Оборудование забоя скважин


Конструкция скважин и оборудование их забоев

Лекция 4.Конструкция скважин и оборудование их забоев.

Устойчивость стенок ствола скважины за все время ее эксплуатации обеспечивается обсадными трубами. В зависимости от геологических условий в скважину может быть спущено на разные глубины несколько концентрически расположенных колонн труб: направляющая, кондуктор, технические колонны от 1 до 3. Последняя колонна спускаемых в скважину обсадных труб называется эксплуатационной. Применяемое оборудование для добычи нефти и подземного ремонта скважин позволяет использовать для эксплуатационной колонны обсадные трубы с диаметром от 219 до 114 мм и толщиной стенок 6-12 мм. Однако наиболее распространенным являются диаметры 168 и 146 мм. Оборудование забоя скважины в зависимости от геологической характеристики продуктивного пласта может быть выполнено по одному из четырех вариантов:

  1. Если пласт сложен твердыми, хорошо сцементированными породами, то забой скважины обычно делают открытым, эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного горизонта и цементируют, а разбуренный потом интервал от кровли пласта до забоя оставляют не обсаженным . Такую конструкцию применяют при разбуривании месторождений в восточных районах страны, где продуктивные пласты сложены твердыми известняковыми породами.

  2. Если продуктивный пласт состоит из рыхлых пород, частицы которых могут в процессе эксплуатации выносится потоком жидкости в скважину, ниже основной эксплуатационной колонны иногда спускают хвостовик-фильтр. Эксплуатационную колонну спускают как и в предыдущем случае, до кровли продуктивного пласта и цементируют. Затем скважину углубляют на всю мощность продуктивного горизонта и спускают в нее хвостовик-фильтр. Хвостовик имеет в верхней части воронкообразынй раструб -3, который сажается в специальное седло, находящееся у башмака обсадной колонны. Прорези – 4 в таких фильтрах имеют в поперечном сечении форму трапеции, обращенной узкой стороной наружу, чтобы отдельные песчинки, проникающие внутрь щель, не застревали в ней. Щели в зависимости от фракционного состава песка делают шириной от 0.75 до 3 мм. Опытным путем установлено, что устойчивый песчаный свод с наружной стороны щели образуется при ширине ее не более двойного диаметра песчинок. Для неотсортированного естественного песка сводообразующими будут зерна такого диаметра, при котором сумма более крупных фракцийсоставляет около 10% от всей массы песка. По этому размеры и подбирают параметры щелевидных фильтров.

  3. Применяется также конструкция скважины с фильтром, спущенном непосредственно на эксплуатационной колонне. Для цементирования затрубного пространства выше продуктивного пласта на наружной стороне труб на глубине, соответствующей кровле пласта, закрепляют железную воронку-манжету, плотно прилегающую к стенкам скважины. Над манжетой в трубах делают несколько отверстий для прохождения цементного раствора, из труб в затрубное пространство , а ниже устанавливают чугунный клапан, который после цементирования легко разбуривается. Последние 2 конструкции забойной части скважин применяют в условиях, когда в кровле и подошве продуктивного пласта отсутствуют водоносные пропластки. Вышеуказанные фильтры применяют в скважинах, пробуренных на однородный продуктивный пласт, т.е. не имеющий отдельных пропластков и глинистых перемычек. Такие условия в природе встречаются редко, поэтому и применение указанных фильтров ограничено.

