Расчет эксплуатационной колонны для газовой скважины

Пример расчета

Давление в продуктивном пласте при вводе в эксплуатацию р пл =43 МПа; давление в колонне в конце эксплуатации р кон =1,0 МПа.
Относительная плотность природного газа по воздуху ρ =0,65; коэффициент сверхсжимаемости газа m=0,8. Температура у забоя 100 °С, у устья при эксплуатации 55 °С.

Испытание колонны на герметичность с водой в одни прием без пакера.

Интервал залегания высокопластичных глин 2200-2350 м; средняя плотность горных пород 2500 кг/м3.

Расчет наружного давления в характерных точках эпюры. В зацементированном интервале у устья р н.у =0, у кровли пластичных глин

Так как толщина пласта 150 м ср =(53,9+57,6)/2≈55,8МПа.

В зацементированном интервале:

В продуктивном пласте р н =43,0МПа.

Расчет внутреннего давления в колонне в характерных точках эпюры.

При завершении цементирования:

(буровой раствор использован в качестве продавочной жидкости); у забоя на глубине 2700 м

Перед началом эксплуатации:

против интервала продуктивного пласта р в =р пл =43 МПа;

на устье p ву =p пл /е s

При опрессовке обсадной колонны с водой:

у устья р оп.у =1.1р ву =1,1·34,7=38,2МПа;

При окончании добычи газа внутреннее давление р в = 1,0 МПа принимается постоянным по всей колонне.

Расчет наружного избыточного давления в характерных точках эпюры для самых неблагоприятных условий нагружения обсадной колонны, когда в конце эксплуатации внутреннее противодавление снизится до 10 МПа:

давление в интервале пластичных глин постоянно (р н.и =55,8-1,0=54,8 МПа) и распространяется на 50 м выше и ниже интервале глин, т.е. в интервале 2150-2400 м;

в зацементированном интервале на отметке 2150 м

в зацементированном интервале на глубине 2400 м

в зацементированной части против продуктивного пласта и на 50 м т.выше его кровли, т.е. в интервале 2450-2700 м,

Расчет внутреннего избыточного давления в характерных точках эпюры при опрессовке колонны, когда внутреннее давление максимально:

на глубине 2200 м против кровли глин

на глубине 2200 м против пластичных глин

р’ в.и2200 =38,2+21,6-53,9=5,9 Мпа;

на глубине 2350 м против пластичных глин

на глубине 2350 м у подошвы пластичных глин

на глубине 2500 м в продуктивном пласте

р’ в.т2500 =38,2+24,5-43,0= 19,7МПа;

на глубине 2700 м в продуктивном пласте

Выбор типа обсадных труб для комплектования эксплуатационной колонны.

Тип резьбовых соединений обсадных труб и уплотнительные материалы подбираются по табл. 10.2 по внутреннему избыточному давлению, превышающему 30 МПа. Принимаем трубы с трапецеидальной резьбой типа ОПТ и уплотнительный материал Р-2МВП, так как температура в скважине не превышает 100 °С.

Расчет начинается с самой нижней секции. Для нижней секции подбираются трубы по наибольшему наружному избыточному давлению с учетом коэффициента запаса прочности. Для интервала продуктивного пласта принимаем коэффициент запаса k 3 =l,3. Выбираем трубы ОТТГ из стали группы прочности Е с толщиной стенки 12,7 мм, р кр =58,7МПа>42,0-1,3=54,6МПа, р в =68,9МПа, [Р рас ]=2285кН.

Длина 1-й секции l 1 =(2700-2500)+50=250м.

Вес 1-й секции Р 1 =0,515·250= 128,75кН.

Секция 2 располагается в интервале 2400-2450 м. На глубине 2450 м наружное избыточное давление по эпюре 35,8 МПа. Коэффициент запаса прочности k 3 = 1,0. Выбираем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 11,5 мм-р кр =36,9 МПа, р в =42,9, [Р рас ]= 1814кН.

Скорректированное критическое давление для труб секции 2 с учетом веса нижней секции

Так как 36,2 МПа>35,8 МПа, секцию 2 в интервале 2400-2450 м можно комплектовать трубами из стали Д с толщиной стенки 11,5 мм.

Длина 2-й секции l 2 =50м, вес Р 2 =0,473·50=23,65кН.

Суммарный вес двух секций Р 1-2 = 128.75+ 23.65 = 152.4кН.

