Условия работы бурильной колонны при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны [18]

При роторном способе бурения бурильная колонна, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть бурильной колонны под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя,-- в сжатом состоянии. Следовательно, в бурильной колонне имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него -- напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.

При бурении скважин с забойным двигателем условия работы бурильной колонны значительно отличаются от описанных выше. Бурильная колонна в этом случае не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.

Изгибающие нагрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы, невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения, действующие на бурильную колонну в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.

В свете изложенного бурение с забойными двигателями в значительной степени снизило требования к бурильной колонне. Стало воз-

можным применение для бурильной колонны труб с меньшей толщиной стенок, что сокращает расход металла, а, следовательно, и уменьшает ее стоимость. Вероятность аварий с бурильной колонной при бурении с забойным двигателем всегда меньше, чем при роторном бурении.

Применяются следующие типы алюминиевых бурильных труб (АБТ): с внутренними концевыми утолщениями и стальными бурильными замками; с утолщенной стенкой по всей длине.

Алюминиевые бурильные трубы с внутренними концевыми утолщениями выпускаются по ГОСТ 23789--79 в двух вариантах, аналогичных по конструкции стальным бурильным трубам с высаженными внутрь концами типов 1 и 3.

Алюминиевые бурильные трубы с утолщенной стенкой по всей длине выпускаются по особым техническим условиям и имеют на концах замковую резьбу, выполненную на ниппеле и в муфте. Соединяются эти трубы друг с другом непосредственно, и поэтому их именуют АБТ без замковой конструкции. Предусмотрено изготовление этих труб длиной 6 м и диаметрами 146, 159, 180 мм.

Очень важное преимущество АБТ -- их диамагнитность, что позволяет зенитный угол и азимут скважины замерять инклинометрами, спускаемыми в бурильную колонну. К существенным преимуществам АБТ следует отнести и наличие у них гладкой внутренней поверхности, что снижает гидравлические сопротивления примерно па 20 % по сравнению со стальными бурильными трубами аналогичного сечения. Чистота внутренней поверхности АБТ достигается прессованием при изготовлении.

Однако АБТ имеют и недостатки: нельзя эксплуатировать бурильные колонны при температурах выше 150 °С, так как при более высоких температурах прочностные показатели сплава Д16Т резко снижаются; нельзя их эксплуатировать и при наличии в скважине промывочной жидкости с концентрацией водородных ионов рН > 10 в связи с сильным коррозионным воздействием щелочной среды на сплавы алюминия; недопустимы и кислотные ванны, применяемые для освобождения прихваченной стальной бурильной колонны.

Утяжеленные бурильные трубы

Находят применение в основном круглые УБТ следующих типов: с гладкой поверхностью по всей длине, с конусной проточкой для лучшего захвата клиньями при спускоподъемных работах, сбалансированные (УБТс).

Рис 5.11 Утяжеленные бурильные трубы (УБТ).

а -- с гладкой поверхностью,

б -- с конусной проточкой

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

В целях улучшения условий эксплуатации бурильной колонны, оказывающих влияние на темпы и качество строительства скважины, предусматривается применение в бурильной колонне фильтра, обратного клапана, а на ней -- предохранительных колец, калибраторов, центраторов, стабилизаторов.

Фильтр служит для очистки промывочной жидкости от примесей, попавших в циркуляционную систему. Состоит он из перфорированного патрубка с перфорированной крышкой обтекаемой формы и фланца с трубным наконечником. Фланец служит для посадки фильтра на круговой уступ в корпусе фильтра, конструктивно оформленном в виде бурильного замка, а наконечник -- для обеспечения устойчивой посадки фильтра. Устанавливается фильтр внутри бурильной колонны между ведущей и бурильной трубами. При прохождении промывочной жидкости через перфорированные крышку и патрубок имеющиеся в промывочной жидкости примеси задерживаются и при очередном подъеме бурильной колонны удаляются. Применение фильтра желательно при любом способе бурения, а при турбинном бурении -- необходимо.

Обратный клапан устанавливают в верхней части бурильной колонны для предотвращения выброса промывочной жидкости.