  4. В большинстве случаев применяют конструкцию забоя и фильтра при которой скважину бурят до проектной глубины. После спуска обсадных труб и их цементирования с подъемом цемента до нужной высоты для перекрытия верхних нефтяных, газовых и водяных горизонтов, а против продуктивной части пласта простреливают отверстия. Эта операция называется перфорацией. Конструкция низа скважины со сплошной цементной заливкой и перфорационными отверстиями в колонне наиболее распространены.При такой конструкции быстро и надежно разобщаются продуктивные водоносные и газоносные пласты. Однако, такая конструкция имеет недостатки. При цементировании колонны цементируется и пласт, что связано с ухудшением фильтрационных свойств призабойной зоны. Даже при значительном числе отверстий пласт будет сообщаться со скважиной на значительно меньшей площади, чем в скважинах с открытым забоем. Поэтому и приток нефти в скважину будет меньше. Очень большое число отверстий может уменьшить прочность самой колонны. Поэтому число отверстий обычно делают не более 40-50 на 1 метр и располагают по винтовой линии. Для этих работ применяют перфораторы – пулевые, торпедные, кумулятивные и пескоструйные. Перфораторы и торпеды спускают в скважину на одножильном бронированном или каротажном трехжильном кабеле.

Техника перфорации скважин

При пулевой перфорации в скважину на электрическом кабеле спускается стреляющий пулевой аппарат из 8-10 камор-стволов, заряженных пулями диаметром 12.5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонатором. При подаче электрического импульса происходит залп. Пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу. Существует 2 вида пулевых перфораторов: 1) перфораторы с горизонтальными стволами. В этом случае длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора. 2)Перфораторы с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания полету пули направления, близкого к перпендикулярному по отношению в оси скважины.

Пулевой перфоратор ПП-80, собирается из нескольких секций. Вдоль секции просверлено 2 или 4 вертикальных канала, пересекающих каморы с ВВ, стволы которых заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. Верхняя секция – запальная имеет 2 запальных устройства. При подаче по кабелю тока срабатывает первое запальное устройство и детонация распространяется по вертикальному каналу во все каморы, пересекаемые этим каналом. В результате мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2 тысяч Мпа, под действием которых пуля выбрасывается. Происходит почти одновременный выстрел из половины всех стволов. При необходимости удвоить число прострелов по второй жиле кабеля подается второй импульс и срабатывает вторая половина стволов от второго запального устройства. В Этом перфораторе масса ВВ одной каморы мала и составляет 4-5 г. Длина перфорационных каналов составляет 65-145мм в зависимости от прочности породы и типа перфоратора. Диаметр канала 12мм.

Пулевой перфоратор с вертикально- криволинейными стволами ПВН-90

имеет больший объем камор и длину стволов. Одна камора отдает энергию взрыва сразу двум стволам, масса ВВ в одной каморе достигает 90 г. Давление газов в каморах здесь ниже и составляет 0.6-0.8 тысяч Мпа, но действие их более продолжительное. Это позволяет увеличить начальную скорость вылета пули и пробивную способность перфоратора. Длина перфорационных (отверстий) каналов в породе получается 146-350 мм при диаметре 20 мм. В каждой секции перфоратор имеются четыре вертикальных ствола, на концах которого сделаны плавные желобки-отклонители. Пули, изготовленные из легированной стали, для уменьшения трения в отклонителях покрываются медью или свинцом. В каждой секции 2 ствола направлены вверх и 2 вниз. Это позволяет компенсировать реактивные силы, действующие на перфоратор.

Торпедная перфорация осуществляется аппаратам, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Внутренний заряд ВВ одного снаряда равен 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по 2 горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накального типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Масса ВВ одной каморы 27 г. Глубина каналов по результатам испытаний составляем 100-160 мм, диаметр канала 22 мм. На 1 метр длины фильтра обычно делается не более четырех отверстий, т.к. при торпедной перфорации часты случаи разрушения обсадных колонн.

Пулевая и торпедная перфорация все больше вытесняется кумулятивной перфорацией (ПК-103, ПКС105).

Кумулятивная перфорация осуществляется перфораторами не имеющими пуль и снарядов. Прострел породы достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой внутренней поверхности заряда ВВ обусловленной тонким металлическим покрытием (листовая мед толщиной 0,6 мм) энергия взрыва в виде тонкого пучка газов – продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6-8 км/с и создает давление на преграду 150-300 тыс. Мпа. При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром 814 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфораторов.

