Пакеры соответственно ПМП-142, ПМП-140 и ПДМ-195

 

Существует несколько типов конструкций забоев скважин, предотвращающих вынос песка или снижающих его интенсивность и объем (рис. 1.6, а – д). Выбирают их с учетом прочности пород, технико-технологических и геологических условий. Сетчатые и проволочные фильтры быстро разрушаются агрессивными пластовыми водами. Наиболее надежными считают гравийные фильтры. Их применение в 85 – 95 % случаях дает положительные результаты, однако они не предотвращают разрушения пород и продуктивного пласта. В процессе их использования гравий в фильтре оседает и в скважину начинает поступать песок.

Низкая проницаемость прочных коллекторов – залог условий выбора конструкции скважин с открытым забоем. Сюда же следует отнести условия, когда отсутствуют высоконапорные горизонты, подошвенные воды и газовая шапка (в случае нефтяной залежи). Часто конструкция открытого забоя скважин предусматривает (в случае пористых и трещиноватых коллекторов) наличие пакеров. Они устанавливаются на перфорированном хвостовике, который не цементируется.

Использование конструкции открытого забоя скважины предусматривает однородный прочный коллектор порового, трещинного, трещино-порового или порово-трещинного типа; коллектор по своим геолого-физическим характеристикам не может быть зацементирован без резкого и значительного ухудшения его коллекторских свойств в ПЗП.

Рис. 1.6. Конструкции забоев скважин, предотвращающие вынос песка:

1, 2 – забойный и гравийный фильтры; 3 – центратор; 4 – расширенная часть ствола скважины; 5 – проницаемый тампонажный состав; 6 – открытая поверхность искусственного фильтра

 

Конструкция открытого забоя предусматривает раздельный способ эксплуатации. Коллектор должен сохранять устойчивость при создании депрессии на пласт.

В соответствии с методикой обоснования выбора конструкции забоев нефтяных добывающих скважин (РД 39-2-771-82, Краснодар, ВНИИКРнефть), устойчивость породы в призабойной зоне скважин определяют для следующих случаев.

1. Из пласта извлекается жидкость или газ:

 

(1.1)

 

где - предел прочности пород коллектора при одноосном сжатии (определяется экспериментально), МПа; Н - глубина залегания коллектора, м; р_пл - пластовое давление, МПа; р - давление столба жидкости на забое скважины, МПа; g - ускорение силы тяжести, м/с²; ρ - средняя плотность вышележащих горных пород, кг/м³,

 

(1.2)

 

ρ_i – плотность горных пород i-го пласта, кг/м³; h_i – толщина i-го пласта, м; n - число пластов; x - коэффициент бокового распора горных пород,

 

(1.3)

 

n - коэффициент Пуассона коллектора.

2. Жидкость нагнетается в пласт:

 

(1.4)

 

где р¢ - забойное давление при нагнетании жидкости (р¢ > р), МПа.

3. Движение жидкости отсутствует:

 

(1.5)

 

В таблице 1.1 приведены значения n для основных горных пород.

 

Таблица 1.1