Нефтегазовая инженерия при освоении скважин


О. В. Савенок, Ю. Д. Качмар, Р. С. Яремийчук






НЕФТЕГАЗОВАЯ ИНЖЕНЕРИЯ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН

Монография
















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2019

УДК622.323
ББК33.36
     С12



Р е ц е н з е н т ы :
Бойко Василий Степанович, доктор технических наук, профессор кафедры добычи нефти и газа Ивано-Франковского национального технического университета нефти и газа; Бекетов Сергей Борисович, доктор технических наук, профессор, профессор кафедры геофизических методов поисков и разведки месторождений полезных ископаемых ФГАОУ ВО «Северо-Кавказский федеральный университет»






     Савенок, О. В.
С12 Нефтегазовая инженерия при освоении скважин : монография / О. В. Савенок, Ю. Д. Качмар, Р. С. Яремийчук. - Москва ; Вологда : ИнфраИнженерия, 2019. - 548 с. : ил., табл.
        ISBN 978-5-9729-0341-2


       Изложены главные принципы проектирования конструкций забоев скважин. Проанализированы методы испытания пластов при бурении скважин, оценки их фильтрационных свойств. Дано описание устьевого, наземного и подземного оборудования при освоении и испытании скважин. Рассмотрены проблемы и пути развития технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов и вызова притока из них. Описаны современные методы воздействия на продуктивные пласты с целью улучшения их фильтрационных свойств.
       Для научных и инженерно-технических работников нефтегазодобывающей промышленности.
УДК 622.323
ББК33.36







ISBN 978-5-9729-0341-2

© О. В. Савенок, Ю. Д. Качмар, Р. С. Яремийчук, 2019
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2019
                         © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2019

        СОДЕРЖАНИЕ


  Предисловие................................................. 8
  Введение.................................................... 9
  Глава 1.
  Проектирование конструкций забоев скважин и технологии их образования................................ 11
  1.1. Принципы проектирования .............................. 11
  1.2. Пакеры и специальный инструмент для разобщения пластов при креплении скважин в призабойной зоне .................. 22
  1.3. Пакеры для ступенчатого и манжетного цементирования скважин типа ПДМ .......................................... 30
  Глава 2.
  Испытания перспективных горизонтов при бурении ............ 35
  2.1. Испытатели пластов на бурильных трубах................ 35
  2.2. Многоцикловые испытатели пластов ..................... 43
  2.3. Комплекс оборудования КИОД-110 ....................... 45
  2.4. Приспособление для селективного испытания пластов УСПД-146-168 ...................................... 46
  2.5. Основные узлы испытателя пластов...................... 47
    2.5.1. Гидравлический испытатель пласта ИНГ ............. 47
    2.5.2. Запорно-поворотные клапаны........................ 49
    2.5.3. Гидравлические яссы............................... 50
    2.5.4. Пакера механического воздействия для испытателей пластов ... 52
    2.5.5. Опорные якоря .................................... 53
    2.5.6. Механический пакер ПМ............................. 55
    2.5.7. Пакера резиново-металлического перекрытия ПРМП-1 . 57
    2.5.8. Уравнительный клапан пакера....................... 58
    2.5.9. Безопасные замки.................................. 58
  2.6. Устьевое оборудование ................................ 60
  2.7. Испытатели пластов на кабеле ......................... 61
  2.8. Испытатели пластов на базе струйных аппаратов ........ 67
  Глава 3.
  Гидродинамическое совершенство скважины.................... 69
  Глава 4.
  Регулирование фильтрационных свойств пласта в прискважинных зонах ..................................... 79
  4.1. Фильтрационное состояние прискважинной зоны и ее роль в процессах нефтедобычи...........................80
  4.2. Дифференцированный анализ потерь производительности при завершении и эксплуатации скважин...................... 83