Предохранительные кольца монтируют на бурильной колонне для защиты от износа кондуктора, промежуточной обсадной колонны, бурильных труб и их соединительных элементов в процессе бурения и спускоподъемных операций. Применяют резиновые и резинометаллические протекторные кольца.

Резиновые кольца, представляющие собой толстостенные втулки с различной конфигурацией наружной и внутренней поверхностей, устанавливают на предварительно очищенные и смазанные специальным клеем поверхности бурильных труб над ниппелями бурильных замков.

Резинометаллические предохранительные кольца состоят из двух шарнирно соединенных полуколец, выполненных из металлического конусного каркаса и привулканизированной к нему резины. Наличие на внутренней поверхности каркаса конуса и гибкой прокладки обеспечивает заклинивание полуколец при соединении их после надевания на трубу со стороны муфты бурильного замка.

В вертикальных скважинах следует устанавливать предохранительные кольца на каждой свече. В наклонных скважинах их число выбирают в зависимости от интенсивности искривления скважины, от одного и до двух колец на каждой трубе. В последнем случае одно кольцо ставят на середине трубы.

Калибраторы, центраторы, стабилизаторы в различном сочетании их числа и типов устанавливают в нижней части бурильной колонны для уменьшения темпов самопроизвольного искривления вертикальных скважин, а также для увеличения или уменьшения темпов искривления наклонных скважин.

Калибраторы служат для выравнивания стенки скважины и устанавливаются непосредственно над долотом. Заслуживают внимания шарошечные калибраторы с фрезерованными зубцами на шарошках или с твердосплавными вставками на шарошке в одношарошечном калибраторе

Центраторы предназначены для обеспечения совмещения оси бурильной колонны с осью скважины в местах их установки.

Стабилизаторы, имеющие длину в несколько раз большую по сравнению с длиной центраторов, созданы для стабилизации зенитного угла скважины Изготовляют их с продольным расположением на утяжеленной бурильной трубе тупых лопастей, армированных твердым сплавом Устанавливают стабилизаторы непосредственно над калибратором или вблизи него, но так, чтобы УБТ, расположенная между калибратором и стабилизатором, при создании нагрузки на долото не изгибалась.

НАПРЯЖЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ В БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЕ

Для расчета бурильной колонны на прочность необходимо знать нагрузки и возникающие в результате их действия напряжения в любом сечении бурильной колонны. Однако определить напряжения с достаточной точностью довольно трудно, так как бурильная колонна даже одного диаметра не является стержнем постоянного сечения, так как на трубах имеются высаженные концы, бурильные замки и переводники. Осложняется расчет напряжений необходимостью учета гидростатических и гидродинамических сил, сил трения, возникающих при осевом перемещении бурильной колонны и при ее вращении в скважине, и других трудно учитываемых сил, Поэтому рассчитывают напряжения приближенно, а неучтенные силы компенсируют коэффициентом запаса прочности, устанавливаемым на основании опыта эксплуатации бурильных колонн. Можно рассчитывать напряжения, принимая, что бурильная колонна работает в воздушной среде.

Напряжение растяжения у_рас (в Па), имеющее максимальное значение при подвешенном состоянии бурильной колонны и при циркуляции промывочной жидкости, определяется по формуле¹

где т_УБТ -- масса 1 м УБТ, кг; l_УБТ--длина УБТ, м; т_уФ-- масса 1 м бурильных труб, кг; l_бт -- длина бурильных труб, м; т_д, т_зд -- массы долота и забойного двигателя, кг; g -- ускорение свободного падения, м/с²; d_B, d_н -- внутренний и наружный диаметры бурильных труб, м; Др_зд, Др_д -- перепады давления в забойном двигателе и долоте, Па.

Во время бурения, когда нагрузка на долото Р_д создается весом сжатой части бурильной колонны, напряжение растяжения у_рас' (в Па) в растянутой части определяется по формуле

где l_УБТс -- длина сжатой части УБТ, м.

l_{УБТ с} = Р_д/т_УБТg.

В нижней сжатой части бурильной колонны напряжение сжатия (в Па) приближенно определяется по формуле

где d_УБТн, d_убтв -- наружный и внутренний диаметры УБТ, м.

