Лекция №22

Эксплуатация газовых скважин в условиях разрушения коллектора. Общие положения о режиме работы скважины при разрушении ПЗП, устойчивость горных пород. Влияние песчаной пробки на технологический режим работы газовой скважины. Средства и методы борьбы с пескопроявлением скважин

Рассмотрим основные положения эксплуатации и установления технологического режима работы газовой скважины в условиях разрушения продуктивного пласта коллектора.

Основные факторы, оказывающие влияние и способствующие разрушению пласта в призабойной зоне и последующему выносу разрушенной породы на дневную поверхность следующие:

- глубина залегания продуктивного пласта, его сцементированность, естественная проницаемость и фильтрационная характеристика;

- нарушение технологии перфорации колонны обсадных труб, вызывающее разрушение ПЗП, цементного камня и самой колонны труб;

- вид добываемой жидкости и соотношения пластовых флюидов (нефть, вода, газ и газовый конденсат;

- освоение скважины с созданием на продуктивный пласт больших величин депрессии;

- большие значения забойной депрессии при эксплуатации скважины;

- значительные рабочие дебиты и скорости фильтрации пластовых флюидов в ПЗП;

- наличие в призабойной зоне пласта и в стволе скважины жидкости и т.д.

Коллектор, как известно, представляет собой физическое тело, состоящие из скелета, сложенного цементированными зернами различных минералов и порового пространства, заполненного пластовыми флюидами, т.е. они обладают определенными прочностными свойствами.

Определение допустимой депрессии в своей основе связано с изучением прочностных характеристик горных пород. Категорийность по устойчивости к разрушению была приведена ранее по геолого-промысловым и лабораторным исследованиям.

В этой связи для оценки устойчивости стенок скважин и разрушения ПЗП используются решения трехмерных задач теории упругости и пластичности в сочетании с различными теориями прочности:

- наибольших нормальных напряжений;

- наибольших деформаций;

- наибольших касательных напряжений.

Следует заметить, что напряжение, при котором осуществляется пластическая деформация или разрушение коллектора является предельным напряжением состояния.

Согласно теории нормальных напряжений разрушения начинается в случае, если максимальное нормальное напряжение достигает временного сопротивления разрыву, при этом оно достигается вследствие положительного удлинения оцениваемого по выражению следующего вида:

где Р₁ – предел прочности на растяжение;

Е – модуль Юнга,

или

здесь Р₂ предел прочности на сжатие;

ε – поперечное расширение.

Равнозначность значений ε₀ и ε достигается при выполнении условий

где ν - коэффициент Пуассона.

Среднее значение коэффициента Пуассона ν составляет порядка 0,23 – 0,34, то и предел прочности на сжатие должен быть в 3 – 4 раза больше прочности на растяжение.

По теории касательных напряжений разрушение обусловлено максимальным касательным напряжением, равновесие которого выражается следующей зависимостью

где S – постоянная величина;

f- коэффициент трения;

σ – нормальное напряжение в плоскости скольжения.

В случае если , то происходит разрушение горной породы и считая, что f = 0 предельное условие разрушения горной породы можно представить как

где σ₁ и σ₃ – напряжения по основным осям.

По теории касательных напряжений предельное условия разрушения можно представит:

при растяжении

при сжатии

Исходя из вышеизложенного, пределы текучести для растяжения и сжатия справедливы только для пластичных горных пород.

В общем случае напряжение горных пород зависит от глубины залегания продуктивного пласта и описывается уравнением следующего вида

где К – коэффициент бокового распора;

γ_п – средний объёмный вес горной породы (γ_п = 0,0025 кг/см²); z - глубина залегания продуктивного пласта, см.

Коэффициент бокового распора определяется из выражения

Для пластичных и текущих горных пород К=1 для хрупких горных пород К = 0,3 – 0,7, для плотных и крепких пород в нормальных условиях не осложненных тектонически, К составляет доли единицы.

Следует добавить, что возникающие в горной породе напряжения в определенной степени зависят и от давления насыщающей продуктивный пласт жидкости, которое можно оценить по выражению следующего вида

Если продуктивный пласт заполнен каким - либо флюидом, касательные напряжения воспринимаются только скелетом породы, а нормальное напряжение воспринимается суммой двух составляющих – напряжением твердых частиц о давление жидкости Р_н. А поэтому, основной причиной приводящей к деформации горной породы будет не полное нормальное напряжение, а разность между полным нормальным напряжением и давлением жидкости.