3

  4.3. Регулирования фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах .................................... 92
  4.4. Пример влияния буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов ....................................... 98
  Глава 5.
  Устьевое наземное и подземное оборудование для освоения и испытания скважин ...........................109
  5.1. Оборудование устья скважины колонной головкой..........109
  5.2. Испытания обсадных колонн на герметичность ............113
  5.3. Оборудование устья скважины фонтанной арматурой .......116
  5.4. Обвязка наземного оборудования при испытании и исследовании скважин .....................................120
  5.5. Эксплуатационные пакеры................................122
  5.6. Взрывные эксплуатационные пакеры.......................129
  5.7. Расчет колонны насосно-компрессорных труб на прочность и их эксплуатация ..........................................133
    5.7.1. Определение нагрузок на свободно подвешенную колонну НКТ ..............................................134
    5.7.2. Особенности расчета колонны НКТ на прочность в условиях действия изгибающих усилий.....................140
    5.7.3. Условия эксплуатации насосно-компрессорных труб ....144
    5.7.4. Подготовка труб для проведения операций по интенсификации добычи................................. 150
    5.7.5. Причины аварий с НКТ ..............................150
    5.7.6. Примеры решения задач..............................151
  Глава 6.
  Вторичное вскрытие продуктивных пластов ....................159
  6.1. Пулевая перфорация ....................................159
  6.2. Кумулятивная перфорация................................161
  6.3. Перфорация при депрессии на пласт .................... 175
  6.4. Перфорация при репрессии на пласт .................... 179
  6.5. Выбор типоразмера перфоратора .........................180
  6.6. Специальные жидкости для перфорации скважин............181
  6.7. Буферные разделители ..................................186
  6.8. Технология заполнения скважины специальной жидкостью ..188
  6.9. Обоснование проектного значения коэффициента гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия пласта перфорацией....................188
  Глава 7. Разобщенность ствола при освоении скважины .................193
  7.1. Установка цементных мостов при освоении скважин .......193
  7.2. Технические средства контроля за установкой цементных мостов .... 194
  7.3. Буферные жидкости .................................... 196
  7.4. Проверка обсадных колонн на герметичность..............198

4

  Глава 8. Вызов притока из продуктивного пласта .......................200
  8.1. Определение допустимой депрессии на пласт...............200
  8.2. Вызов притока путем замещения жидкости в эксплуатационной колонне...................................202
  8.3. Потери давления на трение в НКТ круглого сечения и межгрубном пространстве ....................................203
    8.3.1. Определение потерь давления на трение в НКТ ....... 204
    8.3.2. Определение потерь давления на трение в межтрубном пространстве .................................206
    8.3.3. Определение потерь давления на трение в кольцевом пространстве при наличии местных сопротивлений ............207
  8.4. Вызов притока с помощью воздушной подушки ..............208
  8.5. Вызов притока с использованием пусковых клапанов........210
  8.6. Примеры решения задач...................................211
  8.7. Поинтервальное снижение уровня жидкости в скважине .....223
  8.8. Снижение уровня жидкости в скважине поршневанием (свабированием)..............................................223
  8.9. Вызов притока из пласта методом аэрации ................224
  8.10. Снижение уровня жидкости в скважине в условиях аномально низкого пластового давления........................227
  8.11. Вызов притока из пласта с применением двухфазных пен ..228
  8.12. Технология вызова притока из пласта пеной с использованием эжекторов ..................................230
  8.13. Вызов притока из пласта с помощью комплектов испытательных инструментов ..................................237
  Глава 9.
  Кислотная обработка скважин газированными кислотами .........240
  9.1. Предпосылки применения обработок газированными кислотами .. 240
  9.2. Исследование действия газированного кислотного раствора в поровых низкокарбонатных колекторах .......................242
  9.3. Технология обработки скважин кислотой, газированной азотом .... 254
  9.4. Опыт обработки скважин кислотой, газированной азотом ...261
  9.5. Технология обработки скважин кислотой, газированной природным газом ................................265
  9.6. Опыт обработки скважин кислотой, газированной природным газом ................................284
  Глава 10.
  Проектирование кислотной обработки скважин...................287
  10.1. Основные принципы проектирования процесса .............287
  10.2. Способы кислотной обработки пласта.....................293
  10.3. Методика проектирования кислотной обработки ...........295
  10.4. Кислотная обработка с оттеснением продуктов реакции в глубину пласта...........................346