Потерявшая устойчивость от действия сжимающих сил бурильная колонна испытывает также изгибающие напряжения у_изг^?, которые, будучи максимальными у долота, постепенно уменьшаются в направлении к нижнему участку растянутой части бурильной колонны.

Бурильная колонна испытывает касательные напряжения т' от действия реактивного момента забойного двигателя, постепенно уменьшающиеся в направлении к вертлюгу и достигающие его только при коротких бурильных колоннах.

Расчеты показывают, что у_изг^? в связи с ограничением изгиба колонны стенкой скважины не достигают опасных значений; невелики и напряжения у_сж и ф?. Поэтому при бурении с забойными двигателями бурильную колонну допустимо рассчитывать с учетом действия на нее только напряжений растяжения.

При роторном бурении, кроме напряжений растяжения у_рас? и сжатия у_сж возникают в бурильной колонне касательные напряжения ф в результате передачи ею крутящего момента от ротора к долоту.

Возникают также изгибающие напряжения у_изг вследствие действия на колонну осевых и центробежных сил.

Изгибающие напряжения определяются в основном центробежными силами при незначительном влиянии на их значение веса бурильной колонны. Влияние же крутящего момента на величину изгибающих напряжений незначительно и сводится главным образом к приданию бурильной колонне спиральной формы. Если принять, что бурильная колонна деформирована в виде пространственной спирали, то изгибающие напряжения можно определить по формуле

где Р -- вес колонны, Н; R -- кажущийся радиус скважины, м.

R = (D_c-d_H)/2;

D_c, d_n -- диаметр скважины и наружный диаметр бурильной трубы (или УБТ), м; W -- момент сопротивления поперечного сечения трубы при изгибе, м³,

ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ПЕРФОРАЦИЕЙ

После первичного вскрытия в большинстве случаев всю скважину укрепляют эксплуатационной обсадной колонной, а заколонное пространство цементируют. Чтобы после этого можно было получить приток пластовой жидкости в скважину, необходимо пробить достаточно большое число отверстий через обсадную колонну, тампонажный камень и кольматационный слой. Операцию по созданию таких отверстий называют вторичным вскрытием продуктивного пласта.

Вторичное вскрытие ныне осуществляют, как правило, с помощью специальных аппаратов, называемых перфораторами. В основном применяют перфораторы стреляющие и гидроабразивного действия. Конструкции и принцип действия перфораторов подробно рассматривают в курсах «Промысловая геофизика» и «Технология и техника добычи нефти».

Для создания нормальных условий притока пластовой жидкости в скважину плотность прострела эксплуатационной колонны стреляющими перфораторами должна быть от 10 до 20 отверстий на длине в 1 м. За один рейс в зависимости от типоразмера перфоратора можно пробить от 2 до 10 отверстий на такой длине. Поэтому перфоратор приходится спускать в скважину неоднократно.

Стреляющие перфораторы можно подразделить на три группы: перфораторы, которые спускают в эксплуатационную колонну при отсутствии в ней НКТ; перфораторы, спускаемые через колонну НКТ, и перфораторы, спускаемые на колонне НКТ. От того, какой вид перфоратора будет использован для вторичного вскрытия, зависят характер и объем работ по подготовке скважины к перфорации, необходимое число рейсов с перфоратором и продолжительность перфорационных работ, эффективность вторичного вскрытия, а также ущерб, который может быть нанесен крепи скважины в процессе прострелочных работ.

Для прострела отверстий перфораторами первой группы эксплуатационную колонну заполняют промывочной жидкостью такой плотности, чтобы давление в скважине было выше пластового, но не более чем на 2--3 МПа. Для того чтобы свести к минимуму возможное загрязнение продуктивного пласта промывочной жидкостью через каналы, пробиваемые при перфорации, целесообразно нижний участок колонны до сечения, расположенного на 100-200 м выше верхней границы перфорации, заполнять жидкостью, не содержащей твердой фазы либо содержащей только частицы кислоторастворимого утяжелителя (например, кальцита или сидерита) и обработанной реагентами, понижающими водоотдачу. Чтобы получить наибольший эффект от применения жидкостей без твердой фазы, полезно до закачки в скважину их профильтровать, хранить в тщательно очищенных от грязи и ржавчины емкостях, а внутренние полости эксплуатационной колонны и НКТ предварительно очистить с помощью скребков.