В таблице 1 приведены сопротивления горных пород для разных видов деформации.

Таблица 1. Сопротивление горных пород при различных видах деформации в долях от их прочности на сжатие

Порода	Растяжение	Изгиб	Сдвиг
Песчаник	0,02 – 0,05	0,06 – 0,20	0,10 –0,12
Известняк	0,04 – 0,10	0,08 – 0,10	0,15

В таблице 2 приведены характеристики упругих свойств горных пород.

Таблица 2. Упругие характеристики горных пород в зависимости гот давления и температуры

Горная порода	Упругие характеристики при 10^-4 МПа	Р = 50 МПа	Р = 500МПа
t = 25 ⁰C	t = 200 ⁰C	t = 25 ⁰C	t = 200 ⁰С
Песчаник	Модуль Юнга	4,780	4,040	5,730	5,700
Модуль сдвига	1,850	1,720	2,240	2,240
Объёмный модуль	2,860	2,070	2,070	4,070
Коэффициент Пуассона	0,234	0,175	0,278	0,270
Известняк	Модуль Юнга	6,330	6,050	6,550	6,230
Модуль сдвига	2,370	2,280	2,450	2,340
Объёмный модуль	6,430	5,830	6,700	6,180
Коэффициент Пуассона	0,336	0,377	0,377	0,332

Приведенные в таблицах 1 и 2 данные используются в расчётах критического радиуса разрушения.

В процессе разработки месторождений природных газов деформация продуктивного пласта происходит повсеместно, в призабойной зоне пласта с момента пуска скважины в эксплуатацию.

Определение допустимой депрессии на продуктивный пласт можно осуществлять несколькими способами:

- по данным технико-эксплуатационным данным по конкретной скважине;

- по величине градиента давления и скорости фильтрации;

- по данным механических свойств продуктивных коллекторов, слагающих призабойную зону скважины;

- по установленной зависимости критических значений фильтрационного потока от радиуса разрушения горных пород в призабойной зоне скважины.

В первом случае на основе анализа содержания песка в скважинной продукции на различных режимах, суммарных отборов скважинной продукции, межремонтных периодов и т.п.,, устанавливают величину допустимой депрессии, обеспечивающую оптимальный технологический режим работы конкретной скважины.

Во втором и четверном случаях, величина допустимой депрессии по значениям градиента давления и скорости потока определяется по зависимостям этих параметров от радиуса разрушения призабойной зоны скважины. Следует отметить, что минимальное расстояние на котором обеспечивается критические градиенты давления и скорости потока – это стенка скважины с радиусом равным r_с. Минимально возможный радиус разрушения коллектора в призабойной зоне ограничивается скоростью фильтрации, которая может обеспечить вынос частиц песка из пласта.

В третьем случае, величина допустимой депрессии по данным механических свойств продуктивных коллекторов, слагающих призабойную зону скважины обосновывается путём комплексной оценки механических свойства пласта полученных на основании как лабораторных, так и промысловых исследований горных пород.

Рассмотрим методику оценки допустимой депрессии на продуктивный пласт с учётом градиента давления и скорости фильтрации, при которых происходит разрушение горной породы.

На рисунке 1 приведены графические зависимости критических градиентов давления и скорости фильтрации на примере слабосцементированных горных пород.

Рисунок 1. Зависимость критического давления и скорости фильтрации от радиуса разрушения призабойной зоны скважины:

1 – критическая скорость V_кр, см/с;

2 – критический градиент давления , МПа/см

Согласно приведенных ранее данных, значения критических градиента давления и скорости фильтрации должны быть такими, при которых не происходит разрушения горных пород.

Рассмотрим три возможных случая.