5

  10.5. Опыт кислотной обработки низкопроницаемых слабокарбонатных коллекторов Предкарпатья ...................352
    10.5.1. Влияние способа извлечения продуктов реакции и рецептуры на результаты обработки .......................353
    10.5.2. Влияние технологических параметров на эффективность кислотных обработок ...................................... 354
    10.5.3. Повторные кислотные обработки .......................356
    10.5.4. Поинтервальные кислотные обработки ..................356
  Глава 11.
  Гидравлический разрыв пласта ..................................358
  11.1. Основные принципы и технологии проведения процесса.....358
  11.2. Промышленные исследования обычного гидроразрыва пласта (ГРП) ...................................367
    11.2.1. Исследование раскрытия и развития трещин гидроразрыва .... 367
    11.2.2. Оценка ориентации трещин гидроразрыва................376
    11.2.3. Исследование профилей поглощения.....................379
    11.2.4. Оценка размеров трещин гидроразрыва..................381
    11.2.5. Метод расчета ожидаемого давления во время ГРП.......384
    11.2.6. Метод расчета расхода жидкости во время ГРП ........ 393
  11.3. Проектирование обычного гидравлического разрыва пласта.394
    11.3.1. Методика расчета основных параметров процесса .......394
    11.3.2. Примеры расчета основных параметров ГРП..............401
    11.3.3. Этапы проектирования ГРП.............................410
  11.4. Опыт применения ГРП на скважинах.........................411
    11.4.1. Гидравлический разрыв без закрепления трещин (ГЩП)...411
    11.4.2. Гидравлический разрыв пласта с закреплением трещин ..413
  11.5. Мощный гидравлический разрыв пласта......................414
    11.5.1. Влияние гидроразрыва на производительность скважины .416
    11.5.2. Основы механики гидроразрыва пласта..................421
    11.5.3. Математическое моделирование гидравлического разрыва пласта.............................................429
    11.5.4. Анализ раскрытия, развития и закрепления трещины во время проведения гидроразрыва пласта ...................434
    11.5.5. Моделирование изменения температуры во время гидроразрыва .....................................444
  11.6. Мощный ГРП нефтедобывающих скважин ......................447
    11.6.1. Методика комплексного проектирования гидроразрыва пласта........................................447
    11.6.2. Опыт применения МГРП в глубоких нефтяных скважинах .... 469
  11.7. Мощный гидроразрыв пласта газовых скважин ...............475
    11.7.1. Проектирование МГРП газовых скважин .................476
    11.7.2. Опыт применения МГРП в газовых скважинах.............487
  11.8. Организация проведения мощного гидроразрыва пласта ......494
    11.8.1. Подготовительные работы к проведению гидроразрыва ...495
    11.8.2. Проведение мощного гидроразрыва пласта ..............498
    11.8.3. Требования безопасности и охраны окружающей среды .. 500

6

  Глава 12.
  Улучшение фильтрационных свойств коллектора путем создания многократных мгновенных депрессий и репрессий на призабойную зону пласта с использованием струйных аппаратов .........................................503
  12.1. Расчет создания депрессии на пласт с помощью струйных аппаратов.................................504
  12.2. Технология воздействия на призабойную зону мгновенными депрессиями-репрессиями и конструкции струйных аппаратов при освоении скважин.........................................509
  12.3. Устройство для освоения, гидродинамических и геофизических исследований скважин УЕОС-4 .................514
  12.4. Применение струйных аппаратов при кислотной обработке пласта ..............................518
  12.5. Результаты использования технологии в промышленных условиях .....................................522

  Глава 13.
  Определение состояния призабойной зоны пласта по результатам гидродинамических исследований...............529
  13.1. Методы контроля над соотношением фактической и потенциальной производительности скважины .................529
  13.2. Определение скин-эффекта на основании кривой восстановления давления .............................534
  13.3. Определение скин-эффекта и отношение производительностей ........................................536

  Литература................................................. 544


7

                      Светлой памяти выдающихсяучёных-нефтяников Анатолия Ивановича Булатова и Николая Степановича Тимофеева посвящается