До начала перфорации на крестовину трубной головки устанавливают перфораторную задвижку и спрессовывают ее давлением не выше допустимого для эксплуатационной колонны. Штурвал задвижки выводят на расстояние не менее 10 м от устья и защищают щитом с навесом.

Когда скважина подготовлена, в эксплуатационную колонну спускают на кабеле заряженный перфоратор и пробивают отверстия в заданных интервалах против продуктивного коллектора; простреливать отверстия против глинистых пропластков в коллекторе не следует.

При каждом залпе перфоратора из скважины в пласт уходит некоторое количество промывочной жидкости. Во избежание преждевременного начала притока из продуктивного пласта необходимо своевременно доливать в колонну промывочную жидкость и поддерживать уровень ее у дневной поверхности.

По окончании перфорации поднимают из скважины кабель, спускают в нее колонну НКТ, нижний конец которой устанавливают близ верхней границы перфорации, а если коллектор продуктивного пласта неустойчив,-- на 100--150 м выше.

Прострелочные работы с помощью перфораторов двух других групп выполняют при герметизированном устье скважины. Это позволяет при вторичном вскрытии поддерживать заданную депрессию и предотвратить загрязнение коллектора жидкостью, содержащейся в эксплуатационной колонне.

Если для прострелочных работ должен быть использован перфоратор второй группы, скважину заполняют жидкостью с таким расчетом, чтобы давление в интервале перфорации было меньше пластового на заданную величину; нижний конец НКТ устанавливают несколько выше верхней границы интервала перфорации; устье герметизируют фонтанной арматурой, в которой буфер заменяют специальным лубрикатором. Перфоратор на кабеле спускают через внутреннюю полость НКТ. После завершения прострелочных работ лубрикатор с елки снимают, а вместо него вновь устанавливают буфер с манометром.

Перфоратор третьей группы перед спуском в скважину присоединяют с помощью специального переводника к нижнему концу колонны НКТ. Длина перфоратора может достигать 50 м. Если продуктивный пласт содержит несколько пропластков-коллекторов, в перфораторе кумулятивные заряды размещают с таким расчетом, чтобы были пробиты отверстия только против заданных пропластков. Перфоратор спускают с помощью колонны НКТ до заданного интервала, устанавливают на устье фонтанную арматуру, заполняют скважину жидкостью с таким расчетом, чтобы давление столба последней было на заданную величину меньше пластового. Затем в НКТ сбрасывают резиновый шар и проталкивают его до перфоратора, нагнетая в трубы жидкость насосом либо воздух компрессором.

Когда шар сядет на упор штока перфоратора, нагрузка на шток резко возрастет под действием избыточного давления сверху и шток переместится вниз; при этом произойдет взрыв капсюля-детонатора и перфоратор начнет работать. По окончании перфорации скважину можно испытывать, не поднимая наверх перфоратор. При использовании кумулятивных перфораторов третьей группы сводятся к минимуму затраты времени на вторичное вскрытие продуктивного пласта и может быть получена наибольшая продуктивность по сравнению с другими группами стреляющих перфораторов.

Основные недостатки стреляющих перфораторов: а) длина канала, пробиваемого в породе, существенно уменьшается с увеличением прочности последней на сжатие и прочности тампонажного камня в заколонном пространстве; часть этого канала оказывается занятой либо пулей (при пулевой перфорации), либо остатками металлической облицовки кумулятивного заряда; б) порода в поверхностных слоях стенок каналов уплотнена, проницаемость ее существенно меньше проницаемости глубинных участков пласта; в) при перфорации нередко возникают дефекты как в эксплуатационной колонне (вздутия, продольные трещины), так и в заколонном тампонажном камне (трещины). Дефекты в колонне могут снизить ее сопротивляемость избыточному наружному давлению со стороны неустойчивой породы коллектора; трещины же в тампонажном камне, если они распространяются за пределы толщины продуктивного пласта, могут послужить каналами для заколонных перетоков.