Скорректированное значение критического давления для труб секции 3

Для комплектования секции 3 принимаем трубы из стали группы прочности Л с толщиной стенки 11,5 мм.

Длина секции 3 по протяженности интервала l 3 =2400-2150=250м, вес Р 3 =0,473-250=118,25кН.

Суммарный вес трех секций Р 1-3 =152,4+118,25=270,65кН.

На глубине 2150м избыточное наружное давление 22,2 МПа.

Скорректированное критическое давление для труб секции 4

Трубы ОТТГ-178 с толщиной стенки менее 9,2 мм не выпускаются, следовательно, до поверхности пока следует оставить трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,2 мм.

Проверка нижнего конца секции 4 на растяжение. Допустимая нагрузка растяжения для труб секции 4 [Р рас ]=1480кН. Весовая нагрузка от трех секций значительно ниже допустимой.

Проверка верхнего конца секции 4: вес Р 4 =q 4 l 4 =0,385·2150=827,75кН; суммарный вес четырех секций Р 1-4 =270,65+827,75= 1098,4кН; суммарный вес менее допустимой нагрузки растяжения.

Проверка труб секции на внутреннее избыточное давление: коэффициент запаса прочности на внутреннее давление k 3 =1,15;
внутреннее избыточное давление у нижнего конца секции 4

Предельное внутреннее давление для труб ОТТГ-178 из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,2 мм р в =34,3 МПа.

С учетом коэффициента запаса прочности для труб исполнения А необходимы трубы с р в >1,15·36,1 =41,5МПа.

Для комплектования секции 4 по внутреннему давлению выбираем трубы из стали группы прочности Е с толщиной стенки 9,2 мм р в =49,9МПа и [Р в ]=49,9/1,15=43,4МПа. Оно превышает давление на устье 38,2 МПа, создаваемое при опрессовке. Следовательно, для секции 4 подходят трубы из стали группы прочности Е с толщиной стенки 9,2 мм в интервале 0-2150 м.

Проверка труб секции 4 на растяжение: вес Р 4 =0,385·2150=827,75кН; суммарный вес четырех секций Р 1-4 =270,65+827,75= 1098кН; суммарная нагрузка растяжения для труб секции 4 [Р рас ]=1676кН, вес обсадной колонны 1098,4 кН значительно меньше допустимой нагрузки.

Рассчитанная конструкция из четырех секций принимается следующей ( табл. 10.5).

Таблица 10.5 Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 177,8 мм из труб ОТТГ

Номер
секции
(снизу
вверх)

Источник

Расчет эксплуатационной колонны для нефтяной скважины

Пример расчета

Сведения о проницаемом пласте : интервал положения пласта 2900-3100 м; коэффициент аномальности проницаемого пласта k a =1,17; индекс давления поглощения проницаемого пласта k п =1,6; плотность жидкости в колонне при ее испытании на герметичность ρ оп.ж =1420 кг/м3.

В интервале проницаемого пласта с k a =1,17:

Так как толщина проницаемого пласта не превышает 200 м, в интервале 2900-3100 м наружное давление принимается постоянным и равным среднеарифметическому

р пр = (333 + 355)/2 = 34.4 Мпа.

На глубине 3100 м под проницаемым пластом

Так как давление против проницаемого пласта оказывается ниже давления в цементном камне против подошвы и кровли, при построении эпюры наружного избыточного давления влияние проницаемого пласта можно не учитывать.

Так как толщина продуктивного пласта менее 200 м, давление в нем принимается постоянным и равным среднеарифметическому р прод =(43,7+44,7)/2=44,2 МПа. Это давление распространяется на 50 м выше кровли продуктивного пласта, т.е. до глубины 3250 м.

Давление на отметке 3250 м в цементном камне

По рассчитанным величинам строится эпюра наружного давления на эксплуатационную колонну ( рис. 10.3 ).

Минимальное давление у башмака колонны в период ввода в эксплуатацию

Давление у башмака колонны в период опрессовки

По рассчитанным величинам строятся эпюры внутреннего давления во время опрессовки колонны и в конце эксплуатации.

