Для заполнения образовавшейся полости гравием предварительно каверномером определяется ее размеры. Затем на колонне НКТ опускается узел забойного оборудования, состоящий из клапанной системы, фильтровой и промывочных переводников с левой резьбой, затвора. Прямой или обратной промывкой жидкостно-гравийная смесь подается в намывную полость, где гравий осаждается. Вся колонна труб выше затвора извлекается.
Для предотвращения прихвата колонны труб в результате образования гравийных пробок в кольцевом пространстве при обратной циркуляции используются приспособления перекрестной циркуляции (схема представлена на рисунке 3.8.8).
Рисунок 3.8.8 – Приспособление для перекрестной циркуляции.
Схема наземной обвязки оборудования дана на рисунке 3.8.9.
Способ крепления призабойной зоны, обсаженных пескопроявляющих скважин предложен в Кубаньгазпроме.
Рисунок 3.8.9 – Схема обвязки оборудования при намыве гравийного фильтра.
Технология крепления продуктивного пласта эксплуатационных скважин предусматривает спуск НКТ, приготовление и закачку через НКТ фильтрующего материала в пласт через перфорационные отверстия, при этом закачка ведется порциями. Первоначально в пласт закачивают песчаную смесь с диаметром песчинок (гравия) в пять раз больше среднего диаметра, полученного на основе гранулометрического или ситового анализа образца пород продуктивного пласта, перекрывают перфорационную часть обсадной колонны. Размер фракций каждого последующего слоя увеличивают, причем в последнем слое диаметр закачиваемой фракции должен быть не более 120 средних диаметров частиц продуктивного пласта. Число слоев определяют в соответствии с гранулометрическим анализом. Предлагается формула для расчета толщины слоев, перекрывающих перфорированную зону продуктивного пласта – Нф.
, м (3.3)
где Рпл, Ргидр – соответственно пластовое и гидростатическое давление, МПа; Нп – толщина зоны перфорации.
На рисунке 3.8.10 приведена схема крепления призабойной зоны.
Рисунок 3.8.10 – Схема технологии крепления призабойной зоны:
1 – бункера с гравием; 2 – патрубок с задвижками; 3 – превентер; 4 – крестовина; 5 – бурильный инструмент; 6 – приспособление для замены глинистого раствора на воду; 7 – левый переводник; 8 – затворные трубы; 9 – покрышка пласта коллектора; 10 – фильтровые трубы; 11 – пласт-коллектор; 12 – промывочные трубки; 13 – гравий; 14 – зумпф; 15, 16 – система клапанов; 17 – породы, подстилающие продуктивный горизонт.
На Уренгойском НГКМ используются фильтры ФСК–114, фильтрующий элемент состоит из нескольких секций, каждая длиной 2,5 м.
Из зарубежных фирм на отечественном рынке нефтегазового оборудования рекламируется фильтры фирм Хьюстон, Бейкер, Лайенс и др.
Фирма Хьюстон предлагает фильтр типа “Перма-Бонд”, который изготавливается на поверхности, состоит практически из двух фильтров: внутренний фильтр с трапециидальной проволокой, намотанной и приваренной к продольным стержням (см. рисунок 3.8.11) и наружный, имеющий гравийную набивку (см. рисунок 3.8.12).
Рисунок 3.8.11 – Фильтр фирмы Хьюстон (внутренний).
Рисунок 3.8.12 – Фильтр фирмы Хьюстон (наружный).
Фирма Лайенс предлагает для необсаженных скважин систему гравийной набивки. На рисунке 3.8.13 представлены пять стадий намыва и установки гравийного фильтра для скважин вскрывших два объекта. а б в г д
Рисунок 3.8.13 – Пять стадий гравийной набивки фирмы Лайенс для скважин, не закрепленных обсадными трубами:
Порядок действий: а – открыть скважину, употребляя локоматик расширяющий открыватель скважины; б – спустить хвостовик с наружным обсадным пакером подвесного устройства для хвостовика, муфты с отверстиями и наружные обсадные пакера, наполнить наружный обсадной пакер подвесного устройства для хвостовика; в – наполнить и установить наружные обсадные пакера; г – разместить гравий в продуктивной зоне; д – цементировать хвостовик через муфты с отверстиями.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.