        ПРЕДИСЛОВИЕ



        В предлагаемой читателям монографии изложены современные научные и практические решения в области освоения нефтяных и газовых скважин.
        При строительстве скважин эта часть ее сооружения определяет будущий реальный дебит скважин.
        За последние годы этой тематике посвящены монографии и научные статьи многих авторов: А. И. Булатова, Ю. Д. Качмара, О. В. Савенок, В. Н. Светлицкого, Р. С. Яремийчука и др.
        В данной книге обобщены инженерные и научные решения, изложенные в монографиях «Освоение скважин». - М. : Недра, 1999 (авторы А. И. Булатов, Ю. Д. Качмар, П. П. Макаренко, Р. С. Яремийчук), «Научные основы и практика освоения нефтяных и газовых скважин». - Краснодар, 2016 (авторы А. И. Булатов, О. В. Савенок, Р. С. Яремийчук), «Освоення нафтових i газових свердловин. Наука i практика». - Львов : Сполом, 2018 (авторы А. И. Булатов, Ю. Д. Качмар, О. В. Савенок, Р. С. Яремийчук).
        Глава 3 составлена по опубликованным работам И. М. Гайворон-ского. Глава 11 подготовлена Качмаром Ю. Д. и Цёмко В. В., Глава 13 -С. С. Бучковским. Отдельные примеры практического решения задач показаны из практики в Украине, потому цена указана в валюте Украины гривне (грн.)
        Авторы благодарны О.В. Савенок за организацию подготовки и финансирования этого издания.



8

        ВВЕДЕНИЕ



        Заканчивание скважин переходит в следующую фазу разработки нефтяных и газовых скважин - освоение скважины. Вместе с тем, оно составляет особый технологический цикл, который завершает её строительство. Качество освоения и результаты последующей эксплуатации скважины зависят от того, насколько удастся восстановить фильтрационные характеристики продуктивных пластов-коллекторов на стадии первичного и вторичного вскрытия пласта, вызова притока, применения различных методов интенсификации притока из пласта. Качество освоения, по существу, определяет темпы и характер разработки месторождений.
        Скважина, околоскважинная зона и межскважинная часть пласта -это взаимосвязанные и взаимодействующие элементы единой системы. В процессе сооружения скважины наиболее существенные изменения фильтрационных свойств пласта (ФСП) происходят в её околоскважинной части. Известно, что даже в окончательный период функционирования скважины изменение её фильтрационных свойств в призабойной или околоскважинной зоне оказывает влияние на её продуктивность. Поэтому ухудшение ФСП на начальной стадии эксплуатации скважины оказывает влияние не только на её производительность, но и на темпы разработки месторождения и конечный коэффициент нефтегазоизвлечения. ФСП ухудшаются вследствие засорения пласта различными веществами во время первичного вскрытия, цементирования колонны, вторичного вскрытия перфорацией и при различных ремонтах скважины. Физико-химическое взаимодействие фильтрата с пластовым фильтратом и породой, усиленное влиянием высокой температуры, приводит к гидратации глин, выпадению солей, асфальтенов и смол, образованию застойных зон, а в зоне контакта фильтрата с пластовым флюидом и коллектором образовываются поверхности с высоким градиентом давления, который не всегда удаётся преодолеть за счёт энергии пласта.
        В зонах ухудшенной проницаемости теряется часть пластовой энергии. Ухудшение проницаемости околоскважинной зоны в 5 раз приводит к двухкратному снижению производительности скважины, изменение проницаемости в 10 раз уменьшает производительность скважины в 3,5 раза, а уменьшение проницаемости в 50 раз может вызвать потерю производительности в 15 раз. Важным обстоятельством является то, что размеры зоны с ухудшенной проницаемостью незначительны и могут составлять от десятков сантиметров до нескольких метров. Анализы фактических изменений фильтрационной характеристики в околоскважинной зоне указывают на их широкий диапазон: в среднем после окончания бурения и освоения скважин более 50 % всех пластов имеют до 2 раз уменьшенную производительность против потенциально возможной, 25 % - в 4 раза и 10 %