1. Эксплуатация происходит в условиях продолжающегося разрушения, т. е. радиус разрушения еще не достиг величины критического радиуса. В этом случае необходимо установить такую депрессию, при которой прекращается разрушение, что, позволит обеспечить R < R_кр. В случае линейного закона сопротивления и плоскорадиальной фильтрации допустимая депрессия определяется по формуле:

где R_кр - критический радиус, см;

μ - вязкость, сП; к - проницаемость, Д;

ν_кр - критическая скорость, см/с;

- критический градиент,

Для допустимой депрессии ΔР_доп величина допустимого дебита определяться по формуле

Величину ΔР_доп приближенно можно определить по формуле

где Р - сила сцепления породы, кгс/см²;

γ_п - объёмный вес породы, г/см³;

D_к - диаметр эксплуатационной колонны, см.

2. Эксплуатация происходит при радиусе разрушения, равном или большем R_кр, что требует проведения работ по укреплению породы, после которых устанавливается допустимая депрессия нового состояния.

3. Скважина только вступила в эксплуатацию, и

В этом случае допустимая депрессия не должна превышать критического градиента давления.

В случае нелинейного закона сопротивления для работы скважины без разрушения пласта необходимо установление допустимого критического градиента давления в области на расстоянии r_кр

где

α – критический градиент давления, зависящий от типа коллектора, горного давления, скорости фильтрации и т.п. для условия .

Тогда для последних трех типов коллекторов, возможно, определить значение по выражению следую-щего вида

тогда отсюда критический дебит будет равен

Согласно рассмотренной методике критический дебит позволит при известном критическом градиенте давления нормальную работу в зоне ограниченной критическим радиусом равным. В случае выноса песка у стенки скважины, где значение градиента давления максимально, в последней формуле за место подставляют значение радиуса скважины .

Наиболее приемлемой расчётной формулой для оценки критического радиуса разрушения призабойной зоны пласта при фильтрации в ней газа является зависимость следующего вида

но для использования необходимо выполнение двух условий, а именно:

- полный вынос частиц разрушенной горной породы (при существующей конструкции НКТ)

- сопоставление выносимых потоком газа частиц по фракционному составу с петрофизическим составом отобранного в процессе бурения кернового материала.

Рассмотрим критическую депрессию в горизонтальной скважине. В этих скважин существует возможность уменьшения депрессии на пласт (величину градиента давления вблизи горизонтального ствола) за счёт увеличения длинны фильтра. Максимальное значение градиента отмечается в таких скважинах в месте перехода от горизонтального к вертикальному положению ствола скважины, в случае, когда НКТ опущены до конца наклонной или же вертикальной части ствола скважины. В случае спуска НКТ в горизонтальную часть ствола, то максимальное значения градиента отмечается у башмака.

При вскрытии полосообразного газоносного пласта горизонтальной скважиной зависимость между градиентом давления и дебитом такой скважины описывается уравнением вида

а при установлении допустимого градиента у стенки ствола скважины зависимость между градиентом давления и дебитом такой скважины описывается уравнением вида

В этом уравнении Р_з.д. является допустимым забойным давлением на стенки горизонтального ствола у башмака НКТ или в зоне перехода от горизонтального участка ствола скважины к вертикальному, при котором достигается допустимый градиент давления. Тогда из этого уравнения критический дебит горизонтальной газовой скважины можно определить как

где

Интегрируя последние уравнения с учётом уравнения критического дебита горизонтальной газовой скважины, получим

где значения коэффициентов А₁и В₁ определяются по формулам следующего вида

где ;

L – длина горизонтального ствола газовой скважины;

l - коэффициент макрошероховатости продуктивного пласта;

к – коэффициент проницаемости продуктивного пласта;

h- толщина продуктивного пласта.

Влияние песчаной пробки на технологический режим работы газовой скважины

Рассмотрим вопрос о влиянии песчаной пробки на производительность газовой скважины.

Принципиальная схема скважины с песчаной пробкой в стволе приведена на рисунке 2.

Рисунок 2. Принципиальная схема газовой скважины с песчаной пробкой на забое

Влияние песчаной пробки на технологический режим работы газовой скважины рассмотрим в следующей постановке решения задачи. Считаем, что жидкость или смесь жидкости с твердыми примесями заполняет забой ствола скважины, вскрывшей пласт с проницаемостью и высотой песчаной пробки равной . Газопесчаная смесь в стволе скважины удерживается во взвешенном состоянии в основном за счёт движения потока газа, что и вызывает дополнительное сопротивление газу. За счёт движения газа по стволу скважину газа к устью наблюдается изменение структуры песчаной пробки, а при больших скоростях потока газа возможно и частичное удаление песчаной пробки. Но для выноса частичек песка на дневную поверхность потоком газа необходим дебит, превышающий определенную величину (скорость потока газа ).