Вероятность образования дефектов возрастает при большой плотности перфорации, при залповой перфорации; при торпедной и пулевой перфорации она выше, чем при кумулятивной; при отсутствии контакта колонны с камнем или при плохом контакте вероятность повреждения колонны больше, чем при плотном контакте камня с обсадными трубами и стенками скважины. Целесообразно поэтому способ и плотность перфорации выбирать с таким расчетом, чтобы не происходило опасных повреждений крепи, а прострел вести не залпами, а последовательными выстрелами.

Наиболее эффективный способ вторичного вскрытия, особенно продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами,-- гидроабразивная перфорация. Технология и теория этого способа подробно обсуждаются в учебнике по курсу «Технология и техника добычи нефти».

СПОСОБЫ ВЫЗОВА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА, ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ

v Замена тяжелой жидкости на более легкую

v Снижение давления в скважине с помощью компрессора

Под освоением подразумевают комплекс работ по вызову притока жидкости из продуктивного пласта, очистке приствольной зоны от загрязнения и обеспечению условий для получения возможно более высокой продуктивности скважины.

Чтобы получить приток из продуктивного горизонта, необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового. Существуют разные способы снижения давления, основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую, либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Для вызова притока из пласта, сложенного слабоустойчивыми породами, применяют способы плавного уменьшения давления или с небольшой амплитудой колебания давлений, чтобы не допустить разрушения коллектора. Если же продуктивный пласт сложен весьма прочной породой, то часто наибольший эффект получают при резком создании больших депрессий. При выборе способа вызова притока, величины и характера создания депрессии необходимо учитывать устойчивость и структуру породы коллектора, состав и свойства насыщающих его жидкостей, степень загрязнения при вскрытии, наличие близ расположенных сверху и снизу проницаемых горизонтов (например, водоносных), прочность обсадной колонны и состояние крепи скважины. При очень резком создании большой депрессии возможно нарушение прочности и герметичности крепи, а при кратковременном, но сильном увеличении давления в скважине -- поглощение жидкости в продуктивный пласт.

Замена тяжелой жидкости на более легкую

Колонну НКТ спускают почти до забоя, если продуктивный пласт сложен хорошо устойчивой породой, или примерно до верхних отверстий перфорации, если порода недостаточно устойчива. Замену жидкости обычно ведут способом обратной циркуляции: передвижным поршневым насосом в межтрубное пространство закачивают жидкость, плотность которой меньше плотности промывочной жидкости в эксплуатационной колонне. По мере того, как более легкая жидкость заполняет межтрубное пространство и вытесняет более тяжелую жидкость в НКТ, давление в насосе возрастает. Оно достигает максимума в тот момент, когда легкая жидкость подходит к башмаку НКТ (рис. 14.1)

Р_умт = (с_пр--с_ож) gz_НКТ +Р_НКТ +Р_МТ (14.1)

где с_пр и с_ож-- плотности тяжелой и облегченной жидкостей, кг/м³; z_hkt--глубина спуска колонны НКТ, м; Р_НКТ и Р_МТ -- гидравлические потери в колонне НКТ и в межтрубном пространстве, Па.

Это давление не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны

P_умт ? P_оп (14.2)

Рис. 14.1. Схема расчета наибольшего давления в межтрубном пространстве у устья при замене тяжелой жидкости на более легкую:

1--закачиваемая облегченная жидкость; 2--тяжелая промывочная жидкость; 3--НКТ; 4 -- эксплуатационная обсадная колонна

Путем совместного решения уравнений (14.1) и (14.2) можно найти предельно допустимое снижение плотности жидкости в колонне (р_пр--р_ож) за один цикл циркуляции в случае, если продуктивный пласт сложен устойчивой породой. Если же порода слабоустойчива, величину снижения плотности за один цикл циркуляции уменьшают еще более, порою до р_пр--р_ож = 150 200 кг/м³. При планировании работ по вызову притока следует учитывать это и заблаговременно готовить емкости с запасом жидкостей соответствующих плотностей, а также оборудование для регулирования плотности.

