, что предупреждает изнашивание усть­евого оборудования.

 

Для вскрытия газоносного пласта с применением выхлопных га­зов ДВС необходимо следующее технологическое оборудование:

- компрессорные установки с подачей 30 - 50 м³/мин на рабочее давление 3,0 МПа;

- устьевые вращающиеся герметизаторы на рабочее давление 5,0-10,0 МПа.

Для охлаждения и очистки выхлопных газов можно использовать аппараты воздушного охлаждения типа АВГ - П - 160 РР и масловла- гоотделители типа ВО-1.

Не находит широкого применения в бурении нефтяных и газовых скважин также и технология вскрытия пласта с промывкой пенами. Основными факторами, тормозящими использование пен при вскры­тии продуктивных пластов с аномально низким давлением, являются:

- большие затраты энергии и материалов на приготовление и раз­рушение пенного промывочного агента, а также на его очистку от вы­буренной породы;

- потребность в дополнительном специальном технологическом оборудовании;

- недостаточная изученность процессов, происходящих в скважи­не и призабойной зоне пласта при промывке пеной.

Разработана новая технология вскрытия пласта на истощенных газовых месторождениях промывкой скважины трехфазной пеной по замкнутой герметизированной системе циркуляции. Эта технология обеспечивает многократное использование минимально необходимого для промывки скважины объема трехфазной пены при условии высо­кого качества вскрытия продуктивного пласта с аномально низким давлением.

Применение данной технологии позволяет:

- вскрывать пласты с давлением, равным 0,1 - 0,3 гидростатиче­ского, без существенных поглощений, обеспечивая высокое качество проводимых работ;

- существенно экономить энергию и материалы на процессы про­мывки скважины;

- исключить аварийные ситуации при газопроявлениях;

- не допускать загрязнения окружающей среды;

- увеличить добычу газа за счет ввода в эксплуатацию новых или бездействующих скважин, в которых вскрыть пласт с промывкой гли­нистым раствором, водой или различными эмульсиями не представля­ется возможным.

Другим перспективным направлением совершенствования техно­логии проводки скважин и вскрытия продуктивных пластов является

 

бурение с регулированием дифференциального давления в системе скважины - пласт.

Суть этого метода заключается в том, что процесс бурения осу­ществляется при так называемом сбалансированном давлении или равновесии между пластовым и гидродинамическим давлениями в скважине. Для этого изучены условия формирования залежей с АВПД и построены карты их распространения по опорным горизонтам в ряде районов страны.

Методы равновесного бурения с регулированием дифференци­ального давления в системе скважина - пласт базируются на оператив­ном контроле за пластовым давлением и на корректировке плотности бурового раствора. Появляется необходимость частых остановок (пе­рерывов) в бурении и для определения пластового давления (по значе­нию устьевого давления) и изменения плотности бурового раствора.

Разработана технология вскрытия продуктивного пласта на рав­новесии путем регулирования дифференциального давления в услови­ях герметизированной системы циркуляции, что дает возможность существенно упростить технологическую схему промывки и плавно регулировать давление промывочного агента в системе.

Специфическая особенность герметизированной системы цирку­ляции - наличие буферного компенсатора, с помощью которого буро­вой раствор подают от устья к приему насосов по трубопроводу под давлением параллельно открытой системе циркуляции. Это позволяет оперативно применять различные модификации технологии равновес­ного бурения:

- бурение на равновесии - проведенные полного цикла буровых работ (спуск, подъем, бурение) при рз = рпл;

- бурение с избыточным давлением - проведение полного цикла буровых работ при рз > рпл;

- бурение с использованием двух растворов, когда равенство рз = рпл соблюдается только при бурении, а спускоподъемные опера­ции осуществляются после замены раствора в скважине на более тя­желый;

бурение с загерметизированным устьем, когда давление на забое скважины в статическом состоянии меньше пластового (т.е. рз < рпл).

При этом буровые работы выполняют с применением комплекса герметизирующих устройств на устье скважины.

В промысловой практике имеется немало примеров, когда сква­жины, показавшие хорошие признаки нефтеносности в процессе буре­ния, после цементирования эксплуатационной колонны при освоении дают очень низкий приток из продуктивного объекта. Применение в этих условиях облегченных тампонажных растворов плотностью 1,5 - 1,54 г/см³ с пониженной фильтратоотдачей (добавки фильтропер- лита 5%) позволило при освоении обеспечить увеличение дебита в 3

 

 

раза по сравнению с дебитом скважин, цементировавшихся по старой технологии.

Тампонажные растворы, применяемые для цементирования про­дуктивных пластов, представляют собой сложные физико-химические системы, которые несовместимы с буровыми растворами, предшест­вующими их применению. Взаимодействие компонентов тампонажно- го раствора с остатками бурового в трещинах, порах пласта, как пра­вило, приводит к увеличению закупоривающего эффекта и усложне­нию задачи восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при освоении и вводе скважины в эксплуатацию.

