Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 [ 113 ] 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332

Расчетный износ труб промежуточных колонн

H2, мин - 1; t - время бурения роторным способом, мин; /0 - расстояние между замками бурильной трубы; 41500 - условное линейное перемещение бурильной колонны, м, необходимое для износа стенок обсадных труб на 1 мм.

По приведенным формулам выполнен расчет механического износа труб промежуточных колонн для ряда конструкций (рис. 11.2). Итоговые данные расчета (табл. 11.1) показывают, что даже при длине выхода из колонн 1000-1500 м и относительно малом числе рейсов (средняя проходка на долото 10 м) износ стенок предыдущих потайных колонн составляет 30 - 77 % от начальной толщины стенок, а для 299-мм и 245-мм колонн в подобных конструкциях при рассчитанном объеме работ в них возможно протирание обсадных труб насквозь.

Со временем менялись как методы проектирования конструкции скважин на базе целенаправленных исследований и промыслового опыта, так и формирование самого понятия «конструкция скважины» (в последнее время все чаще «крепь скважины») с акцентированием на определяющие ее совершенство элементы и предъявляемые к ним требования.

Практика показала, что кроме диаметров долот и бурильных труб для углубления скважины необходимо учитывать значения допустимого минимального зазора между смежными обсадными колоннами, а также между колоннами и стенками скважины, в первую очередь по двум основным критериям. Первый из них диктуется обеспечением благоприятных условий для применения заколонной технологической оснастки и гидродинамики процесса цементирования, которые, в свою очередь, при прочих равных условиях являются определяющими для формирования герметичного цементного кольца и устойчивой к поперечным нагрузкам крепи скважины. Второй вытекает из условия проходимости обсадной колонны по стволу скважины заданного профиля. В последнем случае решение оптимизационной задачи предусматривает обратную связь, заключающуюся в корректировке профиля ствола скважины по интенсивности пространственного искривления и эффективного диаметра на отдельных участках.

Номенклатура и типоразмеры используемых в настоящее время бурильных труб, забойных двигателей, КНБК, породоразрушающих инструментов в сочетании с буровыми насосами, обеспечивающими реализацию

Таблица 11.1

оптимальной гидравлической программы углубления и управление скважиной, носят соподчиненный характер по отношению к конструкции скважины.

Под элементом конструкции скважин, включающим сведения о цементировании обсадных колонн, долгое время подразумевали высоту подъема цементного раствора за колоннами. В настоящее время - это многофакторный и один из основных, определяющих элементов конструкции скважин, выходящий далеко за пределы задачи выбора высоты подъема цементного раствора, хотя сам по себе выбор интервалов цементирования и высоты подъема цементного раствора лежит в основе рассматриваемых элементов (показателей) конструкции скважины.

В ГОСТах и отраслевых стандартах газонефтяной отрасли до настоящего времени нет термина «конструкция скважины».

Обобщив взгляды специалистов, можно сформулировать понятие «конструкция скважины» следующим образом.

Конструкция скважины - это совокупность элементов крепи горной выработки с поперечными размерами, несоизмеримо малыми по сравнению с ее глубиной и протяженностью, обеспечивающая при современном техническом и технологическом вооружении безаварийное, с учетом охраны недр, экономичное строительство герметичного пространственно устойчивого канала между флюидонасыщенными пластами и остальной частью вскрытого геологического разреза, а также дневной поверхностью, эксплуатирующегося в заданных режимах и времени в зависимости от назначения: изучение геологического разреза, разведка и оценка газонефтеносности отложений, добыча продукции, поддержание пластовых давлений, наблюдение за режимом эксплуатации месторождения и др.

В газонефтяной отрасли нет также единого методического подхода к оценке качества проектирования и строительства скважин, в том числе их конструкции.

Такое положение приводит к разночтению отдельных понятий, недооценке факторов, являющихся определяющими совершенство крепи, привносит субъективизм во взаимоотношения между заказчиками строительства скважин, подрядчиками и контролирующими организациями. В то же время необходимость и возможность создания такого методического обеспечения очевидна.

ВЫБОР ДИАМЕТРА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН ВЫСОКОДЕБИТНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

В литературе предложено несколько методов расчета рациональных диаметров газовых скважин, но точного решения этой задачи нет. Диаметр эксплуатационной колонны определяют исходя из условия максимального использования энергии пласта при минимальных капиталовложениях в разработку месторождения. Например, М.А. Цайгер считает, что показателем рациональности конструкции I может служить следующее выражение:

I = Kc (11.5)

где Кс - капиталовложения в строительство одной эксплуатационной скважины данного диаметра; Др - депрессия на пласт; q - дебит скважины.

Е.М. Нанивский под показателем рациональности конструкции понимает отношение затрат капиталовложений и пластовой энергии к добыче 1 тыс. м3 газа в сутки, т.е.

I = Kc Рпл " Ру , (11.6)

где рпл -пластовое давление скважины; ру - давление на устье.

Оптимальный диаметр эксплуатационной колонны Р.Е. Смит и М.У. Клегг определяют исходя из условия обеспечения максимального значения удельного дебита средней скважины.

Е.М. Нанивский рекомендует принимать диаметр эксплуатационных колонн газовых скважин для Уренгойского месторождения при дебитах от 6,5 до 1,0 млн м3/сут равным 299 мм, а для месторождения Медвежье при дебите скважин от 4,7 до 0,7 млн м3/сут - 273 мм. Расчеты Г.С. Грязнова подтверждают, что наиболее рациональные диаметры эксплуатационных колонн, способные пропустить поток газа с дебитом 5-8 млн м3, при оптимальном расходе пластовой энергии и наиболее высокой экономической эффективности равны 245-273 мм для месторождений типа Медвежьего и 245-324 мм для месторождений типа Уренгойского.

Исходя из криогенных и теплофизических условий указанных месторождений диаметр эксплуатационной колонны 219 мм является граничным. При меньшем диаметре возможно образование кристаллогидратных пробок, для предупреждения которых потребуется ввод в скважины ингибиторов.

Заслуживает внимания выбор диаметра эксплуатационной колонны на основании детальных подсчетов потерь давления в начальный период добычи и с учетом тех изменений в потерях, которые произойдут в процессе дальнейшей разработки залежи (Е.М. Минский и А.Л. Хейн).

Экономически оправдано заканчивание высокодебитных скважин эксплуатационными колоннами диаметром 219 - 324 мм. При увеличении диаметра колонн в 2,2 раза (от 146 до 324 мм) дебит возрастает в 8 - 8,5 раза, а стоимость строительства - лишь в 1,6 раза (Уренгойское месторождение).