Конструкция газовых скважин кратко

Обновлено: 30.06.2024

Особенности конструкции и оборудования газовых скважин по сравнению с нефтяными, в частности с фонтанными скважинами, обусловлены отличиями свойств газа и нефти.

Физические свойства газа - плотность и вязкость, их изменение в зависимости от явления и температуры существенно отличаются от плотности и вязкости нефти и воды. Во многих случаях плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент динамической вязкости газа в 50-100 раз меньше, чем у воды и нефти.

Различие плотностей газа и жидкостей вызывает необходимость спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину чем в нефтяных для предотвращения взрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды, выхода газа на дневную поверхность.

Скорость движения газа в стволе скважины в 5—25 раз больше, чем скорость движения нефти. Извлечение газа из недр на поверхность происходит пока только за счет использования пластовой энергии. Газ некоторых месторождений содержит агрессивные, коррозионные компоненты (сероводород, углекислый газ). Отсюда к прочности и герметичности газовой скважины предъявляют более жесткие требования.

Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10000 м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность бурятся газовые и газоконденсатные скважины. Газовые скважины используются для: 1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла; 2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов; 3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов; 4) предотвращения подземных потерь газа.

Давление газа на устье газовой скважины всего на 5—10% меньше забойного давления или пластового давления в остановленной скважине. При истощении залежи или при особых условиях (открытый газовый фонтан, перекрытие ствола скважинным клапаном-отсекателем) устьевое давление приближается к атмосферному давлению. Значит, на обсадные трубы создаются большие давления и их перепады при наличии температурных напряжений. В случае малейшей негерметичности обсадной колонны вследствие малой вязкости газ проникает в вышележащие пласты, что может привести к загазованности территорий, образованию грифонов и создать взрывоопасные условия. Агрессивные компоненты не должны вызывать снижение прочности обсадных колонн и газопромыслового оборудования. Вследствие больших скоростей газа повышается опасность эрозии оборудования в газовой струе. Поэтому подбирают соответствующие материалы обсадных колонн, повышают герметичность труб применением уплотнительных смазок для резьб или сварных соединений, цементируют трубы по возможности на большую высоту (до устья) и др. Герметичность колонн обсадных труб достигается различными способами: применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений. Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах доходит до 100 МПа, температура газа достигает 523 К. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.

Скважины - дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60—80% в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений. Долговечность работы и стоимость строительства скважин определяются их конструкциями.

Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем, поднимаемым за трубами на определенную высоту.

Конструкция скважины должна обеспечивать: доведение скважины до проектной глубины; осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации; предотвращение осложнений в процессе бурения и эксплуатации; ремонт скважины; выполнение исследовательских работ; минимум затрат на строительство скважины, как законченного объекта в целом.

Конструкция добывающих газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений.

При движении газа в стволе с забоя на поверхность, особенно в высокодебитных скважинах, происходят большие потери давления на гидравлическое сопротивление, которые при дебите 0,5 млн. м 3 /сут в 2—3 раза превышают депрессию. Эти потери давления могут уменьшать дебит газовой скважины. При увеличении диаметра скважины (эксплуатационной колонны) уменьшается расход пластовой энергии, но возрастают капитальные вложения на строительство скважины и снижается надежность. В настоящее время экономически оправдано применение в высокодебитных газовых скважинах эксплуатационных колонн диаметром 219—245 мм.

Плотность и вязкость газа на 2—3 порядка меньше плотности и вязкости нефти. Скорость движения газа в стволе скважины в 5—25 раз больше, чем скорость движения нефти. Извлечение газа из недр на поверхность происходит пока только за счет использования пластовой энергии. Газ некоторых месторождений содержит агрессивные, коррозионные компоненты (сероводород, углекислый газ). Отсюда к прочности и герметичности газовой скважины предъявляют более жесткие требования.