Промысловой опыт и лабораторные исследования условий образования песчаных пробок в стволе газовой скважины показывают, что они оказывают существенное влияние на производительность вертикальной скважина, такое же, как и несовершенство скважины по степени вскрытия пласта (см. рисунок 3).

Рисунок 3. Влияние дебита вертикальной газовой скважины на высоту песчаной пробки:

1 - при равенстве проницаемостей песчаной пробки и продуктивного пласта ;

2 – при проницаемости песчаной пробки равной

Как видно из рисунка 3 образование песчаной пробки в стволе скважины существенно снижает её дебит. В случае равенства относительной высоты песчаной пробки различие между дебитами для отличающихся между собой значений проницаемости песчаной пробки достигает 10 % и более процентов. Это обстоятельство объясняется тем, что поступающий в ствол скважины поток газа движется вдоль песчаной пробки, т.е. по меньшему сечению НКТ или же обсадной колонны.

Рассмотрим вопросы оценки песчаной пробки образующейся в стволе вертикальной скважины на её производительность.

При полном перекрытии продуктивного пласта песчаной пробкой её дебит можно рассчитать по выражению следующего вида

где h_пр – высота песчаной пробки, численно равная толщине продуктивного пласта;

а и в – коэффициенты фильтрационных сопротивлений, определяемые как

При неполном перекрытии продуктивного пласта песчаной пробкой в стволе вертикальной скважины относительный её дебит можно вычислить по выражению следующего вида

где - дебит вертикальной газовой скважин работающей без образования песчаной пробки.

Следует отметить, что относительный дебит вертикальной газовой скважины при полном перекрытии продуктивной толщи пласта зависит от толщины самого пласта. При чем, чём больше толщина продуктивной части, тем сильнее влияние песчаной пробки. Таким образом, предотвратить образование песчаной пробки в вертикально стволе газовой в стволе вертикальной скважины на её производительность.

где h_пр – высота песчаной пробки, численно равная толщине продуктивного пласта;

а и в – коэффициенты фильтрационных сопротивлений, определяемые как

где - дебит вертикальной газовой скважин работающей без образования песчаной пробки.

Следует отметить, что относительный дебит вертикальной газовой скважины при полном перекрытии продуктивной толщи пласта зависит от толщины самого пласта. При чем, чём больше толщина продуктивной части, тем сильнее влияние песчаной пробки. Таким образом, предотвратить образование песчаной пробки в вертикально стволе газовой скважины можно осуществлять по двум направлениям:

- создание градиента давления обеспечивающего эксплуатация газовой скважины без разрушения ПЗП;

-подбор конструкции скважины (диаметр и глубина спуска НКТ) обеспечивающей вынос разрушенного продуктивного пласта.

В горизонтальных скважинах условия разрушения пласта распространяется не на всю длину ствола скважины, при чём зона разрушения пласта зависит от конструкции скважины. На рисунке 4 приведена графическая зависимость распределения давления и градиента давления вдоль ствола скважины.

Рисунок 4. Распределение давления и его градиента по длине горизонтальной части ствола скважины:

а – необорудованного НКТ;

б – оборудованного НКТ

Как видно из представленных зависимостей, темп роста градиента давления к началу участка горизонтального ствола без НКТ и к башмаку НКТ при наличии фонтанных труб, значительно меньше темпа роста градиента к вертикальной части скважины. Изменение градиента давления в горизонтальной части скважины обуславливается в основном потерями давления по стволу при движении потока газа, т.е. предопределяется конструкцией скважины.

Таким образом, один и тот же дебит из горизонтальной части ствола скважины можно обеспечить по двум направлениям:

- удлинением ствола, что позволит снизить депрессию и тем самым обеспечить условия эксплуатации скважины без разрушения призабойной зоны;

- уменьшением длины горизонтальной части ствола скважины и увеличением градиента давления.