Эпюра наружного избыточного давления строится для самых неблагоприятных условий иагружения, т.е. на заключительном этапе эксплуатации, когда вследствие снижения уровня жидкости в колонне внутреннее противодавление становится минимальным. Так как при снижении уровня жидкости в колонне она опорожняется до глубины 2400 м, то в интервале от устья до глубины 2400 м эпюра наружного избыточного давления аналогична эпюре наружного давления:

По разностям наружного и внутреннего давлений в характерных точках строится эпюра наружного избыточного давления ( см.рис. 10.3 ), которая затем используется при расчете эксплуатационной колонны.

Для построения эпюры внутреннего избыточного давления исходной является эпюра наружного давления, и для сопоставления подбираются условия нагруження колонны, при которых внутреннее давление будет максимальным. Как видим, в рассматриваемом примере максимальное давление в колонне возникает во время ее опрессовки. Принимается, что внутреннее давление в колонне равномерно увеличивается от 17,5 МПа на устье до 64,8 МПа у башмака.

Некоторые расчетные значения внутреннего избыточного давления в характерных точках:

на устье ρ в.и = 17,5 МПа;

Эпюра внутреннего избыточного давления представлена на рис.10.3

Поскольку некоторые показатели прочности обсадных труб (например, при расчете на растяжение) зависят от типа резьбового соединения труб, прежде чем приступить к расчету производится выбор обсадных труб. Для эксплуатационных колонн диаметром до 219,1 мм, работающих в жидкой среде при избыточном внутреннем давлении в пределах 10-30 МПа, рекомендуются обсадные трубы с треугольной резьбой и уплотнением ФУМ или трубы с трапецеидальной резьбой типа ОТТМ. Выбираем обсадные трубы с треугольной резьбой. Треугольная резьба может быть короткой и удлиненной. Учитывая, что эксплуатационная колонна проектируется для глубокой скважины, принимаем удлиненную резьбу.

Расчет обсадной колонны ведется от ее нижнего конца. В нижней части наибольшее нагружение колонны возникает от избыточного наружного давления, поэтому оно и принимается, прежде всего, во внимание.

Коэффициент запаса прочности на смятие в интервале продуктивного пласта принимается в пределах k 3 = 1,0-1,3 в зависимости от устойчивости коллектора. Примем k 3 =l,2. Тогда критическое давление обсадных труб, пригодных для комплектования нижней секции в интервале 3250-3400 м, должно быть p кр ≥ 1,2· 34,6=41,5 МПа. Этому давлению соответствуют трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 10,7 мм, р кр =43,7 МПа, внутреннее избыточное давление р в.и =48,6 МПа. Оно значительно превышает фактическое внутреннее избыточное давление р в.и =20,6 МПа.

Длина 1-й секции l 1 =3400-3250= 150м.

Вес 1-й секции Р 1 =0,360·150=54кН.

На отметке 3250 м выше 1-й секции в.и =34,ЗМПа.

При коэффициенте запаса k 3 =1 для второй секции выбираем трубы с р кр =34,3 МПа. Этому давлению соответствуют трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм, р кр =37,1 МПа, р в =43,1 МПа.

Скорректированное критическое давление для труб 2-й секции

Для 3-й секции принимаем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 8,5 мм, р кр =31,4 МПа, р в =38,6 МПа. Эти трубы в соответствии с эпюрой наружного избыточного давления можно применять выше отметки 2250 м.

Длина 2-й секции l 2 =3250-2250= 1000м.

Вес 2-й секции Р 2 =0,323-1000=323 кН.

Суммарный вес двух секций Р 1-2 = 54 + 323 = 377 кН.

Скорректированное критическое давление смятия для труб 3-й секции

Скорректированная глубина спуска 3-й секции по эпюре h’ 3 =2070м.

Скорректированная дина 2-й секции l’ 2 =3250-2070=1180м.

Вес 2-й секции P’ 2 =0,323·1180=381,1 кН.

Суммарный вес двух секций P 1-2 =54+381,1=435,1кН.

Для 4-й секции принимаем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мм,р кр =26,7 МПа, р вн =35,0, P стр =794кН.

Секцию 4 можно использовать выше отметки h 4 = 1990м.

Длина 3-й секции l 3 =2070-1900= 170м.

Вес 3-й секции P 3 =0,292 170=49,6кН.

Суммарный вес трех секций P 1-3 =435,1+49,6=484,7кН.

Скорректированное критическое давление смятия для 4-й секции

где P 4т =1274кН.

Скорректированная глубина спуска 4-й секции h’ 4 =1700м.

Скорректированная длина 3-й секции l’ 3 =2070-1700=370м.