При движении газа в стволе с забоя на поверхность, особенно в высокодебитных скважинах, происходят большие потери давления на гидравлическое сопротивление, которые при дебите 0,5 млн. м3/сут в 2—3 раза превышают депрессию. Эти потери давления могут уменьшать дебит газовой скважины. При увеличении диаметра скважины (эксплуатационной колонны) уменьшается расход пластовой энергии, но возрастают капитальные вложения на строительство скважины и снижается надежность. В настоящее время экономически оправдано применение в высокодебитных газовых скважинах эксплуатационных колонн диаметром 219—245 мм.

С целью защиты эксплуатационной колонны от прямого длительного влияния агрессивной среды в колонну спускают фонтанные (насосно-компрессорные) трубы, затрубное давление изолируют одним или двумя пакерами и заполняют ингибитором коррозии, который через узел ввода подают в фонтанные трубы или на забой. В фонтанных трубах устанавливают предохранительный клапан-отсекатель, циркуляционный и ингибиторный клапаны. Обычно применяют внутрискважинное оборудование, изготовленное из коррозионностойких металлов. Фонтанную арматуру для обвязки устья выбирают в зависимости от содержания H2S и С02 в продукции. Отметим только, что по коррозионной стойкости разработаны фонтанные арматуры четырех видов: для сред, содержащих С02 до 6%; то же, H2S и С02 до 6%; то же, H2S и С02 до 25%; при использовании ингибиторов коррозии.

Строительство и эксплуатация скважин могут осложняться в районах Крайнего Севера, где распространяются многолетне-мерзлые породы. Растепление мерзлотных пород, содержащих большое количество льда, сопровождается уменьшением занимаемого породой пристволовой зоны объема за счет таяния льда. Уменьшаются силы сцепления пород с цементным камнем, происходит перераспределение нагрузок по колонне. В результате произойдет укорочение колонны, и устье скважины вместе с фонтанной арматурой опустится. Такое смещение может достигать 0,5 м. Создаются условия для потери герметичности колонн и возникновения связанных с этим осложнений. Последующее промерзание пород может сопровождаться смятием обсадных труб. Для предупреждения этого башмак кондуктора устанавливают на 100—200 м ниже уровня вечной мерзлоты, цементируют кондуктор до устья. Межколонные пространства над цементным камнем заполняют незамерзающей жидкостью. В состав кондуктора включают несколько телескопических (скользящих) соединений, в результате чего внутренняя обсадная колонна остается в первоначальном положении. Могут использоваться также различные методы теплоизоляции.

В ряде случаев между забоем и устьем скважины возникают условия (состав, влажность, давление, температура и т. д.), необходимые для образования гидратов.

В большинстве же случаев температура газа на забое скважины при движении газа вверх может стать ниже температуры гидратообразования. В результате скважина забивается гидратами.

Изменение температуры газа вдоль ствола и на устье скважины можно определить при помощи глубинных термометров или расчетным путем по приведенным в предыдущем разделе зависимостям..

Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по стволу скважин, показывает, что тепловой режим в процессе ее эксплуатации меняется в зависимости от дебита: с увеличением дебита температура газового потока по стволу повышается (рис. 2.3.). Таким образом, при регулировании дебита можно изменять температуру образования гидратов. Это хорошо видно из рис. 2.4. Давление на устье р, температура газа на устье Т и равновесная температура образования гидратов изменяются в зависимости от дебита скважины. Для рассматриваемых условий режим безгидратной эксплуатации обеспечивается при дебитах от 1 млн. до 7 млн. м3/сут. Оптимальный дебит, обеспечивающий максимальный запас температуры, составляет примерно 3млн. м3/сут.

Температура образования гидратов в стволе при заданном расходе зависит также от диаметра колонны, а именно, режим безгидратной эксплуатации сдвигается в сторону больших оптимальных дебитов с увеличением диаметра.

Влияние изменения диаметра фонтанных труб и расхода газа на температуру гидратообразования необходимо учитывать при выборе режима работы скважин. Следует сказать, что существует такой дебит, при котором температура газа на устье максимальна и дальнейшее повышение дебита приводит к понижению температуры. В данном случае создаются условия, благоприятные для образования гидратов.