9

  пластов имеют в 10 раз уменьшенную производительность. Эта статистика определяет сегодня и основную стратегию регулирования ФСП в околос-кважинной зоне - сведение к минимуму ухудшения проницаемости путём подбора современных технологий вскрытия пласта, освоения и эксплуатации скважин. Если во время бурения невозможно обеспечить сохранение природных ФСП, то необходимо восстановить их на стадии освоения скважины путём целенаправленного воздействия на призабойную зону.
        Мировой практикой накоплен большой объём современных технологий вскрытия пласта. К ним относятся и бурение скважин на равновесии давлений в системе «скважина - пласт» с применением газообразных веществ, использование современных буровых растворов, технологий бурения и т.д.
        В последние годы созданы совершенные технологии освоения скважин, включающие вторичное вскрытие, методы вызова притока, методы искусственного химического, гидродинамического, термохимического воздействия на пласт и др.
        В монографии описаны результаты исследований взаимодействия терригенной породы с кислотными растворами, в том числе газированными азотом, в поровом пространстве коллекторов. На их основе описаны методики расчетов параметров для планирования обработки слабокарбо-натных коллекторов.
        Приведены результаты промысловых исследований ГРП и, с учетом их, методика расчета параметров ГРП по Ю.П. Желтову. Освещен опыт применения первых процессов мощного ГРП (МГРП) который выполняется в два этапа: сначала Мини ГРП жидкостью, для диагностики развития трещин и получения информации о возможном их развитии, проектирования и проведении главного ГРП, при котором происходит развитие и закрепление трещин высокой концентрацией закрепителя.
        Приведены примеры и результаты КО и ГРП нефтяных и газовых скважин на месторождениях Предкарпатья и Днепрово-Донецкой впадины.
        Использование этих технологий способно обеспечить минимум потерь продуктивности скважин.
        В работе использованы труды, наработки и мнения исследователей, которые посвятили значительную часть своей творческой жизни проблемам строительства и эксплуатации скважин (В. А. Амиян, П.А. Бродский, В.И. Ванифатьев, П.С. Варламов, И.М. Гайворонский, Н.Г. Григорьян, В.И. Гусев, Ю.Д. Качмар, А.М. Киреев, С.В. Константинов, Д.Н. Кузьмичев, М.Р. Мавлютов, А.Х. Мирзаджанзаде, Н.Н. Михайлов, И.И. Мищенко, М.Ф. Рязанцев, Н.А. Сидоров, Е.М. Соловьев, А.К. Степанянц, М.Л. Сургучёв, П.М. Усачёв, Ю.З. Цырин, В.И. Щуров, Р.С. Яремийчук и др.).

10

ГЛАВА 1.


        ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ЗАБОЕВ СКВАЖИН И ТЕХНОЛОГИИ ИХ ОБРАЗОВАНИЯ



       1.1. Принципы проектирования

       Под конструкцией забоя подразумевают соотношение элементов системы «скважина - крепь» в интервале продуктивного объекта, которые обеспечивают устойчивость ствола, разобщение напорных пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтноизоляционные работы, а также продолжительную эксплуатацию скважин с оптимальным дебитом.
       По геологическим условиям размещения нефтяных залежей, типу коллектора и свойствам пород продуктивного горизонта выделяют следующие четыре основных вида объектов эксплуатации.
       1.       Коллектор однородный, прочный, гранулярного или трещинного типа. Близко расположенных водонапорных и газоносных горизонтов нет. Подошвенные воды отсутствуют.
       2.       Коллектор однородный, прочный, гранулярного или трещинного типа. В кровле пласта - газовая шапка или близко расположенные напорные объекты.
       3.       Коллектор однородный и неоднородный по литологическому составу пород, по фильтрационной характеристике относится к коллекторам пористого или трещинного типа, характеризуется чередованием устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газовмещающих пропластков с разными пластовыми давлениями.
       4.       Коллектор слабосцементированный, гранулярный, большой пористости и проницаемости, с нормальным или низким пластовым давлением. При его эксплуатации имеет место разрушение пласта и вынос песка из скважины.
       С момента начала бурения продуктивного пласта начинаются заключительные операции по строительству скважин, которые называются заканчиванием скважины. Это наиболее ответственный этап её строительства, так как качество заканчивания полностью определяет качество конечного продукта дорогой скважины, хотя затраты на окончание глубокой скважины в проекте на строительство занимают незначительную часть общей стоимости. Одна из слагаемых качественного заканчивания скважин - правильный выбор конструкции забоя скважины, которая определяется исходя из характеристик основных видов объектов эксплуатации. Для первого типа коллектора характерны конструкции открытого типа, для второго - конструкции смешанного типа, для третьего - конструкции закрытого забоя, для четвёртого -конструкции забоев для предупреждения выноса песка.


11

       На рисунке 1.1 изображены основные типы конструкций забоев скважин.