При закачивании более легкой жидкости следят за состоянием скважины по показаниям манометров и по соотношению расходов закачиваемой в межтрубное пространство и вытекающей из НКТ жидкостей. Если расход выходящей жидкости увеличивается, это признак начавшегося притока из пласта. В случае быстрого увеличения расхода на выходе из НКТ и падения давления в межтрубном пространстве выходящий поток направляют через линию со штуцером.

Если замены тяжелой промывочной жидкости на чистую воду или дегазированную нефть недостаточно для получения устойчивого притока из пласта, прибегают к другим способам увеличения депрессии или стимулирующего воздействия.

Когда коллектор сложен слабоустойчивой породой, дальнейшее снижение давления возможно заменой воды или нефти газожидкостной смесью. Для этого к межтрубному пространству скважины подсоединяют поршневой насос и передвижной компрессор. После промывки скважины до чистой воды регулируют подачу насоса так, чтобы давление в нем было значительно ниже допустимого для компрессора, а скорость нисходящего потока была на уровне примерно 0,8--1 м/с, и включают компрессор. Поток воздуха, нагнетаемого компрессором, смешивается в аэраторе с потоком воды, подаваемой насосом, и в межтрубное пространство поступает газожидкостная смесь; давления в компрессоре и насосе при этом начнут возрастать и достигнут максимума в момент, когда смесь подойдет к башмаку НКТ. По мере продвижения газожидкостной смеси по колонне НКТ и вытеснения негазированной воды давления в компрессоре и насосе будут снижаться. Степень аэрации (т. е. отношение объема воздуха к объему воды в смеси при атмосферном давлении) и уменьшения статического давления в скважине увеличивают небольшими ступенями после завершения одного-двух циклов циркуляции так, чтобы давление в межтрубном пространстве у устья не превышало допустимого для компрессора.

Существенный недостаток этого способа -- необходимость поддержания достаточно больших расходов воздуха и воды. Значительно сократить расход воздуха и воды и обеспечить эффективное уменьшение давления в скважине можно при использовании вместо водовоздушной смеси двухфазной пены. Такие пены готовят на основе минерализованной воды (лучше пластовой из продуктивного горизонта), воздуха и подходящего пенообразующего ПАВ.

Снижение давления в скважине с помощью компрессора

Для вызова притока из пластов, сложенных прочными, устойчивыми породами, широко применяют компрессорный способ снижения уровня жидкости в скважине. Сущность одной из разновидностей этого способа такова. Передвижным компрессором нагнетают воздух в межтрубное пространство с таким расчетом, чтобы возможно глубже оттеснить уровень жидкости в нем, аэрировать жидкость в НКТ и создать депрессию, необходимую для получения притока из продуктивного пласта. Если статический уровень жидкости в скважине перед началом операции находится у устья, глубину, до которой можно оттеснить уровень в межтрубном пространстве при нагнетании воздуха, легко найти из уравнения равновесия давлений

с_ож gz _сн = Р _комп е^s, (14.3)

где z _сн --глубина снижения уровня, м; Р _комп --наибольшее давление, создаваемое компрессором, Па;

s= (14.4)

Если же статический уровень находится на глубине Z_ст значительно ниже устья, то при снижении уровня в межтрубном пространстве до глубины Z _сн на величину h_мт=Z_сн-- Z_ст , уровень жидкости в НКТ поднимется на величину h_нкт= (h_мтF_мт)/F_нкт (рис. 14.2), а уравнение равновесия примет вид

P_oжg (h_нк+ h_мт) = P_oжg (Z_сн--Z_cт) (14.5)

где f_hkt и F_мт -- соответственно площади сечения проходных каналов в НКТ и в межтрубном пространстве, м².

Из уравнения (14.5) можно найти предельно возможную глубину оттеснения уровня жидкости в межтрубном пространстве. Если Z_сн>Z_нкт, то нагнетаемый компрессором воздух прорвется в НКТ и начнет аэрировать жидкость в них, как только уровень в межтрубном пространстве опустится до башмака НКТ.