Суммарный вес трех секций Р 1-3 =435,1+108,0=543,1кН.

Страгивающая нагрузка для труб 4-й секции Р стр =823кН, допустимая нагрузка растяжения [Р]=P cтр /k 3 =823/1,3=633,0кH.

Трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мм пригодны для комплектования 4-й секции.

Для 5-й секции примем трубы из стали Д с толщиной стенки 7 мм, р кр =22,4 МПа, ρвн=31,8 МПа.

В соответствии с эпюрой наружного избыточного давления 5-я секция может быть спущена на глубину h 5 = 1600м.

Длина 4-й секции l 4 = 1700-1600= 100м.

Вес 4-й секции Р 4 =0,245·100=24,5кН.

Суммарный вес четырех секций Р 1-4 =543,1 +24,5=567,6кН.

Скорректированное критическое давление смятия для труб 5-й секции

где P 5т =1156кН.

Скорректированная глубина спуска 5-й секции h’ 5 = 1370м.

Скорректированная длина 4-й секции l’ 4 =1700-1370=330м.

Скорректированный вес 4-й секции P’ 4 =0,245·330=80,9кH.

Суммарный вес четырех секций Р 1-4 =543,1+80,9=624,0кН.

Для труб 4-й секции из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мм допускаемая нагрузка растяжения [Р 4 ]=823/1,3=633,0, для труб 5-й секции из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,0 мм допускаемая нагрузка растяжения [Р 5 ]=735/1,3=565,4кН.
На основании сопоставления допустимой нагрузки с весом четырех секций Р 1-4 =624,0кН можно установить, что трубы 5-й секции не пригодны для использования, кроме того, начиная с 4-й секции расчет колонны надо вести по нагрузке растяжения.

Скорректированная длина 4-й секции

Вес 4-й секции Р 4 =0,267·337=90кН.

Суммарный вес четырех секций Р 1-4 =543,1+90=633,1кН.

Для 5-й секции трубы из стали Д с 8,5-мм толщиной стенки Р стр5 =931кН, [Р 5 ]=931/1,3=716,1кН.

Вес 5-й секции Р 5 =0,292·284=82,9кН.

Для 6-й секции трубы из стали Д с 9,5-мм толщиной стенки Р стр5 =1059кН, [Р в ]= 1059/1,3=814,6кН.

Длина 6-й секции l 6 =(814,6-716,0)/0,232=305м.

Суммарная длина шести секций l 1-6 =150+1180+370+337+284+305=2626м.

Вес 6-й секции P 6 =0,323·305=98,5кН.

Суммарный вес шести секций Р 1-6 =716,0+98,5=814,5кН.

Для 7-й секции трубы из стали Д с 10,7-мм толщиной стенки P стр7 =1216кН, [Р 7 ]= 1216/1,3=935,3кН.

Длина 7-й секции l 7 =(935,3-814,5)/0,360=330м.

Вес 7-й секции P 7 =0,360·330=118,8кН.

Суммарный вес семи секций P 1-7 =814,5+118,8=933,3кH.

Суммарная длина семи секций l 1-7 =2626+330=2956м.

Для 8-й секции трубы из стали К исполнения Б с толщиной стенки 10,7 мм, Р стр8 =1569кН, [Р 8 ]= 1569/1,3=1206,9кН.

Длина 8-й секции l 8 =(1206,9-933,3)/0,360=760м.

Скорректированная длина 8-й секции l’ 8 =3400-2956=444м.

Вес 8-й секции Р 8 =0,360·444=159,8кН.

Суммарный вес восьми секций P 1-8 =933,3+159,8=1093,1кН.

Конструкция колонны приведена в табл. 10.4

Таблица 10.4 Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 146,1 мм из труб по ГОСТ 632-80 с удлиненной треугольной резьбой по данным расчёта

Источник

Расчет эксплуатационной колонны

Расчет обсадной эксплуатационной колонны сводится к определению расчетных нагрузок и их распределения по длине колонны, выявлению наиболее опасной из расчетных нагрузок в рассматриваемом сечении колонны и к подбору труб, соответствующих «данным значениям коэффициента запаса прочности, для комплектования секций обсадной колонны.

Условия нагружения обсадной колонны зависят от глубины ее спуска, сложности строения геологического разреза, назначения скважины и назначения колонны.

Выделяются три расчетные нагрузки:

Поскольку условия нагружения обсадной колонны в скважине весьма разнообразны, инструкцией регламентированы правила определения расчетных нагрузок.