Отечественная и зарубежная практика показала, что основные способы, направленные на предотвращение отрицательных последст­вий цементирования колонн для свойств продуктивных объектов, сле­дующие: снижение репрессии на пласт, уменьшение фильтратоотдачи тампонажного раствора и достижение наибольшего физико- химического соответствия между фильтратом тампонажного раствора и компонентами коллектора, составом пород пласта и пластовых флюидов. Практически этого можно достичь в результате осуществле­ния следующих мероприятий:

- ограничение высоты подъема тампонажного раствора в одну ступень путем применения специальных муфт при определенной ско­рости подъема раствора за колонной и уменьшении показателей его структурно-механических свойств, что позволяет снизить репрессию на пласты;

- снижение плотности тампонажного раствора (по всей высоте зоны цементирования или выше кровли продуктивного пласта) путем применения облегчающих добавок или аэрацией;

- уменьшение фильтратоодачи тампонажных растворов путем добавок полимеров или применения растворов на углеводородной ос­нове, что позволяет снизить эффект закупоривания фильтрационных каналов в коллекторе вследствие гидратации его глинистых компонен­тов, выпадения солевых осадков и проявления поверхностных сил;

- крепление продуктивного пласта без цементирования с исполь­зованием гравийных фильтров, обсадки продуктивного пласта перфо­рированной колонной-фильтром (хвостовиком), цементированием с установкой пакера в кровле продуктивного пласта и закачкой тампо­нажного раствора за колонну через спецмуфту выше пакера и др.;

- оставление необсаженного (открытого) ствола в зоне продук­тивного пласта со спуском и цементированием эксплуатационной ко­лонны до кровли продуктивного пласта.

Целесообразность применения того или иного мероприятия из перечисленных выше определяется геолого-физическими особенно­стями месторождений и устанавливается специальными исследова­ниями, которые требуют своего развития.

 

При наличии зон АНПД в разрезах с целью обеспечить поднятие цементного раствора до проектной высоты используют газонаполнен­ные тампонажные системы, полученные путем подачи воздуха ком­прессором или эжектором аэратором в поток закачиваемого в скважи­ну тампонажного раствора или с применением рецептур цементных растворов, включающих газогенерирующие реагенты.

Трехфазные газонаполненные тампонажные системы обладают низкой плотностью, повышенной блокирующей способностью за счет наличия газовой фазы при снижении нагрузок лежащего выше столба вследствие «зависания», обеспечивают поддержание внутрипорового давления на уровне 90 % условно-гидростатического, получение мало­проницаемого прочного цементного камня с повышенными адгезион­ными свойствами.

Аэрированные тампонажные суспензии представляют собой ус­тойчивую дисперсию (газа, жадкости, твердой фазы), полученную пу­тем аэрирования тампонажного раствора, который приготовляют из портландцемента, затворенного водой. В качестве пенообразователей следует применять поверхностно-активные вещества, например не- онол АФ9-12, превоцелл марок NG-10, NG-12, образующих устройчи- вую пену в среде тампонажного раствора.

В качестве замедлителей загустевания цементного раствора реко­мендуется использовать НТФ и ОЭДФ. Количество замедлителя под­бирают исходя из конкретных условий.

Степень аэрации (отношение объема воздуха, приведенного к нормальным условиях, к объему тампонажного раствора) выбирают из условия получения средней плотности столба тампонажного раствора, обеспечивающей подъем его до проектной глубины без осложнений. Требуемая степень аэрации достигается подбором соотношения расхо­да жидкой и газовой фаз в зависимости от имеющихся технических средств. Аэрацию проводят компрессорами высокого давления или компрессором буровой установки в совокупности с эжектором- аэратором. Перед блоком или к блоку манифольдов подсоединят гид­равлический активатор, а в нагнетательной линии после блока мани- фольдов размещают струйный диспергатор-смеситель. Пенообразова­тель подают цементировочным агрегатом через гидроактиватор в блок манифольдов.

Основные контролируемые параметры аэрированных суспензий следующие: кратность пены, которая должна быть больше или равна 3; устойчивость (отношение объема цементного камня к объему аэриро­ванного тампонажного раствора), которая должна быть равна 1 (100 %); растекаемость приблизительно 14 см; плотность аэрированного рас­твора не более 0,2 г/см³; время загустевания, определяемое на цемент­ных растворах с добавками пенообразователей и других реагентов без принудительной аэрации (к полученному времени загустевания добав­ляют 20 мин - поправка на замедляющий эффект аэрации).

 

 

Процесс цементирования скважин газонаполненными тампонаж- ными материалами включает применение в качестве буферной жидко­сти трехфазной пенной системы с содержанием твердой фазы порт­ландцемента. Такая система в общем удовлетворяет основному назна­чению буферной жидкости - предотвращать смешение промывочной жидкости и цементного раствора.

Рекомендуемый диапазон добавок цемента для получения ста­бильной буферной жидкости составляет 20 - 35 %. Эта система имеет запас свободной жидкости, способной участвовать в формировании новой структурированной и подвижной системы с глинистой фазой промывочной жидкости и компонентами глинистой корки. Придание буферной жидкости химически активных свойств при контактирова­нии с глинистой коркой позволяет помимо выполнения разделитель­ной функции достичь эффекта разрушения глинистой корки и выноса ее части из зоны цементирования. Используют буферную жидкость объемом от 3 до 6 м³.

Физические особенности добываемого газа (низкая вязкость, ма­лая плотность) обусловливают повышенную вероятность каналообра- зования в затрубном пространстве в период ожидания затвердения цементного раствора (ОЗЦ).