Если же Z_сн < Z_нкт ,то предварительно при спуске НКТ в скважину в них устанавливают специальные пусковые клапаны. Верхний пусковой клапан устанавливают на глубине Z'_пycк = Z'_cн --20 м. При нагнетании воздуха компрессором пусковой клапан откроется в тот момент, когда давления в НКТ и в межтрубном пространстве на глубине его установки сравняются; при этом воздух начнет выходить пласта не начнется и практически вся жидкость из НКТ выше клапана будет вытеснена воздухом, клапан закроется, давление в межтрубном пространстве вновь будет возрастать, а уровень жидкости опускаться до следующего клапана. Глубину Z^Ш_пуск установки следующего клапана можно найти из уравнения (14.5), если положить в нем Z _сн = Z^Ш_пуск + 20 и Z_ст = Z^Ч _ch.

Если перед началом операции статический уровень жидкости в скважине расположен значительно ниже устья, то при нагнетании воздуха в межтрубное пространство и оттеснении уровня жидкости до глубины Z_сн давление на продуктивный пласт возрастает, что может вызвать поглощение части жидкости в него. Предотвратить поглощение жидкости в пласт можно, если на нижнем конце колонны НКТ установить пакер, а внутри НКТ-- специальный клапан (рис. 14.3) и с помощью этих устройств отделить зону продуктивного пласта от остальной части скважины. В этом случае при нагнетании воздуха в межтрубное пространство давление на пласт будет оставаться неизменным до тех пор, пока давление в колонне НКТ над клапаном не понизится ниже пластового. Как только депрессия окажется достаточной для притока пластовой жидкости, клапан приподнимется и пластовая жидкость начнет подниматься по НКТ.

Рис. 14.2. Схема расчета глубины установки пускового клапана:

1-- компрессор; 2 -- обратный клапан; 3 -- устьевая арматура; 4 -- НКТ; 5 -- эксплуатационная колонна; 6--пусковой клапан;7 -- продуктивный пласт

Рис. 14.3. Схема оборудования скважины для вызова притока из горизонта с низким пластовым давлением и давлением поглощения способом аэрации [14]:

1--эксплуатационная колонна; 3 -- НКТ: 3, 5-- пусковые клапаны; 4--

захватное устройство спецклапана; 6--тарелка спецклапана;7--седло спецклапана; 8 -- грузовой шток спецклапапа; 9 -- пакер; 10 -- уплотнительпые резиновые элементы пакера; 11-- продуктивный пласт; 12 -- обратный клапан; 13--компрессор

После получения притока нефти или газа скважина должна в течение некоторого времени поработать с возможно большим дебитом, чтобы из приствольной зоны можно было удалить проникшую туда промывочную жидкость и ее фильтрат, а также другие илистые частицы; дебит при этом регулируют так, чтобы не началось разрушение коллектора. Периодически отбирают пробы вытекающей из скважины жидкости с целью изучения состава и свойств ее и контроля за содержанием в ней твердых частиц. По уменьшению содержания твердых частиц судят о ходе очистки приствольной зоны от загрязнения.

Если, несмотря на создание большой депрессии, дебит скважины оказывается низким, то обычно прибегают к различным способам стимулирующего воздействия на пласт.

ВРЕМЕННАЯ КОНСЕРВАЦИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН

Если при испытании из пласта получен промышленный приток нефти или газа, но площадь не обустроена и не подготовлена к эксплуатации, скважину временно консервируют, т. е. закрывают так, чтобы позже ее можно было ввести в эксплуатацию. Способ консервации выбирают в зависимости от продолжительности последней и от коэффициента аномальности пластового давления.

Если k_a?1, нижний участок скважины заполняют такой жидкостью повышенной плотности на нефтяной или минерализованной водной основе, которая не может вызвать заметного ухудшения коллекторских свойств пласта. Над интервалом перфорации устанавливают цементный мост высотой не менее 25 м, а остальную часть эксплуатационной колонны заполняют седиментационно устойчивой промывочной жидкостью с относительной плотностью с₀= (1,051,1)k_а. Самый верхний участок колонны длиной примерно 30 м, а в многолетнемерзлых породах от устья до глубины на 50--100 м ниже границы с нулевой температурой заполняют незамерзающей жидкостью. На время консервации насосно-компрессорные трубы оставляют в эксплуатационной колонне над цементным мостом.