Значение внутренних давлений максимально в период ввода скважины в эксплуатацию или при опрессовке колонны (позиции А расчетных схем). Наружные избыточные давления, главным образом, проявляются на стадии окончания эксплуатации скважины (позиции Б расчетных схем). За счет этих давлений может произойти разрыв колонны или ее смятие.

Порядок расчета эксплуатационной колонны на прочность следующий.

При расчете обсадной колонны наружное и внутреннее избыточные давления в любом ее сечении определяются по соответствующим эпюрам.

Действующей инструкцией определен следующий порядок расчета обсадной колонны:

Расчет продолжают до тех пор, пока суммарная длина всех секций не превысит глубины спуска колонны; в этом случае длина самой верхней секции корректируется по глубине скважины .

Источник

МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ

Понятие конструкции 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.

Основные элементы скважины

— это дно ствола скважины.

— это горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины.

— участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить необсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями.

— затвердевший цементный раствор, закачанный в кольцевое пространство между стволом и обсадной колонной с целью его герметизации.

Цементное кольцо предназначено для надежной изоляции друг от друга интервалов геологического разреза (в том числе и продуктивных) на весь период строительства, эксплуатации и обеспечения жесткой связи обсадных колонн со стенками скважины с целью формирования прочной и герметичной постоянной крепи.

Система обсадных колонн и цементных колец за ними составляют скважины.

Обсадные колонны

Обсадные колонны предназначены для изоляции стенок скважин от рабочего пространства ствола в процессе бурения и эксплуатации и обеспечивают требуемую прочность и герметичность при воздействии на них внутренних и внешних воздействий в первую очередь давления. Для создания необходимой изоляции кольцевого пространства, остающегося между обсадными колоннами, оно заливается жидким цементным раствором, твердеющим через определенное время.

Обсадные колонны по назначению подразделяются следующим образом.

— первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Направление, как правило, одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направлениями, когда верхняя часть разреза представлена лессовыми почвами, насыпным песком или имеет другие особенности. Обычно направление спускают в заранее подготовленную шахту или скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направление забивают в породу, как сваю.

Различают шахтное (или шахтовое) направление и удлиненное направление. Шахтное устанавливается, как правило, во всех случаях и его длина составляет 3-10 м. В зависимости от конкретных условий может устанавливаться удлиненное направление или от одного до нескольких направлений и в этом случае длина может достигать 100 м. Направление спускается по возможности в глинистый пласт. Диаметр колонны колеблется от 245 до 1250 мм. Трубы, используемые в качестве направления, на прочность не рассчитываются и не опрессовываются.

— колонна обсадных труб, предназначенных для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн.

Кондуктор в зависимости от геологических условий устанавливается на глубину в среднем до 100 м, а максимальная глубина до 600 м. Диаметр кондуктора, как правило, колеблется в диапазоне 177-508 мм. Он опрессовывается, как и цементное кольцо.

Шахтное направление и кондуктор являются обязательными элементами конструкции скважины.

Промежуточная обсадная колонна (их может быть несколько) служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин.

Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:

Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками являются, во-первых, практическим решением проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и, во-вторых, решением задачи по упрощению конструкции скважин, уменьшению диаметра обсадных труб, зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов, увеличению скорости бурения и снижению стоимости буровых работ.

— последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью) последняя промежуточная колонна.

Диаметр обсадной колонны

Проектирование диаметров обсадных колонн и долот начинают с эксплуатационной колонны и далее методом снизу-вверх. Расчет диаметров обсадных труб ведется «изнутри» с диаметра эксплуатационной колонны. Исходя из предполагаемого дебита скважины и экономического обоснования, выбирается диаметр эксплуатационной колонны. Диаметр эксплуатационной колонны определяет диаметры бурения под обсадные колонны для всей скважины, а количество промежуточных колонн определяет конструкцию колонной головки. Увеличение диаметра эксплуатационной колонны позволяет использовать более производительное скважинное оборудование, позволяет эксплуатировать в скважине одновременно несколько пластов и облегчает проведение подземного ремонта. С другой стороны увеличение диаметра эксплуатационной колонны ведет к увеличению металлоемкости обсадных колонн, объему бурения и цементирования. Возрастают нагрузки на колонную головку и ее металлоемкость. Все это ведет к увеличению затрат на строительство скважины. Уменьшение диаметра эксплуатационной колонны снижает стоимость ее строительства, но увеличивает затраты, связанные с эксплуатацией скважины. Так применение малогабаритного оборудования ведет к увеличению затрат на приобретение до 2-3х раз. Усложняется поведение подземного ремонта, что ведет, как правило, к увеличению затрат времени, и, следовательно, и материалов, а в некоторых случаях не позволяет произвести необходимый ремонт.