Величина градиента давления по длине в горизонтальной части ствола газовой скважин рассчитывается по следующим выражениям:

- при отсутствии НКТ -

- при наличии НКТ -

Исходя из этих условий, при критическом градиенте давления дебиты в горизонтальных скважинах можно определять по следующим выражениям:

- при отсутствии НКТ

- при наличии НКТ

где

; ;

Следует отметить, что значения градиентов давления α и α₁ первоначально определяются экспериментально и далее сравниваются с критическими градиентами установленных для пяти типов устойчивости горных пород (неустойчивые, слабоустойчивые, среднеустойчивые, устойчивые и сверхустойчивые). Ввиду значительной длины горизонтальной части ствола, для оценки распределения давления по стволу всей скважины требуется совместное решение двух уравнений – движения потока газа по вертикальному стволу скважины и притока потока газа к горизонтальному участку ствола скважины. Общий вид уравнений движения для указанного случая имеют следующий вид:

а) при отсутствии НКТ

где ρ – плотность газа, определяемая на основании уравнения состояния газа:

– площадь поперечного сечения горизонтальной части ствола скважины;

D - внутренний диаметр обсадной колонны.

Тогда депрессию на пласт можно определить из выражения

где Р – давление на стенке скважины горизонтальной части ствола в интервале.

Принимая во внимание последние 4 уравнения распределение давления по стволу горизонтальной части скважины можно представить уравнением следующего вида:

Следует заметить, что рассмотренная система дифференциальных уравнений (депрессия на пласт и распределение давления) является нелинейной и не имеет аналитического решения, т.е. её решение необходимо осуществлять численным методом, например Рунге-Кутта. Вычислив распределение давления по длине горизонтальной части ствола скважины, далее находится значение критического градиента давления (см. рисунок 4а).

б). При наличии НКТ в горизонтальной части ствола скважины общий дебит определяется по выражению следующего вида

где - дебит участка ствола скважины, перекрытого НКТ;

- дебит участка ствола скважины от башмака НКТ до торца скважины.

На участке ствола L – L₁ следует использовать уравнения справедливые для скважины, не оборудованной НКТ. Давление у башмака НКТ обозначим через тогда вместо ранее указанных уравнений получим:

;

где

Как и ранее, эта система уравнение решается численным методом, например, Рунге-Кутта при следующих граничных условиях:

Далее задача решается следующим образом, там, где поток газа движется в затрубном пространстве между обсадной колонной диаметром D и НКТ диаметром d_н в интервале расположенном , первоначально оценивают эквивалентный диаметр кольцевого пространства d_экв по выражению следующего вида:

а далее оценивают гидравлический диаметр d_г по выражению следующего вида:

После этого система уравнений притока потока газа к затрубному пространству и потерь давления в нём запишется в следующем виде:

где - давление на стенке горизонтального участка ствола скважине в интервале ;

- распределение дебита в интервале .

Определенное таким образом распределение давления дает величину критического градиента давления у башмака НКТ, где значение давления минимально. Для одинаковых значений дебитов скважин различной конструкции значение критического градиента давления различно.

Средства и методы борьбы с пескопроявлением скважин

В настоящее время в нефтегазопромысловой практике для борьбы с выносом песка из скважин применяют два метода, в частности, механические и химические. Механические способы предотвращения разрушения продуктивного пласта основываются на экранировании зоны разрушения за счёт установке в скважине различного рода фильтров или их образования в призабойной зоне путём намывки. Химические способы предотвращения разрушения продуктивного пласта основываются на закачке в продуктивный пласт химических реагентов обладающих цементирующими свойствами, в результате чего происходит искусственное закрепление рыхлых песков в призабойной зоне.

Механические способы целесообразно использовать в следующих случаях:

- скважины имеют очень плотную перфорацию;

- коллектор в основном сложен глинизированными песками;

- колонна вблизи или по всему продуктивному интервалу находится в плохом состоянии;

- некачественное цементирование колонны;

- невысокие забойные давления;

- незначительные остаточные запасы природных углеводородов, и как следствие нецелесообразность применения химических методов крепления.

Химические способы целесообразно использовать в следующих случаях:

- небольшой интервал перфорации (не превышает 3 м);

- отсутствие условий выноса песка с наличием каверн или зон глубокого раздренирования пластов;

- скважина расположена в зоне ограниченного выноса песка;

- песок хорошо отсортирован с хорошей вертикальной проницаемостью.