Все имеют горизонтально расположенные заряды и разделяются на корпусные и бескорпусные (одноразового действия). Перфораторы спускаются на кабель, а также перфораторы спускаемые на НКТ. В последнем случае инициирование взрыва производится не электрическим импульсом, а сбрасыванием в НКТ резинового шара, действующего как поршень на взрывное устройство. Масса одного кумулятивного заряда ВВ составляет 25-50 г.

Максимальная мощность вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достигает 30 м, торпедным – 1 м, пулевым – до 25 м. Это является одной из причины широкого применения кумулятивных перфораторов.

В свою очередь кумулятивные корпусные перфораторы позволяют простреливать интервал до 3.5м за 1 спуск, корпусные одноразового действия – до 10 м и бескорпусные или ленточные – до 30 м. Ленточные перфораторы намного легче корпусных, однако их применение ограничено величинами давления и температуры на забое скважины, т.к. их взрывной патрон и детонирующий шнур находятся в непосредственном контакте со скважинной жидкостью. В ленточном перфораторе заряды смонтированы в стеклянных герметичных чашках, которые размещены в отверстиях длинной стальной ленты с грузом на конце. Вся гирлянда спускается на кабеле. Обычно при залпе лента полностью не разрушается, но для повторного использования не применяются. Головка, груз, лента после отстрела извлекаются на поверхность вместе с кабелем. Недостатки: невозможность контролирования числа отказов, тогда как в корпусных такой контроль возможен при осмотре извлеченного из скважины корпуса.

Пескоструйная перфорация. Определенным шагом вперед было осуществление пескоструйной перфорации, которая позволяет получить достаточно чистые и глубокие перфорационные каналы в породе. При гидропескоструйной перфорации (ГПП) разрушение породы происходит в результате использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих из насадок ГПП, прикрепленного к нижнему концу НКТ. Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ агрегатами высокого давления и поднимаются из скважины по кольцевому пространству. Это сравнительно новый метод вскрытия пласта. Им обрабатывается более 1500 скважин ежегодно, кроме того он нашел применение при капитальных ремонтах, вырезке колонны и других методах воздействия. При ГПП создание отверстий в колонне, цементном кольце и породе достигается приданием песчано-жидкостной струе скорости в несколько сотен м/с, при давлении в 15-30 Мпа. В породе вымывается каверна грушеобазной формы, обращенной узким конусом к отверстию в колонне. Размеры каверны зависят от прочности горных пород, продолжительности и мощности песчано-жидкостной струи и достигают глубины до 0,5 м.

Перфорация производится пескоструйными аппаратом АП-6М, спускаемым на НКТ. АП-6М имеет 6 боковых отверстий, в которые ввинчиваются 6 насадок для одновременного создания шести каналов. Насадки в стальной оправе изготавливаются из твердых сплавов трех стандартных диаметров 3, 4.5 и 6 мм.насадка диаметром 3 мм применяется для вырезки прихваченных труб в обсаженной скважине, когда глубина резания д.б. минимальной. Насадка диаметром 4.5 мм используется для перфорации обсадных колонн и др. работах, когда расход жидкости ограничен. Насадки с диаметром 6 мм применяют для получения максимальной глубины каналов.

Медленно вращая пескоструйный аппарат или вертикально его перемещая, можно получить вертикальные или горизонтальные надрезы и каналы. В этом случае сопротивление обратному потоку уменьшится и каналы получаются в 2,5 раза глубже.

В пескоструйном аппарате предусмотрены 2 шаровых клапана, сбрасываемых с поверхности. Диаметр нижнего клапана меньше, чем седло верхнего клапана, поэтому нижний шар свободно проходит через седло верхнего клапана.

После спуска аппарата, обвязки устья скважины и присоединения к нему насосных агрегатов система опресовывается давлением равным 1,5 рабочего давления. Перед опресовкой НКТ сбрасывается шар диаметром 50 мм от верхнего клапана для герметизации системы. После опресовки обратной промывкой верхний шар выносится на поверхность и извлекается. Затем в НКТ сбрасывается малый шар и при его посадке жидкость получает выход только через насадки. Концентрация песка в жидкости составляет 80-100кг/м3.