Рис. 1.1. Основные типы забоев скважин:
1 - обсадная колонна; 2 - цементное кольцо; 3 - зона перфорации;
4 - продуктивный пласт; 5 - заколонный пакер; 6 - фильтр в колонне;
7 - подвеска фильтра; 8 - водоносный пласт; 9 - фильтр-хвостовик;
10 - гравийный фильтр; 11 - зона проникновения;
12 - фильтр из тампонажного материала

        Конструкции открытого забоя (рис. 1.1, б, в, г) предназначены для заканчивания скважин в условиях, когда применение тампонажного материала недопустимо из-за ухудшения коллекторских свойств пласта. Продуктивный объект остается открытым или перекрывается незацементиро-ванным фильтром.
        Конструкция закрытого забоя (рис. 1.1, а) необходима для изоляции продуктивных горизонтов друг от друга с целью обеспечения их разработки по системе снизу вверх или для совместно-раздельной эксплуатации. Продуктивный объект перекрывается сплошной или потайной колонной с обязательным его цементированием.
        Конструкции забоя смешанного типа (рис. 1.1, д, е) сочетают элементы конструкций открытого и закрытого забоев. Такие конструкции рациональны в однородной залежи для изоляции близко расположенных от кровли объектов напорных горизонтов. С этой целью в верхнюю часть продуктивного объекта спускают и цементируют эксплуатационную колонну. Нижняя часть пласта остается открытой или перекрывается незаце-ментированным фильтром.
        Конструкция забоев для предупреждения выноса песка предусматривает создание в призабойной зоне искусственных барьеров, которые снижают поступление песка в скважину. С этой целью используют механические фильтры (рис. 1.1, ж) или фильтры из проницаемых материалов (рис. 1.1, з).
        Однородным коллектором считают пласт, являющийся литологически однотипным по всей толщине, имеющий приблизительно одинаковые

12

  фильтрационные свойства и пластовые давления в пропластках, насыщенных только нефтью или газом, или водой. Границы изменения проницаемости пород в пропластках не должны выходить за пределы одного из шести классов:
        1) к > 1 мкм²;
        2) к = 0,5 v 1 мкм²;
        3) к = 0,1 v 0,5 мкм²;
        4) к = 0,05 v 0,1 мкм²;
        5) к = 0,01 v 0,05 мкм²;
        6) к = 0,001 v 0,01 мкм².
        Пласт считается неоднородным, если он расчленён пропластками разных типов пород с проницаемостью, значения которой выходят за рамки, указанные выше, имеет подошвенную воду, газовую шапку или чередование нефтегазоводонасыщенных пропластков с разным пластовым давлением.
        К плотным коллекторам относят породы, которые при проектных депрессиях в процессе освоения и эксплуатации скважины сохраняют устойчивость и не разрушаются под воздействием фильтрационных и гео-статических нагрузок.
        К слабосцементированным коллекторам относят неустойчивые породы, продукты разрушения которых при эксплуатации скважин выносятся на поверхность вместе с флюидом.
        Высокими, нормальными и низкими пластовыми давлениями считаются давления, имеющие градиенты соответственно
                   grad рпл > 0,1 МПа / 10 м;
                   grad рпл = 0,1 МПа / 10 м;
                   grad рпл < 0,1 МПа / 10 м.                   (1.1)
        Аномально низким пластовым давлением считают давление, при котором
                        grad рпл < 0,08 МПа / 10 м;             (1.2)
  аномально высоким - давление, при котором
                        grad рт > 0,11 МПа / 10 м.              (1.3)
        Высокопроницаемым коллектором считают пласт, пористая (кп) или трещинная (кт) проницаемость которого имеет значение соответственно больше 0,1 мкм² и 0,01 мкм². При значениях кп и кт меньше указанных величин коллектор считается малопроницаемым.
        Близко расположенными по отношению к продуктивному объекту считаются пласты, находящиеся на расстоянии менее 5 мм.
        По фракционному составу различают песчаники мелкозернистые с размером частиц песка в пределах 0,10-0,25 мм, среднезернистые (0,25-0,50 мм) и крупнозернистые (0,5-1,0 мм).

13

       Основными факторами, определяющими выбор конструкции забоя, являются способ эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залегания.
       В зависимости от способа эксплуатации продуктивные объекты делят на эксплуатирующиеся раздельно, совместно и совместно-раздельно.
       При раздельной эксплуатации объектов возможно применение всех опробованных в наше время конструкций забоя.
       При совместной или совместно-раздельной эксплуатации необходимо изолировать продуктивные горизонты друг от друга, поэтому они должны быть перекрыты сплошной или потайной колонной с обязательным их цементированием.
       Условия применения конструкций с открытым забоем: коллектор однородный гранулярного или трещинного типа в состоянии, не допускающем применения тампонажного материала; в разрезе коллектора отсутствуют близко расположенные водоносные или газоносные пласты, в его подошве нет воды; коллектор состоит, как правило, из прочных пород; используется раздельный способ эксплуатации объекта.
       Конструкция с закрытым забоем используется в следующих случаях: в неоднородном коллекторе пористого или трещинного типа, в котором чередуются устойчивые или неустойчивые породы, водо- и газовмещающие пропластки с разными пластовыми типами; при необходимости крепления неоднородных коллекторов с целью изоляции близко расположенных газоводонефтевмещающих пластов; в коллекторе, характеризующемся высокими значениями пористой (kₙ) или трещинной (kₘ) проницаемости пород; когда необходимо обеспечить совместную, раздельную или совместно-раздельную эксплуатацию объектов.
       Конструкции забоев смешанного вида используются в следующих случаях: в однородном коллекторе пористого или трещинного типа при наличии близко расположенных напорных горизонтов или газовой шапки у кровли пласта, а также при низких значениях пористой или трещинной проницаемости пород; в коллекторе, составленном прочными породами, сохраняющими устойчивость при образовании депрессии на пласт при эксплуатации скважины; при раздельном способе эксплуатации продуктивного объекта.
       Применяются конструкции забоев для предупреждения выноса песка: в слабосцементированном коллекторе, составленном мелко-, средне- и крупнозернистыми песчаниками, для которых характерно разрушение призабойной зоны пласта, с выносом песка при эксплуатации скважины; при раздельном способе эксплуатации продуктивного объекта.
       Принципы выбора конструкции скважины приведены ниже.
       I. Конструкции открытого забоя
       1.      Устанавливают соответствие условий залегания проектного продуктивного объекта и его физико-механических свойств требованиям, описанным выше.

14

       2.      Исходя из ожидаемых условий эксплуатации, оценивают устойчивость пород в призабойной зоне по выражению
о ж > 2 .[к-(10⁻¹⁰ .р. g ■ H - рт - рв)],  (1.4)
  где осж - граница прочности пород продуктивного пласта при одноосевом сжатии, МПа; Н - глубина залегания продуктивного пласта, м; К - коэффициент бокового распора:
К = -У-;                       (1.5)
¹ ⁻ц
  где  рпп - пластовое давление, МПа; рв - давление столба жидкости на
       забое скважины, МПа; g - ускорение свободного падения, м/с²; р - средняя плотность вышезалегающих горных пород, кг/м³,
n
S Рг hi
Р=^—;                          (1.6)
H
  где р i - плотность горных пород i-го пласта, кг/м³; hₜ - толщина i-го пласта, м; n - число пластов; ц - коэффициент Пуассона, средние значения которого для основных типов пород указаны ниже.

              Глины     Глины  Глинистые Известняки Песчаники Песчаные
  Породы    пластичные плотные  сланцы                         сланцы 
Коэффициент    0,41     0,30     0,25       0,31      0,30      0,25  
Пуассона Ц                                                            

        Пример. Эксплуатация скважины глубиной 1500 м будет осуществлена из песчаника, граница прочности которого на сжатие осж = 30 МПа, пластовое давление в котором равно 15,5 МПа, предполагается вести эксплуатацию при депрессии 2 МПа, а средняя плотность горных пород по разрезу скважины равна 2250 кг/м³.

        При таких условиях
        ра = 15,5 - 2,0 = 13,5 МПа;

К =

0,3
1 - 0,3

= 0,43;

     о сж = 30 МПа >
     > 2 ■ [0,43 ■ (10⁻⁶ ■ 2250 ■ 9,8.1500 -15,5)+ (15,5 -13,5)] = ₁₈ МПа.
     3. Принимаются во внимание следующие исходные данные:
     -       при устойчивом или неустойчивом коллекторе, если grad рт > 1 МПа/10 м, а у самого коллектора kₙ >0,1 мкм² или kₘ > 0,01 мкм², применяют конструкцию открытого забоя (рис. 1.1, в);

15