Если k_а<1, то при консервации скважины на несколько месяцев можно не устанавливать цементный мост; насосно-компрессорные трубы оставляют в скважине над верхними отверстиями перфорации.

Устье консервируемой скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой, все задвижки которой плотно закрыты.

С задвижек снимают штурвалы, фланцы закрывают заглушками, а в патрубки вместо манометров ввинчивают пробки. Если k_а<1, то при продолжительности консервации более 1 года из газовых скважин глубиной до 2000 м и из нефтяных скважин НКТ извлекают; на устье же устанавливают задвижку высокого давления, закрытую глухим фланцем, и контрольный вентиль.

Территорию консервируемой скважины огораживают; на ограждении указывают номер скважины, название месторождения, наименование предприятия и срок консервации. В первые 10 дней консервации ежедневно проверяют состояние оборудования и отсутствие пропусков газа. В дальнейшем состояние скважины проверяют не реже одного раза в месяц, измеряют давление на буфере, в межтрубном и заколонном пространствах и результаты проверки заносят в специальный журнал.

Если при испытании разведочной скважины приток промышленного значения не был получен ни из одного объекта, ее ликвидируют. Для этого против каждого испытанного объекта устанавливают цементный мост с таким расчетом, чтобы подошва его была на 20--30 м ниже, а кровля -- выше границ интервала перфорации. Если объекты расположены поблизости друг от друга, можно установить единый мост. Кровлю моста над самым верхним испытанным объектом размещают не менее чем на 50 м выше верхней границы перфорации.

На устье ликвидированной скважины устанавливают репер, на котором при помощи электросварки указывают номер скважины, названия площади и предприятия, пробурившего скважину, дату окончания бурения.

Если трубы эксплуатационной колонны не извлечены из скважины, устье закрывают глухой заглушкой или глухим фланцем с вваренным вентилем; заглушку и болты, скрепляющие фланец с колонной, прихватывают сваркой. Если же верхние трубы эксплуатационной колонны подняты из скважины, то в кондуктор или в промежуточную колонну на глубину не менее 2 м, а в случае многолетнемерзлых пород -- несколько ниже границы мерзлоты спускают манжетную пробку и пространство над нею до устья заполняют бетоном. Над устьем скважины устанавливают бетонную тумбу размером 1Ч1Ч1м. Извлекать из скважины трубы разрешается в том случае, если это не приведет к возникновению межпластовых перетоков и к загрязнению целебных и артезианских вод.

ЗАДАЧИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Цементированием называют процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способной в покое загустевать и превращаться в твердое, практически непроницаемое тело.

В нефтегазодобывающей промышленности цементирование широко применяют для решения следующих задач:

а) изоляции проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной, и предотвращения перетоков пластовых жидкостей по заколонному пространству;

б) удержания в подвешенном состоянии обсадной колонны;

в) защиты обсадной колонны от воздействия агрессивных пластовых жидкостей, способных корродировать ее наружную поверхность;

г) устранения дефектов в крепи скважины;

д) создания разобщающих экранов, препятствующих обводнению продуктивных горизонтов;

е) создания высокопрочных мостов в скважине, способных воспринимать достаточно большие осевые нагрузки (например, при забуривании боковых стволов, при опробовании перспективных горизонтов пластоиспытателями и т. п.);

ж) изоляций поглощающих горизонтов;

з) упрочнения стенок скважины в осыпающихся породах', и) уменьшения передачи тепла от потока, движущегося по колонне труб в скважине, к окружающим породам (прежде всего--ММП);

к) герметизации устья в случае ликвидации скважины.

Существуют несколько способов цементирования. Обычно их подразделяют на три группы: способы первичного цементирования; способы вторичного (или ремонтно-исправительного) цементирования и способы установки разделительных цементных мостов.

СПОСОБЫ ПЕРВИЧНОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