Усилия в муфтовом соединении НКТ в верхнем сечении от веса колонны НКТ и давления жидкости не должны превышать страгивающей нагрузки в резьбовом соединении верхней муфты.

(1)

где - 1.3-1.5 – коэффициент запаса,- площадь сечения внутреннего канала НКТ,- коэффициент облегчения труб в жидкости,- рабочее давление на устье скважины,- вес 1п.м. НКТ с учетом муфт в воздухе,- глубина спуска НКТ.

Решая равенство (1) относительно найдем предельную глубину спуска НКТ при заданном.

(2)

Решая относительно , получим предельно допустимое давление а устье скважины.

(3).

Процесс можно осуществлять, если оба условия (2) и (3) выполняются. В противном случае должна быть использована ступенчатая колонна НКТ.

(4)

- длина второй колонны,- площадь внутреннего канала второй ступени НКТ,- вес 1п.м. второй ступени НКТ.

Так как гидростатические давления жидкости в НКТ и кольцевом пространстве установлены, то давление нагнетания на устье будет:

(5)

Где – потери давления на трение в НКТ при движении песчано-жидкостной смеси от устья до ГПП,– потери давления в насадках, определяемые по графикам,- потери на трение восходящего потока жидкости в затрубном пространстве,- противодавление на устье скважины в затрубном пространстве.

(6)

Где коэффициент трения определяется как обычно через числоRe, но увеличивается на 15-20% из-за присутствия песка,– внутренний диаметр НКТ,- линейная скорость потока в трубах,– плотность песчано-жидкостной смеси, Величинатакже определяется по формуле трубной гидравлики

(7)

Где - внутренний диаметр обсадной колонны,– наружный диаметр НКТ.

– Линейная скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве, которая не должна быть меньше 0,5 м/сдля полного выноса песка. После спуска колонны НКТ в нее спускают на кабеле малогабаритный геофизический прибор – индикатор, реагирующий на утолщение металла: т.е. определяет положение перфоратора по отношению к разрезу продуктивного пласта. Однако, при этом необходимо учитывать дополнительное удлинение НКТ при создании давления.

Где E– модуль Юнга – 2*105,Мпа;f- площадь сечения металла труб, м2;z- коэффициент, учитывающий трение труб о стенки обсадной колонны (1,5-2,0)

При гидропескоструйной перфорации применяется то же оборудование, что и при гидроразрыве пласта.

Устье скважины оборудуется арматурой типа 1АУ-700. Для прокачки песчано-жидкостной смеси используется насосные агрегаты на базе а/машины КрА3-257 2АН-500 или 4АН-700, развивающие максимальное давление 50 и 70 Мпа соответственно. При меньших давлениях применяют цементировочные головки (ЦА-320). Число агрегатов nопределяется как частное от деления общей необходимой гидравлической мощности на гидравлическую мощность одного агрегата плюс 1 агрегат:

Где Q– расчетный суммарный расход жидкости;– подача одного агрегата ан расчетном режиме;Pa- давление, развиваемое агрегатом;- коэффициент технического состояния агрегата, их износ (=0,75-1,0). Агрегат 4АН-700 снабжен дизелем 588 кВт или 2000 об/мин, трехплунжерным насосом 4Р-700 с диаметром плунжеров 100 и 120 мм. Ход плунжера – 200мм. (тех. Характеристики таблица 4.1 В.И. Щуров.схема связки)

Для цепей ГПП используют воду, 5-6% раствор ингибированной соляной кислоты, дегазированную нефть, пластовую воду. Объем рабочей жидкости принимается равным 1,3-1,5 объема скважины при работе о замкнутому циклу. При работе со сбросом жидкости объем определяют по соотношению

Где – расход жидкости через одну насадку;n– число одновременно действующих насадок;t– продолжительность перфорации одного интервала (15-20 мин):N– число перфорационных интервалов, количество песка принимается из расчета 50-100кг песка на 1м3жидкости.