На основании зарубежного и отечественного опыта применения методов предотвращения и борьбы с выносом песка из добывающих скважин, установлено, что эффективность работ в этом направлении гораздо выше на газовых скважинах, чем на нефтяных (см. таблицу 3).

Таблица 3.Категорийность скважин по эффективности работ по борьбе с выносом песка

Скважина	Эффективность работ по категориям, %
I	II	III
Газовая	78,8	5,5	15,7
Нефтяная	66,4	8,1	25,5

К первой категории относят скважины:

- работавшие с выносом песка, которой прекратился после проведения мероприятий по борьбе с его выносом;

-работающие без выноса песка при дебитах, приводящих к выносу его из незащищенных скважин в идентичных условиях;

- работающие без выноса песка из данного объекта, где его вынос отсутствовал и по остальным скважинам.

Ко второй категории можно отнести скважины, работающие с допустимым содержанием песка в добываемой скважинной продукции.

К третьей категории относятся скважины, заполненные песком, с закупоренной ПЗП, но чистым забоем или скважины, в которых эффект борьбы с выносом был кратковременным.

На рисунке 5 представлены принципиальные схемы борьбы с выносом песка из добывающих нефтяных и газовых скважин за счёт установки щелевых фильтров (рис.5 а, б), закачки химических реагентов (рис.5 в, г), схемы, приведенные на рисунке 5д и 5е, соответствуют исходному состоянию забоя скважины.

Рассмотрим некоторые способы механической борьбы с выносом песка.

Наибольшее распространение получили так называемые блочные скважинные фильтры следующих конструкций: проволочные, щелевые, подвесные гравийные, металлокерамические, многослойные песчаные и т.д.

Рисунок 5. Принципиальные схемы борьбы с выносом песка:

1 - обсадная колонна; 2 - цементный камень; 3 - мелкозернистый песок; 4 - гравий или крупнозернистый песок, 5 - щелевой фильтр; 6 - прорези или щели; 7 - перфорационное отверстие, забитое песком; 8 - пластовый песок; 9 - щелевой фильтр; 10 - каналы, забитые обломками перфорации; 11 - гравийная набивка; 12 - каналы, забитые глиной из бурового раствора, 13 - канал, конец которого забит пластовым песком; 14 - работающие каналы, 15 - рыхлый песок; 16 - пластовый песок, закрепленный химическим путём; 17 - канал, частично забитый во время обработки; 18 - забитые перфорационные каналы; 19 - работающая зона; 20 - предварительно приготовленный крупнозернистый песок; 21 - забитые каналы; 22 - высокопроницаемый песчаный фильтр; 23 - низкопроницаемая корка на поверхности фильтра

Проволочные, щелевые, подвесные гравийные фильтры наиболее распространены в промысловой практике из своей доступности и простоты.

На рисунке 6 приведены распространенные щелевые фильтры, представляют собой трубу с горизонтальными или вертикальными прорезями. Размеры щелей и зазоры проволочной обмотки для забойных фильтров определяются по результатам ситового анализа пластового песка, и они должны быть в два раза больше диаметра зерен, масса которых составляет 10 % от всей массы песка.

Горизонтальное расположение щелей менее способствует деформация по вертикали, но при извлечении фильтра на поверхность снижается его прочность при натяге и при изгибах они подвержены большей деформации.

Применение щелевых хвостовиков ограниченно из-за меньшей фильтрационной поверхность, коррозии и эрозии металла, поскольку изготовляются обычно из низкоуглеродистой стали.

Рисунок 6. Фильтры с различным расположением

щелей:

а - неступенчатое; б - ступенчатое;

в - комплексное ступенчатое; г - горизонтальное

Устранение указанных выше недостатков достигается, например, применением проволочных фильтров с обмоткой по перфорированной трубе (см. рисунок 7). Конструктивно фильтры могут быть выполнены желобковыми, ребристыми или полносварными.