Объясняется это тем, что при очень большом расходе газа потери давления увеличиваются настолько, что снижение температуры за счет эффекта Джоуля Томсона начинает преобладать над повышением ее за счет высоких скоростей газа в скважине.

Место выпадения гидратов в скважинах зависит от многих факторов. Определяют его по точкам пересечения равновесных кривых образования гидратов и изменения температур по стволу скважин (рис. 2.5). Образование гидратов в стволе скважины можно заметить по снижению рабочего давления на устье скважины и уменьшению дебита газа.

Методы получения информации о продуктивных газовых пластах и скважинах условно можно поделить на две группы:

1. Прямые методы изучения образцов породы и продукции скважин, т.е. лабораторные исследования и прямые вспомогательные методы, такие как кавернометрия, газовый каротаж, изучение шлама при бурении скважин.

2. Косвенные методы изучения физических свойств пласта и получаемой продукции через комплекс измеряемых параметров при проведении геофизических и газогидродинамических исследований.

Газодинамические исследования газовых скважин проводятся методом установившихся отборов и методом восстановления давления.

Исследования скважин при стационарных режимах фильтрации позволяют определить:

- зависимость дебита скважины от депрессии на пласт, приёмистость пласта от депрессии на пласт при обратной закачке сухого газа на газоконденсатных и газонефтяных месторождениях и ПХГ;

- зависимость дебита скважины от температуры;

- условия разрушения, загрязнения и очищения призабойной зоны пласта, скопления и вынос жидких и твёрдых примесей на забое;

- распределение давления и температуры в пласте и по стволу скважины при различных эксплуатациях;

- коэффициенты фильтрационных сопротивлений, несовершенство по степени и характеру вскрытия пласта, гидравлические сопротивления забойного оборудования и лифтовых труб;

- эффективность проведения работ по интенсификации притока;

- технологический режим эксплуатации скважин;

- фильтрационные параметры газонефтеводонасыщенных интервалов и потенциальные возможности скважин по дебиту.

Забойное и пластовое давление измеряются глубинными манометрами. Для замера дебита газа используют различные приборы: дифференциальные манометры, которые наиболее часто используются в газовой промышленности, диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ), основные исследования скважин проводятся с помощью этого прибора. Для замеров количества песка используется в основном прибор ПНЛ. При исследовании скважин происходит разрушение призабойной зоны. Песчинки, ударяясь о пьезодатчик, вызывают появление тока, по значению которого вычисляется количество песка.

Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации производится по заранее составленной утвержденной

Рис. 7.5. Расположение оборудования при исследовании газовых скважин

программе. В зависимости от обустройства промысла исследования проводятся с монтажом оборудования по схеме исследования скважин, не подключенных к УКПГ или по схеме через УКПГ.

Перед началом исследования методом установившихся отборов давление на устье скважины должно быть восстановлено до статического. Исследование проводится последовательным ступенчатым увеличением дебита скважины, от меньших к большим (прямой ход). Работа скважины на режиме исследования продолжается до полной стабилизации термогазодинамических параметров. Конечная точка режима для расчета индикаторной кривой выбирается тогда, когда давление и дебит скважины на данной диафрагме (штуцере) перестает изменятся во времени (рис. 7.6). Процесс стабилизации давления и дебита непрерывно регистрируется и полученные данные (кривая КСД) используются в дальнейшем для определения параметров пласта.

Рис. 7.6. Изменение давления при исследовании скважины на одном режиме.

После проведения замеров давлений на забое, на устье, дебита газа, количества жидкости и твердых частиц - скважину закрывают для восстановления статического давления. Процесс непрерывно регистрируется во времени записью КВД. В дальнейшем, путем соответствующей обработке данных КВД определяют параметры пласта.

Исследования проводят на 5-6 режимах прямого хода и 2-3 режимах обратного хода, в зависимости от утвержденной программы. При наличии пакера в затрубном пространстве, значительного количества жидкости в потоке газа, определение забойного давления по устьевым замерам приводит к большим погрешностям. Поэтому рекомендуется использовать глубинные манометры в комплексе с термометром для непосредственного замера забойных давлений и температур.