Пескоструйная перфорация в отличии от пулевой или кумулятивной позволяет получить каналы с чистой проницаемой поверхностью. Недостатки: громоздкость операции, задалживание мощных технических средств и большого числа обслуживаемого персонала определяет высокую стоимость этого способа по сравнению с кумулятивной.

Оборудование забоя скважин

Оборудование забоя предназначено для предотвращения разрушения продуктивного пласта и выноса на забой твердых частиц, а также для изоляции обводнявшихся пропластков. В то же время оно должно иметь возможно меньшее сопротивление и обеспечивать условия для проведения работ по увеличению производительности скважин.

В зависимости от геологических и технологических условий разработки месторождений применяют следующие типовые конструкции забоев скважин (рис. 7.18)

Рис. 7.18. Конструкции оборудования забоя скважин:

а) - открытый забой; б) - забой, перекрытый хвостовиком колонны,

перфорированным перед его спуском; в) - забой, оборудованный

фильтром; г) - перфорированный забой;

- открытый забой;

- забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском;

- забой, оборудованный фильтром;

- перфорированный забой.

При открытом забое(рис. 7.18 а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего размера, но никаких мер по укреплению ствола скважины в месте ее прохождения через продуктивный пласт не принимается. Такая конструкция забоя обеспечивает наименьшее . сопротивление притоку нефти и газа в скважину, но возможна только при достаточно устойчивых горных породах. Из-за невозможности избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них, а также постоянной угрозы обвалов в призабойной зоне открытым забоем оснащено менее 5 % всего фонда скважин.

Одним из способов укрепления горных пород является устройство забоя, перекрытого хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском(рис. 7.18 б). В этом случае скважина бурится сразу до подошвы продуктивного пласта и крепится обсадной колонной по всей длине. Но трубы обсадной колонны, расположенные напротив толщи продуктивного пласта, заранее перфорированы и пространство между ними и поверхностью пласта не цементируется. Данная конструкция забоя надежнее предыдущей, но возрастает и сопротивление притоку пластовых флюидов.

Забой, оборудованный фильтром(рис. 7.18 в), применяется в случае, если существует опасность поступления песка в скважину. В этом случае башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. Напротив его продуктивной части устанавливается специальный фильтр, а кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется.

Известны щелевые (с продольными щелевыми отверстиями длиной 50...80 мм и шириной 0,8...1,5 мм), керамические, гравийные (из двух концентричных мелкоперфорированных труб, между которыми утрамбован отсортированный гравий с диаметром частиц 4...6 мм) и металлокерамические (изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби) фильтры. Необходимость в их применении возникает при вскрытии скважинами несцементированных песчаных пластов, склонных к пескообразованию, что встречается достаточно редко.

Скважины с перфорированным забоем(рис. 7.18 г) составляют более 90 % общего фонда. При их сооружении бурение ведется до подошвы продуктивного пласта, после чего в скважину опускают обсадные трубы и цементируют кольцевое пространство на всей ее длине. И только после этого производят перфорацию обсадной колонны и цементного камня на тех интервалах глубин, где ожидается приток нефти и газа.

Достоинствами скважин с перфорированным забоем являются:

- упрощение технологии проводки скважины;

- устойчивость забоя и сохранение проходного сечения скважины в процессе длительной эксплуатации;

- надежная изоляция пропластков, не вскрытых перфорацией;

- возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв и т.д.).

В то же время перфорированный забой не обеспечивает защиты от проникновения песка в скважину и создает дополнительное фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости.

Предыдущая34353637383940414243444546474849Следующая

Дата добавления: 2016-02-04; просмотров: 644; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ПОСМОТРЕТЬ ЕЩЕ:

Оборудование забоя газовых скважин

Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факто­ров:

  • литологического и фациального составов пород

  • ме­ханической прочности пород;

  • неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;

  • наличия газоносных, нефтеносных и водоносных пластов в продуктивном разрезе;

  • местоположения скважины на структуре и площади газоносности;

  • назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).

В случаях, когда газовая залежь пластового или массив­ного типа, газонасыщенный коллектор представлен крепкими по­родами (сцементированными песками, известняками, доломитами, ангидритами), в продуктивном разрезе отсутствуют нефтенасыщенные и водонасыщенные горизонты, добывающие скважины могут иметь открытый забой.

Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины в фильтровую часть пласта на за­бой скважины спускается хвостовик.

В случаях, когда газонасыщенный пласт представлен слабосцементи­рованными породами, в продуктивном разрезе отсутствуют нефте-водонасыщенные пропластки, открытый забой скважин обору­дуется сетчатыми, керамическими, металлокерамическими, гра­вийными, стеклопластиковыми фильтрами различных типов или рыхлые породы призабойной зоны пласта укрепляются вяжущими веществами.

Призабойная зона пласта в рыхлых коллекторах может укреп­ляться закачкой в поровое пространство жидких вяжущих ве­ществ — органических полимерных материалов, которые при взаи­модействии с катализатором полимеризации затвердевают и це­ментируют рыхлую породу.

В качестве вяжущих химических ве­ществ, в зависимости от температуры и минералогического состава пласта-коллектора, используют:

  • органические смолы;

  • пласт­массы;

  • специальные составы типа «перматрол».

В качестве органических смол применяются эпоксидная, фенолформальдегидная, карбамидная смолы.

В случае, если в продуктивном разрезе скважин имеются газоносные пласты с различным составом газа или имеет место чередование газоносных, нефтеносных и водоносных пластов, разделенных глинистыми пропластками, при резкой неоднородности пласта по разрезу иметь открытый забой нельзя. В этих условиях скважина бурится до подошвы продуктивного комплекса, обсаживается обсадной колонной и цементируется до устья. Скважина и пласт сообщаются между собой при помощи перфорации того или иного вида. Если через перфорационные каналы в скважину выносится песок, то в нее можно спускать фильтры, собранные на поверхности.

Наибольшее распространение в последнее время, особенно при оборудовании забоя скважин, расположенных в рыхлых песчаных пластах на ПХГ, получают намывные гравийные фильтры.

Лекция 17. Расчет подъемника газовой скважины

Одним из критериев при расчете диаметра подъемника газовой скважины является обеспечение выноса с забоя твердых или жидких частиц, содержащихся в продукции.

Вынос этих частиц зависит от скорости газового потока у башмака труб Vг.

Основное условие выноса следующее:

Vг = 1,2 Vкр,

Vкр– критическая скорость, при которой твердые или жидкие частицы находятся в потоке газа во взвешенном состоянии, м/С.

При выносе твердых частиц критическая скорость зависит от режима течения газа и диаметра выносимых частиц.

Режим теченияопределяется параметром Рейнольдса

Re=Vkрт dт гг

Или параметром Архимеда

Ar=d3тгg(г - г)/2г,

где dт– диаметр твердых частиц, м; г– плотность твердых частиц, кг/м3(при расчетах принимается г=2400 кг/.м3.

Выделяют три режима течения:

  • Ламинарный - Re2 или Аr36;

  • Переходный 2 Re500 или 36 Аr83000;

  • Турбулентный Re500 или Аr83000.

Для каждого из режимов течения критическая скорость рассчитывается по формулам:

Ламинарный режим:

Vкрт=d2т(т- г)/(18г);

Переходный режим:

Турбулентный режим:

;

где г – плотность газа при давлении и температуре у башмака труб, кг/м3;

г– динамическая вязкость газа при давлении и температуре у башмака труб, Пас.

Из уравнения притока газа по заданному дебиту рассчитывают забойное давление

(1)

или по заданному забойному давлению вычисляют дебит.

Внутренний диаметр (в м) подъемника

,

Или (2)

где Qг– дебит газа, тыс.м3/сут.

Длина подъемника принимается равной глубине скважины, поэтому давление и температура у башмака подъемника равны соответственно забойным.

Полученное значение dвнокругляют до ближайшего меньшего стандартного значения.

Диаметр труб зависит от величины ожидаемого дебита, допустимой рабочей депрессии и скорости, обеспечивающей вынос частиц жидкости и песка на поверхность.

Скорость газа у башмака приведем к стандартным условиям газа Q.

(3)

F – площадь поперечного сечения НКТ, м3

Рст= 0,1 МПа; Тст= 293 К; Zст= 1

Подставив известные постоянные величины в формулу (3), получим:

(4)

Согласно промысловым данным для обеспечения выноса жидких и твердых частиц с забоя скорость газа у башмака должна быть 5-10 м/с

Тогда из формулы (4) получим:

(5)

Получив расчетную величину, принимаем ближайший меньший по стандарту диаметр и проверяем его на условие

(6)

– максимально допустимая депрессия зависит от свойств (крепости) пород пласта

В формуле (6) Рувыражаем, используя формулу Адамова Г.А.

;

Если в результате расчета окажется больше, то принимают следующий меньший по стандарту диаметр, при этом дебит скважины Q – уменьшается.

ЛЕКЦИЯ 18. СПОСОБЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН.

В газовых скважинах может происходить конденсации парообраз­ной воды из газа и поступление воды на забой скважин из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется угле­водородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин.

В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится на поверхность.

По мере снижения скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на забой скважины за счет обводнения проницаемых пропластков и увеличения объем­ной конденсатонасыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вынос жидкости из скважины и происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, к прекраще­нию притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже к полной остановке скважины.

Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции скважины, качества цементирования заколонного пространства, периода разработки залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину.

Предотвращение поступления жидкостив скважину осуществляют под­держанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в призабойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в скважину. Поступление воды в скважину можно предотвратить изоляцией посторон­них и пластовых вод.

Посторонние и пластовые воды изолируются закачкой цемент­ного раствора под давлением. Во время этих операций газонасы­щенные пласты изолируют от обводненных пакерами.

Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периоди­чески.

Непрерывное удалениежидкости из скважины осущест­вляется

  • эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в поверхностные сепараторы,

  • отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или фонтанные трубы,

  • с по­мощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.

Подключение скважины к газосборной сети низкого давления позволяет эксплуатировать обводненные скважины, отделять воду от газа, использовать газ низкого давления в течение длительного времени.

Непрерывное удаление жидкости с забоя происходит при оп­ределенных скоростях газа,обеспечивающих образование капель­ного двухфазного потока. Известно, что эти условия обеспечиваются при скоростях газа более 5 м/с в колоннах труб диаметром 63— 76 мм при глубинах скважин до 2500 м. Непрерывное удаление жидкости применяется в тех случаях, когда пластовая вода непрерывно поступает на забой скважины. Диаметр колонны НКТ подбирается таким, чтобы получить ско­рости потока, обеспечивающие вынос жидкости с забоя. При пе­реходе на меньший диаметр труб увеличиваются гидравлические сопротивления. Поэтому переход на меньший диаметр эффективен в том случае, если потери давления на трение меньше противодав­ления на пласт столба жидкости, которая не удаляется с забоя.

Для удаления жидкости с забоя успешно применяются газлифтные системы с забойным клапаном. Газ отбирается по затрубному пространству, а жидкость удаляется через НКТ, на которых установлены пусковые газлифтные и забойные клапаны. Жидкость внутри НКТ накапливается до тех пор, пока не сработают пусковые газлифтные клапаны. При их открытии газ из затрубного пространства поступает в НКТ и выносит жидкость на поверхность. После снижения уровня жидкости в НКТ пусковые клапаны закрываются и внутри труб снова накапливается жидкость за счет перепуска ее из затрубья.

В газовых и газоконденсатных скважинах применяют плун­жерный лифттипа «летающий клапан». В нижней части колонны НКТ устанавливают трубный ограничитель, а на фонтанной арма­туре — верхний амортизатор. Плунжер помещают в фонтанные трубы, которые служат ему направляющим каналом — «цилинд­ром», а сам он выполняет роль «поршня».

При низких пластовых давлениях в скважинах глубиной до 2500 м применяют скважинные насосные установки.В этом случае удаление жидкости не зависит от скорости газа и может осущест­вляться до самого конца разработки залежи при снижении устье­вого давления до 0,2—0,4 МПа. Скважинные насосы устанавливают на НКТ, а газ отбирают через затрубное пространство. Чтобы исключить поступление газа на прием насоса, его размещают ниже зоны перфорации под бу­ферным уровнем жидкости или над забойным клапаном, который пропускает в НКТ только жидкость.

Периодическое удалениежидкости можно осуществить

  • оста­новкой скважины для поглощения жидкости пластом,

  • продувкой скважины в атмосферу через сифонные или фонтанные трубы

  • закачкой ПАВ (поверхностно-активных веществ — пенообразователей) на забой скважины.

Оборудование забоя скважин

Оборудование забоя предназначено для предотвращения разрушения продуктивного пласта и выноса на забой твердых частиц, а также для изоляции обводнившихся пропластков. В то же время оно должно иметь, возможно, меньшее сопротивление и обеспечивать условия для проведения работ по увеличению производительности скважин.

В зависимости от геологических и технологических условий разработки месторождений применяют следующие типовые конструкции забоев скважин (рис. 4.43)

  • открытый забой;

  • забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском;

  • забой, оборудованный фильтром;

  • перфорированный забой.

Рис. 4.43 Конструкции оборудования забоя скважин:

а) - открытый забой; б) - забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным

перед его спуском; в) - забой, оборудованный фильтром; г) - перфорированный забой;

При открытом забое (рис. 4.43 а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего размера, но никаких мер по укреплению ствола скважины в месте ее прохождения через продуктивный пласт не принимается. Такая конструкция забоя обеспечивает наименьшее сопротивление притоку нефти и газа в скважину, но возможна только при достаточно устойчивых горных породах. Из-за невозможности избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них, а также постоянной угрозы обвалов в призабойной зоне открытым забоем оснащено менее 5 % всего фонда скважин.

Одним из способов укрепления горных пород является устройство забоя, перекрытого хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском (рис. 4.43, б). В этом случае скважина бурится сразу до подошвы продуктивного пласта и крепится обсадной колонной по всей длине. Но трубы обсадной колонны, расположенные напротив толщи продуктивного пласта, заранее перфорированы и пространство между ними и поверхностью пласта не цементируется. Данная конструкция забоя надежнее предыдущей, но возрастает и сопротивление притоку пластовых флюидов.

Забой, оборудованный фильтром (рис. 4.43, в), применяется в случае, если существует опасность поступления песка в скважину. В этом случае башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. Напротив его продуктивной части устанавливается специальный фильтр, а кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется.

Известны щелевые (с продольными щелевыми отверстиями длиной 50...80 мм и шириной 0,8...1,5 мм), керамические, гравийные (из двух концентричных мелкоперфорированных труб, между которыми утрамбован отсортированный гравий с диаметром частиц 4...6 мм) и металлокерамические (изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби) фильтры. Необходимость в их применении возникает при вскрытии скважинами несцементированных песчаных пластов, склонных к пескообразованию, что встречается достаточно редко.

Скважины с перфорированным забоем (рис. 4.43, г) составляют более 90 % общего фонда. При их сооружении бурение ведется до подошвы продуктивного пласта, после чего в скважину опускают обсадные трубы и цементируют кольцевое пространство на всей ее длине. И только после этого производят перфорацию обсадной колонны и цементного камня на тех интервалах глубин, где ожидается приток нефти и газа.

Достоинствами скважин с перфорированным забоем являются:

  • упрощение технологии проводки скважины;

  • устойчивость забоя и сохранение проходного сечения скважины в процессе длительной эксплуатации;

  • надежная изоляция пропластков, не вскрытых перфорацией;

  • возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв и т.д.).

В то же время перфорированный забой не обеспечивает защиты от проникновения песка в скважину и создает дополнительное фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости.


Смотрите также