Рис. 7. Фильтр с проволочной обмоткой

На фильтрах данной конструкции проволока укладывается по специально нарезанным в виде резьбы канавкам на теле перфорированной металлической трубы. Эта проволока изготавливается из прочного материала обладающего повышенной стойкостью к коррозионному и абразивному износу. При использовании проволочных фильтров с желобковым, ребристым или полно сварным корпусом используется проволока меньшего диаметра. Фильтры указанной конструкции изготовляются без намоточных канавок.

Подвесные гравийные фильтры конструктивно выполнены следующим образом. Такой фильтр состоит из внешнего и внутреннего щелевых каркасов и гравийной набивки. Основной их недостаток – невысокая прочность, быстрая закупорка фильтров глинистой коркой и т.п. Все вышеперечисленные фильтры монтируются на конце НКТ и устанавливаются напротив перфорированного интервала продуктивного пласта.

Рассмотрим ещё один способ борьбы с выносом песка из эксплуатационной скважины – это намыв гравийных фильтров. Сущность данной технологии заключается в том, что первоначально производят намыв гравийных фильтров внутри обсадной колонны или в открытом забое скважины с последующей установкой гравийно-щелевых фильтров.

Намыв гравийного фильтра внутри обсадной колонны проводят в два этапа.

На первом этапе в высокопроницаемый гравий задавливается в перфорационные каналы через обсадные трубы и цементный камень, после этого на втором этапе гравий намывают в кольцевой зазор между обсадной колонной и спущенным в скважину перфорированным хвостовиком, или фильтром щелевого типа. Намыв гравия осуществляют до создания его резервного объёма над фильтром, т. е. до создания гравийного затвора.

Закачка гравия осуществляется через НКТ с последующим уплотнением гравийной набивки за счёт создания повышенного давления и расхаживания колонны НКТ. Оставшийся в стволе скважины излишек гравия вымывается и на забой спускается фильтр щелевого или проволочного типа. При закачке гравия через НКТ с открытым концом под действием высокого давления находится вся обсадная колонна и в случае её низкого качества необходимо устанавливать пакер над интервалом перфорации.

Оборудование, необходимое для намыва гравия, состоит из башмака, фильтра для продуктивного интервала, надфильтровой трубы, сигнального фильтра, фонарей-центраторов, пакера для подвески фильтра, перепускного устройство (кроссовера) и промывочной трубы. Надфильтровая неперфорированная труба разделяет фильтр продуктивного пласта и сигнальный фильтр и предназначена для создания гравийного затвора. Сигнальный фильтр предназначен для ограничения высоты намыва гравия в кольцевом зазоре между обсадной колонной и фильтром продуктивного интервала. По мере заполнения зоны фильтра гравием давление закачки на поверхности возрастает, и жидкость поступает через сигнальный фильтр обратно, что свидетельствует о завершении процесса намыва гравия. Центраторы установленные на корпусе фильтра обеспечивают равномерную толщину гравийного слоя вокруг фильтра. Пакер смонтированный в верхней части оборудования для гравийного фильтра обеспечивает перекрестный намыв гравия через кроссовер и предохраняет гравийный затвор от размыва потоком жидкости в кольцевом зазоре между колонной и фильтром. В комплексе с посадочными ниппелями лифтовой колонны пакер может выполнять роль эксплуатационного пакера лифтовой колонны. Кроссовер предназначен для перекрестного намыва гравия и обеспечивает поступление сверху по рабочим трубам жидкости с гравием в затрубное пространство под пакер, а выходящую наверх из промывочной трубы чистую жидкость направлять в затрубное пространство над пакером. Промывочная труба установлена внутри фильтра, и позволяет осуществлять движение обрабатывающих жидкостей по всему интервалу перфорации. Очистка перфорационных каналов обычно производится прямой промывкой или импульсной обратной промывкой.

Принципиальная схема намыва гравия в скважине приведена рисунке 8.

При реализации метода размыва гравия заданное количество гравия закачивается и осаждается на забое скважины. Далее опускают фильтр и хвостовик с промывочной трубой и циркуляционным башмаком и в ходе прямой промывки, фильтр спускается через размываемый гравий до заданной глубины (рис. 8, а).

При реализации намыва гравия методом обратной циркуляции, первоначально на забой опускают фильтр с хвостовиком, в интервал перфорации и затем производят обратной циркуляцией намыв потребного количества гравия в кольцевом зазоре вплоть до сигнального фильтра (рис.8, б).