Сооружение скважины

Только сооруженная скважина может ответить на вопрос: имеется ли в данном районе нефтяное или газовое месторождение и какова промышленная ценность залежи углеводородов.

Сооружение скважины, независимо от ее назначения (разведочная, параметрическая, эксплуатационная и т.д.), включает в себя следующие основные этапы:

При бурении в скважину последовательно спускается определенная конструкция, состоящая из обсадных труб. Каждая последующая колонна вставляется в предыдущую, и поэтому имеет все меньший диаметр.

Дно скважины называется забоем. После проведения цементирования скважины образуется новый забой, который называется «искусственный забой». В процессе эксплуатации на забой осаждаются примеси, части изношенного оборудования или упущенный при проведении подземного ремонта инструмент и т.п., что при замерах изменяет глубину скважины и новая точка называется «текущий забой».

После создания герметичной конструкции скважины в эксплуатационную колонну, напротив продуктивного пласта, спускается на забой устройство (перфоратор), которое проделывает отверстия в обсадных трубах и цементном кольце и соединяет продуктивный пласт и скважину. Эти отверстия заполняются газом и пластовой жидкостью (нефтью), поступающей из пласта под избыточным давлением и заполняют скважину.

Требования к конструкции скважин

В зависимости от назначения скважин конструкция может существенно изменяться, но всегда должна удовлетворять некоторым общим требованиям, которые сводятся к следующему:

Кроме перечисленных, конструкция скважины должна удовлетворять определенным технологическим требованиям, основными из которых являются:

Разработка конструкции скважины

Основные параметры конструкций скважины: число и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр долот, которые необходимы для бурения под каждую обсадную колонну, а также высота подъема и качество тампонажного раствора за ними, обеспечение полноты вытеснения бурового раствора.

Разработка конструкции скважины базируется на следующих основных геологических и технико-экономических факторах:

К объективным геологическим факторам относят предполагаемую и фактическую литологию, стратиграфию и тектонику разреза, мощность пород с различными проницаемостью, прочностью, пористостью, наличие флюидосодержащих пород и пластовые давления.

Геологическое строение разреза горных пород при проектировании конструкции скважин учитывают как неизменный фактор.

В процессе разработки залежи ее начальные пластовые характеристики будут изменяться, так как на пластовые давления и температуру влияют продолжительность эксплуатации, темпы отбора флюидов, способы интенсификации добычи и поддержания пластовых давлений, использование новых видов воздействия на продуктивные горизонты в целях более полного извлечения нефти и газа из недр, поэтому эти факторы необходимо учитывать при проектировании конструкции скважин.

Конструкция скважин должна отвечать условиям охраны окружающей среды и исключать возможное загрязнение пластовых вод и межпластовые перетоки флюидов не только при бурении и эксплуатации, но и после окончания работ и ликвидации скважины. В связи с этим необходимо обеспечивать условия для качественного и эффективного разобщения пластов. Это один из главнейших факторов.

Таким образом, принципы проектирования конструкций скважин прежде всего должны определяться геологическими факторами.

Простая конструкция (кондуктор и эксплуатационная колонна) не во всех случаях рациональна. В первую очередь это относится к глубоким скважинам (4000 м и более), вскрывающим комплекс разнообразных отложений, в которых возникают различные, иногда диаметрально противоположные по характеру и природе осложнения.

Следовательно, рациональной можно назвать такую конструкцию, которая соответствует геологическим условиям бурения, учитывает назначение скважины и другие, отмеченные выше, факторы и создает условия для бурения интервалов между креплениями в наиболее сжатые сроки. Последнее условие является принципиальным, так как практика буровых работ четко подтверждает, что чем меньше времени затрачивается на бурение интервала ствола между креплениями, тем меньше число и тяжесть возникающих осложнений и ниже стоимость проводки скважины.

Источник

• ← что нужно чтобы при разводе ребенок остался с матерью
• чпнс в урологии что это →