Обратное цементирование. Гравийная набивка пласта. Гидропескоструйные перфораторы. Глубинный двигатель перфоратора

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮСАХАЛИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Факультет природных ресурсов и нефтегазового дела направление «Нефтегазовое дело»

РЕФЕРАТ

Тема: Обратное цементирование.

Гравийная набивка пласта.

Гидропескоструйные перфораторы. Глубинный двигатель                       перфоратора.

Содержание.

Обратное цементирование                                                                                      2

Технология проведения обратного цементирования                                           3

Гравийная набивка пласта                                                                                      4

Гидропескоструйные перфораторы                                                                       6

Глубинный двигатель перфоратора                                                                     10

Обратное цементирование.

В понятие «крепление скважины» входят такие работы, как спуск обсадных колонн и их цементирование. Процесс закачки цементного раствора в затрубное пространство называется процессом цементирования. Этот процесс - заключительная операция цикла бурения и важнейший этап сооружения скважины. От качества цементирования зависят надёжность разобщения пластов, продолжительность эксплуатации скважины и разработка всего месторождения в целом.

Крепление и цементирование проводят для того чтобы:

1)     создать надежный и долговечный канал для транспортирования жидкости (газа) от эксплуатационных горизонтов;

2)     укрепить неустойчивые породы, изолировать вскрытые пласты один от другого и предотвратить водогазопроявления и перетоки жидкости или газа из одного горизонта в другой;

3)     предохранить колонну обсадных труб от смятия и коррозии;

4)     закрепить (при необходимости) колонну обсадных труб на любом расстоянии от забоя.

              Вскрываемые при разбуривании месторождения горизонты отличаются условиями залегания, литологическим составом, проницаемостью, степенью насыщенности и другими особенностями. Многообразие этих факторов привело к созданию различных методов цементирования.

              Все работы по цементированию преследуют одну и ту же цель: изолировать продуктивный горизонт от окружающей среды и обеспечить максимальный приток нефти и газа к забою скважины. Рассмотрим один из способов – обратное цементирование.

Существует несколько способов цементирования, один из них – обратное цементирование. Под обратным цементированием понимается процесс, при котором цементный раствор закачивается в затрубное пространство, а находящийся в скважине буровой раствор выходит через колонну цементируемых обсадных труб. Главная особенность обратного цементирования – возможность закачки тампонажных растворов, плотность которых меньше плотности жидкости в скважине

Этот способ обычно применяется, когда в разрезе скважины имеются непрочные пласты, подверженные гидроразрыву при небольших давлениях, или как ремонтно-восстановительный при обнаружениях течи в эксплуатационных обсадных колоннах. Способ имеет ряд преимуществ:

      значительно снижается гидравлическое давление на пласты, что предотвращает гидроразрыв и поглащение;

      сокращается время операции в связи с отсутствием (сокращением) этапа продавливания цементного раствора;

      при подаче тампонажного раствора непосредственно в затрубное пространство отпадает необходимость обрабатывать реагентами весь объём раствора;

      возможна подача тампонажного раствора в турбулентном режиме, что очень важно для полного вытеснения бурового раствора тампонажным.

Способ обратного цементирования не получил широкого практического применения из-за присущих ему недостатков: отсутствует надёжный контроль над движением тампонажного раствора в затрубном пространстве; трудно определить конец операции; продуктивные горизонты перекрвывются загрязнённым тампонажным раствором; в колонне образуются завышенные цементные стаканы.

Технология проведения обратного цементирования.

В скважину обсадную колонну спускают без обратного клапана. Перед цементированием верхний конец колонны оборудуют головкой с краном высокого давления и трубопроводом для отвода промывочной жидкости в очистную систему, кольцевое пространство герметизируют превентором, а к боковому отводу противовыбросового оборудования присоединяют цементировочные насосы.

После промывки скважины способом обратной циркуляции в кольцевое пространство закачивают первую порцию специальной буферной жидкости (обычно так называемый вязкоупругий состав ВУС), за ней порцию промывочной жидкости в объёме, равном внутреннему объёму обсадной колонны; затем - вторую порцию ВУС и далее расчётный объём тампонажного раствора. Поверх тампонажного раствора закачивают третью порцию ВУС, и наконец, продавочную жидкость, если скважина должна быть зацементирована не до устья.

Первая порция ВУС служит репером для контроля над продвижением тампонажного раствора: в момент, когда эта порция появится на устье, тампонажный раствор подходит к башмаку колонны. Так как объём промывочной жидкости между двумя порциями ВУС и второй порции ВУС известны, легко по объёму жидкости, закачиваемой насосами в кольцевое пространство после выхода на устье первой порции ВУС, определить момент, когда в колонну войдёт порция тампонажного раствора объёмом, равным внутреннему объёму участка колонны длинной приблизительно 100-150метров. В этот момент закачку жидкости прекращают, кран на головке закрывают и колонну оставляют под давлением до затвердения тампонажного раствора. Две другие порции буферной жидкости служат для отделения тампонажного раствора от промывочной и продавочной жидкостей. Разделительные пробки при обратном цементировании не применяются.

Количество закачиваемого цементного раствора контролируют или по расчёту, или прибором гамма-каротажа (ГК). Прибор спускают в башмак колонны и с первой порцией цементного раствора вводят ампулу с радиоактивным изотопом, что даёт возможность чётко контролировать границу между буровым и тампонажным растворами. При появлении активированного изотопом цементного раствора в башмаке колонны, что отмечается прибором ГК, процесс цементирования считается оконченным.

При обратном цементировании давление в цементировачных насосах меньше, чем при прямом, поэтому рассматриваемый способ применяют:

      при недостатке цементировачной техники;

      если есть реальная угроза поглощения за счёт гидростатического давления столба тампонажного раствора и гидродинамического давления.

Гравийная набивка пласта.

Проблема крепления скважин на месторождениях с рыхлыми, слабоцементированными коллекторами остаётся нерешённой и особенно актуальна на Сахалине и в других областях.

Многообразие условий и типов коллекторов обусловливает необходимость создания различных конструкций забоев скважин, разработку новых технологических приёмов и технических средств. Предназначенных для изоляции продуктивного пласта от выше- и нижележащих объектов, крепление призабойной зоны. При этом наряду с выполнением требований изоляции пластов по стволу скважины особое внимание уделяется разобщению и закреплению самого слабоцементированного коллектора.

Наиболее надёжное, прогрессивное и эффективное средство борьбы с пескопроявлением в современной нефтегазодобыче – намыв гравийных фильтров внутри обсадной колонны или в открытом забое скважины или установка гравийно-щелевых фильтров.

Тщательное соблюдение всех требований технологии намыва гравийного фильтра является необходимым условием успешности данного метода.

Намыв гравийного фильтра внутри обсадной колонны обычно проводится в два этапа: вначале высокопроницаемый гравий задавливается в перфорационные каналы в стенках обсадных труб и цементном камне, а затем гравий намывается в кольцевой зазор между обсадной колонной и перфорированным хвостовиком или фильтром щелевого типа. Намыв гравия продолжается до создания резервного объёма гравия над фильтром, т.е. гравийного затвора, после чего гравий уплотняется путём создания в нём перепада давления. Гравийный затвор компенсирует уменьшение объёма гравия в процессе эксплуатации, а также направляет поток жидкости или газа, выходящий из пласта, через фильтр продуктивного интервала.

На первом этапе гравий закачивается через лифтовые трубы прямо на забой скважины и задавливается прямо в перфорационные каналы путём создания повышенного давления в лифтовых трубах и затрубном пространстве, а также трамбовкой гравия посредством расхаживания лифтовых труб. Затем оставшийся в стволе скважины излишек гравия вымывается и на забой спускается фильтр щелевого или проволочного типа. При закачке гравия через лифтовые трубы с открытым концом под действием высокого давления находится вся обсадная колонна и в случае её ненадёжности необходимо устанавливать пакер над интервалом перфорации.

Оборудование, применяемое для намыва гравия, включает в себя: башмак, фильтр для продуктивного интервала, надфильтровую трубу, сигнальный фильтр, центраторы, пакер для подвески фильтра, перепускное устройство (кроссовер) и промывочную трубу. Надфильтровая неперфорированная труба разделяет фильтр продуктивного пласта и сигнальный фильтр и предназначена для создания гравийного затвора. Сигнальный фильтр служит для ограничения высоты намыва гравия в кольцевом зазоре между обсадной колонной и фильтром продуктивного интервала. При заполнении зоны фильтра гравием давление закачки на поверхности увеличивается, и жидкость проходит обратно через сигнальный фильтр. Это служит сигналом к завершению операции намыва гравия. Центраторы на корпусе фильтра устанавливаются для обеспечения одинаковой толщины гравийного слоя вокруг фильтра. Пакер монтируется в верхней части оборудования для гравийного фильтра с целью обеспечения перекрёстного намыва гравия посредством кроссовера и предохранения гравийного затвора от размыва потоком жидкости в кольцевом зазоре между колонной и фильтром. В сочетании с комплексом посадочных ниппелей лифтовой колонны пакер может выполнять роль эксплуатационного пакера лифтовой колонны. Кроссовер служит для перекрёстного намыва гравия и позволяет жидкость с гравием, поступающую сверху по рабочим трубам, перепускать в затрубное пространство под пакером, а выходящую вверх из промывочной трубы чистую жидкость направлять в затрубное пространство под пакером. Промывочную трубу устанавливают внутри фильтра, она обеспечивает движение обрабатывающих жидкостей по всему интервалу перфорации.

Перед окончательной операцией намыва гравия из перфорационных каналов, удаляют обломки перфорации и остатки глинистого раствора, а сами каналы заполняют гравием.

Для отчистки перфорационных каналов обычно используется прямая промывка или импульсная обратная промывка. На этом этапе особое внимание должно уделяться предотвращению загрязнения призабойной зоны

и правильному выбору используемых жидкостей. Для прямой промывки применяют жидкости, образующие фильтрационную корку, которая препятствует попаданию в пласт твёрдых частиц и сохраняет в призабойной зоне образовавшиеся полости от разрушения.

При импульсной промывке создаётся мгновенная депрессия на пласт. Твёрдые частицы вымываются из каналов и каверн в скважину и жидкость, находящаяся в стволе скважины, не контактирует с породами продуктивного пласта. В этом случае опасность загрязнения призабойной зоны снижается, но резко возрастает опасность нефте- и газопроявлений.

Гидропескоструйные перфораторы.

Перфорация – процесс образования каналов в обсадной колонне, цементном камне и породе для создания гидродинамической связи скважины с пластом. Различают стреляющую и гидропескоструйную (абразивную) перфорации.

Выбор перфоратора, метода и технологии перфорации зависит от назначения скважины, цели перфорации, прочности, толщины и типа пласта, состояния обсадной колонны, размеров ствола скважины, давления, температуры и др.

Для проведения перфорации необходимо соблюдение трёх основных принципов:

      обеспечить высокое гидродинамическое совершенство скважины;

      сохранить прочность колонны и цементного кольца;

      достичь минимальных затрат средств и времени.

Они выполняются подбором плотности перфорации, качества перфорационной жидкости, заполняющей скважину и технологии процесса. Плотность перфорации должна приниматься из гидродинамических соображений не менее 10-20 отв/м. Нарушение прочности колонны и цементного кольца наступает при плотности 30-50 отв/м. С увеличением плотности перфорации коэффициент совершенства скважины возрастает, достигает максимума и дальше снижается, вследствие загрязнения каналов и призабойной зоны пласта а процессе взрыва при некачественной перфорационной жидкости. Лучшие перфорационные жидкости – нефть, растворы на её основе, водонефтяные эмульсии и т.д.

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) основана на использовании кинетической энергии и абразивности высокоскоростных песочно-жидкостных струй, вытекающих из насадок (сопел) перфоратора. При ГПП создаются каналы значительно больших размеров (длина до 0,4 м. усредненный диаметр составляет примерно половину длины), не, растрескивается цементный камень, не уплотняется порода в зоне перфорации. Однако вследствие большой трудоемкости и стоимости ГПП применяют там, где стреляющая перфорация оказывается не эффективной (в разведочных скважинах) и для повышения продуктивности скважин.

Для осуществления пескоструйных обработок применяют гидроперфоратор с насадками (подземное оборудование), насосные агрегаты высокого давления типа УНБ-630 и АН-700, пескосмеситель 4АП и специальную устьевую арматуру 2АУ-700 (наземное оборудование).

Гидропескоструйный перфоратор АП-6М конструкции ВНИИ представляет собой устройство, позволяющее направлять струи жидкости с песком в стенку скважины через специальные насадки, изготовленные из абразивоустойчивого материала. Перфоратор АП-6М разработан в двух вариантах: АП-6М100 — с наружным диаметром 100 мм и АП-6М80 — с наружным диаметром 80 мм (табл. 4.5).

Таблица  4.5. Техническая характеристика перфораторов

Пескоструйный перфоратор АП-6М100 (рис. 4.17) состоит из корпуса 3; узла насадок 5, в комплект которого входят насадка, держатель насадки и стопорное кольцо; хвостовика 1; центратора 2; заглушек б; клапана перфоратора 4 и клапана опрессовкй труб 7. Перфоратор имеет резьбу для соединения с насосно-компрессорными трубами диаметром 63 мм.

На корпусе перфоратора имеется 10 резьбовых отверстий, расположенных в трех горизонтальных плоскостях. В эти резьбовые отверстия заподлицо с корпусом перфоратора монтируются узлы насадок.

Торец шестигранника держателя насадки предохраняет корпус перфоратора от разрушения отраженной струей жидкости с песком. По мере износа шестигранника держатели заменяются. В держателях имеется конусное гнездо, в которое запрессовывается насадка, которая фиксируется в держателе стопорным кольцом.

Насадки перфоратора изготовляются из абразивостойких сплавов ВК6 и ВК6М. Они имеют конусовидный вход и конусную проточную часть (конусность 0°20') с диаметрами на выходе 3; 4,5 и 6 мм.

Насадки диаметром 3 мм применяют для вырезки прихваченных труб в обсаженных скважинах, а также в случаях, когда глубина резания должна быть максимальной.

Насадка диаметром 4,5 мм применяют при перфорации скважин, а также при других видах обработки, когда процесс ограничивается темпом прокачивания жидкости. Насадки диаметром 6 мм применяют при обработках, ограниченных давлением, а также во всех случаях, когда глубина вскрытия должна быть максимальной (разведочные скважины, инициирование трещин ГРП и т. п.). Для разбуривания цементных мостов и предметов на забое скважины изготовляют торцовые перфораторы.

Для промывки скважин перфоратор снабжен хвостовиком с пером. В комплект перфоратора входят сменные центраторы для 140 и 168 мм обсадных труб, которые монтируются на цилиндрической части хвостовика. Верхний торец хвостовика служит седлом клапана перфоратора 4.

Конструкция перфоратора АП-6М80 незначительно отличается от конструкции перфоратора АП-6М100. В нем число насадок сокращено до 6; уменьшены внутренний диаметр (до 30 мм) и присоединительные резьбы (до 50 мм), причем узел насадки выполнен так же, как и в перфораторе АП-6М100.

Для осуществления гидропескоструйной перфорации устье скважины оборудуют универсальной арматурой 2АУ-700, для прокачки песчано-жидкостной смеси используют, как правило, агрегаты 4АН-700, а песчано-жидкостную смесь приготовляют с помощью пескосмесительных агрегатов 4ПА-50. В обвязку поверхностного оборудования монтируют фильтры, предупреждающие закупорку насадок перфоратора и очищающие отработанную» песчано-жидкостную смесь от шлама.

В зависимости от вида работ гидропескоструйные обработки осуществляют по трем технологическим схемам обвязки скважины и оборудования:

      с повторным использованием песка и жидкости (закольцованная схема – наиболее распространенная),

      со сбросом отработанного песка и повторным использованием жидкости,

      со сбросом жидкости и песка.

Основные материалы при гидропескоструйных обработках – рабочая жидкость и песок. Рабочие жидкости при гидропескоструйных обработках подбирают с учетом физико-химических свойств пластов и насыщающих породу жидкостей, а также видов работ, проводимых в скважинах. При выборе рабочей жидкости необходимо учитывать следующие основные положения:

      жидкость не должна ухудшать коллекторские свойства пласта;

      вскрытие и обработка пластов не должны сопровождаться выбросами нефти или газа, приводящими к открытому фонтанированию;

      жидкость не должна быть дефицитной и дорогой.

В промысловой практике нашли широкое применение такие рабочие жидкости, как техническая вода, обработанная ПАВ, дегазированная нефть, растворы хлористого кальция, КМЦ. В случае, если плотность перечисленных рабочих жидкостей не обеспечивает глушение скважины применяют водный раствор хлористого кальция плотностью 1200 кг/м3 или меловой, раствор, плотность которого можно повысить до 1400 кг/м3.

При гидропескоструйном методе применяют песок с размером зерен 0,2—2 мм и с преимущественным (более 50%) содержанием кварца.

Работы по пескоструйной обработке приводят по ранее составленному плану, в котором указывают цель работ, краткие данные о скважине, объем подготовительных работ, необходимые материалы, технику и технологию процесса. При гидропескоструйных обработках шаблонирование колонны совмещают со спуском перфоратора в скважину.

Перфоратор в сборе, с насадками, заглушками и центратором (без шаровых клапанов) спускают в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах, тщательно замеряя их длину. Глубину установки перфоратора проверяют методом радиоактивного каротажа, лебедкой Азинмаш или допуском труб до забоя; скважины.

После спуска инструмента скважину обвязывают для прямой и обратной промывки и затем промывают до забоя. В процессе прямой промывки уточняют гидравлические потери при заданном; суммарном темпе закачки жидкости. Затем в насосно-компрессорные трубы спускают опрессовочный шаровой клапан (шар диаметром 50 мм), который перекрывает седло, установленное в трубах над перфоратором, и опрессовывают подземное оборудование на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза. После опрессовки обратной промывкой вымывают опрессовочный шаровой клапан, а в колонну спускают клапан перфоратора, который перекрывает его проходное отверстие. Установкой клапана перфоратора заканчивается подготовка подземного оборудования, и приступают к монтажу наземного оборудования: монтируют устьевое оборудование и обвязывают насосные агрегаты с пескосмесителем и скважиной. Наземное оборудование и манифольды опрессовывают полуторакратным давлением от ожидаемого рабочего.

Перед процессом проводят пробную закачку жидкости без песка и устанавливают запроектированный режим обработки.

Режим обработки считается установленным, когда устьевое давление закачки достигнет запланированного.

После этого в смеситель подают песок в расчете 50—100 г/л и закачивают песчано-жидкостную смесь. Гидропескоструйную обработку пластов осуществляют снизу вверх. В нижнем (первом) интервале песчано-жидкостную смесь прокачивают дольше запроектированной продолжительности вскрытия на время, необходимое для заполнения смесью объема колонны труб.