Методом перекрестного намыва (рис. 8, в) завершается представленный процесс борьбы с выносом песка из скважины.

Рисунок 8. Принципиальные схемы намыва гравия:

а - прямой размыв; б - обратная циркуляция; в - перекрестный намыв;

1 - промывочная труба; 2 - фильтр продуктивного интервала; 3 - сигнальный фильтр; 4 – пакер и кроссовер

Рассмотрим некоторые химические методы борьбы с выносом песка из скважины.

Сущность закачки песчано-жидкостных смесей заключается в том, что приготовленная на дневной поверхности смесь жидкости с химическим реагентом закачивается в скважину, образуя в интервале перфорации внутри ствола скважины и в призабойной зоне прочную проницаемую массу. После разбуривания образовавшейся в стволе скважины пробки из сцементированного материала скважину можно ввести в эксплуатацию.

Рисунок 9. Схема укрепления призабойной зоны песчано-жидкостной смесью:

1 - цементное кольцо; 2 - лифтовые трубы; 3 - зацементированный песчаный пассив; 4 - несцементированный пласт; 5 - зона выбуривания из ствола скважины сцементированного материала

В качестве песчано-жидкостной смеси используются:

- цементный раствор, составными элементами которого были тампонажный цемент и вода с водоцементным фактором, равным 0,5. Метод эффективен при значительном разрушении призабойной зоны и высоких темпах выноса песка, в сильно обводненных и высокодебитных скважинах;

- песчано-жидкие смеси на основе полимеризующихся смол с активатором (ускорителем реакции).

Рассмотрим укрепление призабойной зоны скважины с использованием смол различного типа.

Наибольшее распространение в промысловой практике нашли фенолформальдегидные, эпоксидные и другие смолы, а также фенолспирты. Эти смолы имеют малую вязкость в жидком состоянии, что обеспечивает значительную глубину проникновения в пласт, разделятся в пористой среде на твердую и водяную фазы и хорошо смачивать песчаную поверхность. Смола, попадая в пласт, покрывает частицы песка и при затвердении их цементирует. Водная фаза, которая занимает поровое пространство, удаляется затем при освоении скважины.

Рассмотрим технологию крепления призабойной зоны пласта с помощью составов эпоксидных соединений, включающих в себя эпоксидную смолу, растворитель и отвердитель. При закачке такой композиции в пласт протекает реакция отвердения, в результате чего первоначально образуется жидкая смола и далее при контакте с отвердителем возникает промежуточный продукт реакции. Последний менее растворим, чем сама смола, что в дальнейшем через некоторое время проводит к его выделению из раствора. Затем капли жидкой смолы укрупняются и осаждаются на зернах песка в поровом пространстве обрабатываемого интервала. Дальнейшее затвердение смолы ведет к упрочнению обработанного интервала, тем самым, закрепляя песок в призабойной зоне пласта.

На рисунке 10 приведена принципиальная схема процесса закрепления призабойной зоны пласта с помощью смолы.

Рисунок 10. Схема укрепления смолой призабойной зоны пласта:

1 - цементное кольцо; 2 - продавочная жидкость для вытеснения химических реагентов из скважины; 3 - жидкость для вытеснения смолы в пласт; 4 - смолообразующий раствор, 5 - вторая жидкость для предварительной обработки; 6 - первая жидкость для предварительной обработки, 7 - продуктивный пласт

Процесс укрепления ПЗП с помощью смолы сводится к последовательной закачке буферных жидкостей с целью предварительной обработки пласта, смолообразующего раствора и жидкости для проталкивания смолы в глубь пласта

Порядок проведения процесса крепления призабойной зоны пласта следующий:

- глушение скважины;

- удаления песка из ствола скважины;

- спуск НКТ с пакером и хвостовиком;

- последовательное нагнетание на забой скважины компонентов через НКТ;

- нагнетание в ПЗП спирта для осушки пласта от связанной воды;

- нагнетание промежуточной (буферной) жидкости с целью изоляции смолы от спирта;

- нагнетание смолообразующего раствора и его задавка в пласт продавочным раствором;

- выдержка во времени для затвердевания смолы;

-освоение и ввод в эксплуатацию скважины.

Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями: