книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах
..pdf
|
|
|
Плот |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
По |
Прони |
ность, г/см3 |
Vp, |
Vsl, |
Vs2, |
Коэф |
Мо |
Мо |
Сжи |
|
|
рис |
цае |
|
|
фици |
дуль |
дуль |
мае |
|||
N 9 С К В . |
тость, |
мость, |
су |
насы |
м/с |
м/с |
м/с |
ент Пу |
Юнга, |
сдви |
мость, |
|
|
|
|||||||||
|
Па |
га, Па |
ГПа-1 |
||||||||
|
% |
мД |
хие |
щен |
|
|
|
ассона |
|||
|
|
|
|
ные |
|
|
|
|
|
|
|
4204 |
20,7 |
34,30 |
2,13 |
2,34 |
3729 |
2021 |
2044 |
0,289 |
24,91 |
9,67 |
0,0509 |
4204 |
19,1 |
38,00 |
2,20 |
2,39 |
4081 |
2230 |
2277 |
0,281 |
31,13 |
12,16 |
0,0423 |
4204 |
18,8 |
11,00 |
2,19 |
2,38 |
3913 |
2104 |
2115 |
0,295 |
27,44 |
10,59 |
0,0448 |
4204 |
19,6 |
46,50 |
2,18 |
2,38 |
3944 |
2071 |
2187; |
0,294 |
27,91 |
10,78 |
0,0442 |
4204 |
19,8 |
58,50 |
2,17 |
2,37 |
3973 |
2204 |
2235 |
0,273 |
29,74 |
11,68 |
0,0458 |
4204 |
17,7 |
20,00 |
, 2,25 |
2,43 |
4193 |
2228 |
2339 |
0,289 |
32,66 |
12,67 |
0,0387 |
|
|
|
|
|
Пласт ЮС2 |
|
|
|
|
||
3312 |
13,6 |
0,71 |
2,30 |
2,44 |
4074 |
2311 |
2360 |
0,255 |
33,38 |
13,29 |
0,0440 |
3312 |
14,4 |
0,40 |
2,27 |
2,42 |
3964 |
2236 |
2249 |
0,265 |
30,72 |
12,15 |
0,0460 |
3312 |
13,2 |
0,72 |
2,30 |
2,43 |
4125 |
2343 |
2338 |
0,263 |
33,66 |
13,33 |
0,0423 |
148 |
16,8 |
19,00 |
2,20 |
2,37 |
3919 |
2203 |
2215 |
0,267 |
29,31 |
11,56 |
0,0477 |
148 |
16,8 |
22,00 |
2,20 |
2,37 |
3891 |
2189 |
2198 |
0,267 |
28,90 |
11,40 |
0,0484 |
4202 |
17,7 |
30,10 |
2,17 |
2,35 |
3844 |
2087 |
2106 |
0,288 |
26,61 |
10,33 |
0,0477 |
4202 |
17,5 |
28,04 |
2,18 |
2,36 |
3819 |
3094 |
2089 |
0,286 |
26,52 |
10,31 |
0,0485 |
4202 |
17,6 |
24,15 |
2,17 |
2,35 |
3881 |
2128 |
2111 |
0,287 |
27,17 |
10,55 |
0,0469 |
4202 |
17,2 |
17,90 |
2,18 |
2,35 |
3815 |
2089 |
2122 |
0,281 |
26,74 |
10,44 |
0,0491 |
По вышеприведенным формулам (3.1, 3.2, 3.3, 3.4) проведена оценка прочности коллектора, результаты приведены в табл. 3.1, 3.2.
Как следует из результатов экспериментальных работ на образцах керна, условие устойчивости пород на одноосевое сжатие выполняется:
3.2.1) для пласта ЮС, при депрессиях от 1,0 до 10,0 МПа — по 53 % об разцов;
3.2.2) для пласта ЮС2 при депрессиях от 1,0 до 10,0 МПа колеблется в пределах 10—37 %;
3.2.3) для пласта БС10 при депрессиях от 1,0 до 10,0 МПа — по 67 % об разцов.
Исследования прочностных свойств пород продуктивных пластов-кол лекторов позволили рекомендовать открытую конструкцию забоя для пла
стов БСю и ЮС,, с перекрытием их продуктивной части фильтрами-«хво- стовиками».
Анализ существующего состояния методов крепления боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и в других регионах РФ позво лил рекомендовать следующие варианты крепления боковых стволов:
1. В боковые стволы, пробуренные на пласт, имеющие вблизи кровли и подошвы газоводонапорные горизонты, рекомендуется спускать «хвосто вик» для сплошного перекрытия ствола и цементировать «хвостовик» через башмак. Цементирование проводить цементами, имеющими расширяющие добавки. При этом появляется возможность перфорировать участки «хво стовика», которые находятся вдали от газовой шапки и подошвенной воды.
Т а б л и ц а 4.5. Рекомендуемые конструкции боковых стволов
Диаметр обсад |
Диаметр долота для буре |
Диаметр хво |
Тип труб и их соединение |
ной колонны, |
ния второго ствола, мм |
стовика, мм |
|
мм |
|
||
|
|
|
|
168,3 |
139,7 |
114,3 |
безмуфтовые обсадные трубы |
146,1 |
120,6 |
88,9 |
НКТ — безмуфтовые |
|
125,0 |
101,6 |
гладкие безмуфтовые |
139,7 |
118 |
88,9 |
НКТ — безмуфтовые |
ружного диаметра спускаемой потайной колонны и обсадной колонны, в которой следует проводить работы. При этом необходимо соблюдение сле дующего условия: DH- d k>252(табл. 4.4).
Втабл. 4.5 приведены рекомендуемые для эксплуатационных колонн месторождений Западной Сибири сочетания диаметров долот для бурения БС и диаметров колонн — хвостовиков.
Взависимости от назначения скважины производится выбор компонов ки низа обсадной колонны.
При отсутствии вероятности обводнения продукции могут быть исполь зованы конструкции с открытым забоем продуктивной части пласта.
Фильтр скважинный управляемый типа ФСУ предназначается для пре дотвращения разрушения призабойной зоны пласта и выноса песка или других твердых частиц на поверхность при эксплуатации скважин газовых и нефтяных месторождений, газовых хранилищ, водозаборных скважин.
Конструкция фильтра (рис. 4.2) включает в себя корпус 1 с циркуляци онными отверстиями 2, на котором установлен фильтрующий элемент, включающий продольные стрингеры 3, на наружной поверхности которых размещена проволочная профильная навивка 4, жестко установленный на корпусе и закрепляющий торцевую поверхность фильтрующего элемента, бандаж 5, переводник 6 и кожух 7, образованную корпусом кожуха и пере водником кольцевую камеру 8, размещенную в кольцевой камере втулку 9 с упорными элементами 10, верхняя часть которых установлена в радиаль ных отверстиях втулки 9, а нижняя — в циркуляционных отверстиях 2, пе рекрываемых втулкой. Втулка 9 жестко закреплена относительно кожуха 7 срезным элементом 12. Между нитками проволочной навивки 4 имеются щелевые зазоры 13, сообщающиеся продольными каналами 14, образован ными стрингерами 3 и корпусом 1. Необходимая герметичность устройства обеспечивается уплотнительными кольцами.
Рис. 4.2. Фильтр скважинный управляемый типа ФСУ.
При спуске обсадной колонны с фильтром в заданный интервал скважи ны в колонну спускают НКТ со специальным инструментом. При взаимо действии НКТ с упорными элементами 10 происходит последовательный срез винта 12, перемещение втулки 9 в кольцевой камере 8 и открытие цир куляционных отверстий 2 корпуса 1. При этом через щелевые циркуляци онные отверстия 2 происходит сообщение заколонного пространства с внутриколонным. Суммарная площадь щелевых циркуляционных отвер стий корпуса больше площади поперечного сечения обсадной колонны. В случае необходимости конструкцией фильтра предусмотрено его отключе ние (например, значительное обводнение продукции) путем возврата втул ки в исходное положение специальным инструментом, спускаемым на НКТ.