Если при очередной установке перфоратора в новый интервал приходится удалить одну или несколько труб, то сначала скважину промывают до чистой жидкости, а затем извлекают запланированную часть труб. В случае вынужденных продолжительных остановок процесса немедленно проводят обратную промывку скважины.

По окончании обработки всех интервалов обратной промывкой вымывают шаровой клапан, а затем скважину промывают до забоя до полной замены смеси на чистую воду.

После гидропескоструйных обработок, как правило, поднимают перфоратор и скважину оборудуют для освоения и эксплуатации.

Глубинный двигатель перфоратора

Для создания вертикальных щелей при гидропескоструйном воздействии используют трактор-подъемник и специальные устьевые устройства для перемещения вверх и вниз колонны труб с перфоратором или перемещают перфоратор специальными глубинными двигателями, например ГДП. Кроме того, для этих целей используются упругие деформации колонны труб, несущих перфоратор, при изменении давления нагнетания.

Гидравлический двигатель перфоратора ГДП обеспечивает многократное вертикальное перемещение перфоратора вверх и вниз потоком рабочей жидкости (рис. VIII.11).

Устройство содержит корпус, соосно с которым закреплена направляющая 2, поршень 3, с которым жестко связаны полый вал 4 с продольными пазами 5 и хвостовик 6 с пазом 7, золотниковое устройство, включающее пружину 8, шток клапана 9, клапанное седло 10, муфту и захватывающее приспособление 12. На полом валу 4 против продольных пазов 5 установлен фильтр 13 с кожухом фильтра 14 и штуцером 15. На муфте закреплен кожух 16 с винтом 17, входящим в паз 7. Хвостовиком 6 устройство соединяется с гидропескоструйным перфоратором.

Рабочая жидкость по колонне НКТ поступает в устройство, проходя внутри корпуса через направляющую 1 поршня, полый вал 4 и хвостовик 6 к перфоратору, одновременно поступает через продольные пазы 5 полого вала 4, фильтр 13 и штуцер 15 в подпоршневое пространство. Подпоршневое пространство при открытом золотниковом устройстве сообщается через зазоры между хвостовиком 6 и кожухом 16, штоком клапана 9 и муфтой 11 с затрубным пространством, благодаря чему рабочая жидкость из подпоршневого пространства поступает в затрубное, а давление под поршнем 3 становится равным затрубному. При равенстве давлений усилие рабочей жидкости направлено по ходу ее движения и воспринимается перфоратором. В результате перфоратор, хвостовик, полый вал и поршень перемещаются по направлению действующего усилия. При этом кожух фильтра нажимает на шток клапана золотникового устройства. Шток клапана садится на седло, закрывая выход рабочей жидкости в затрубное пространство. Продолжающая поступать под поршень рабочая жидкость выравнивает давление под поршнем 3 и в перфораторе. Поскольку минимальное свободное сечение полого вала меньше площади поршня, а давление жидкости на них одинаковое, то возникает усилие, вызывающее перемещение поршня и связанного с ним перфоратора в направлении, противоположном движению рабочей жидкости. При этом хвостовик 6 сжимает пружину 8, установленную на штоке клапана 9, и открывает золотниковое устройство, благодаря чему подпоршневое пространство сообщается с затрубным пространством, давление под поршнем 3 падает, а захватывающее приспособление удерживает золотниковое устройство в открытом положении. Вследствие падения давления под поршнем цикл перемещения его и перфоратора повторяется.

Список используемой литературы.

1.      С.В.Логвиенко «Цементирование нефтяных и газовых скважин» Москва «Недра» 1986

2.      Коллектив авторов «Буровые комплексы современные технологии и оборудование». Екатеринбург 2002

3.      А.А.Ахметов. «Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении» Уфа 2000

4.      Г.А.Зотов; А.В.Динков; В.А.Черных «Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах» Москва «Недра» 1987

1