Основным и обязательным условием метода установившихся отборов является полная стабилизация давления, температуры и дебита на режимах исследования. При исследовании высокопродуктивных пластов и скважин это условие выполняется достаточно быстро и стабилизация параметров происходит в период от нескольких минут до нескольких часов.

По окончяании исследования проводят обработку результатов исследования с определением всех необходимых параметров пласта и получают данные для установления технологического режима работы скважины.

Конструкция газовой скв. определяется: числом, длиной и диаметром обсадных, промежуточных, технических колонн, конструкцией забоя скважины, высотой подъема цемента за колоннами, конструкцией и типом колонной головки.

Выбор конструкции скв.производится в зависимости от ряда факторов: глубины залежи, пластовых давлений, пластовых температур, дебитов газа и конденсата, условий проводки скважины, свойств пластового газа.

К газовым скв. предъявляются повышенные требования к герметичности, к прочности колонн. Конструкция газовой скв. должна обеспечить ее безопасную эксплуатацию, возможность предупреждения и ликвидацию выбросов или фонтанов как в процессе бурения, опробования, так и при ее длительной эксплуатации. Достигается это герметичностью, прочностью, применением труб соответствующих марок стали, смазкой резьбовых соединений специальными смазками, подъемом цемента на максимальную высоту (до устья), соответствующим оборудованием забоя. Диаметры эксплуатационных колонн газовых скважин применяются в более широких пределах, чем в нефтяных скважинах, они определяются пропускной способностью.

Для контроля герметичности газовых скважин все обсадные трубы перед спуском должны спрессовываться при повышенных на 20 % давлениях по сравнению с обычными давлениями опрессовки водой. Обсадные колонны: направление, кондуктор, техническая колонна, эксплуатационная колонна. Оборудование газовых скв. : наземное-представляет собой фонтанную арматуру, устанавливаемую на устье (колонная головка, трубная головка, фонтанная елка), подземное- включает оборудование забоя и ствола скважины (пакер, НКТ, нипель, клапаны циркуляционный, ингибиторный, срезной, уравнительный, аварийный, клапан-отсекатель, переходник, замок, разъединитель колонны НКТ, хвостовик).

В практике используют фонтанные арматуры, рассчитанные на рабочее давление 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. По конструкции они подразделяются на тройниковые и крестовые.

- 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

Основными элементами скважины являются: устье, забой, ствол, обсадная колонна, фильтр, цементное кольцо.

- это начало скважины, образованное короткой вертикальной зацементированной трубой - направлением.

- 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

- это свинченные друг с другом и опущенные в ствол обсадные трубы с целью изоляции слагающих ствол горных пород. Различают первую обсадную колонну - кондуктор, последнюю обсадную колонну - эксплуатационную колонну, в том числе хвостовик, промежуточные обсадные колонны, в том числе летучки (лайнеры).

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:

сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;
хвостовики - для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину;
летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.

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

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:

Геологическое обоснование места сооружения и составление проекта скважины, которые позволяют наилучшим образом выполнить поставленную задачу.
Монтаж технических средств для наиболее качественного и экономичного сооружения скважины.
Проводку ствола скважины, обеспечивающую высокую скорость углубления при минимальных затратах.
Глубинные геофизические и технологические исследования, позволяющие подробно изучить геологический разрез, термодинамические параметры вскрытых скважиной пластов, отобрать образцы горных пород и пластовых флюидов для лабораторных исследований.
Крепление ствола обсадными трубами и цементом, обеспечивающее длительную безаварийную эксплуатацию скважины как инженерного сооружения и ее экологическую безопасность.
Изготовление глубинного фильтра, обеспечивающего качественную и надежную гидродинамическую связь продуктивного пласта с полостью эксплуатационной колонны и препятствующего проникновению в колонну горной породы и других загрязняющих углеводороды примесей.
Оборудование устья скважины, включающее, при необходимости, подвеску колонны насосно-компрессорных труб, обеспечивающее качественное испытание скважины и дальнейшую длительную эксплуатацию ее как объекта добычи углеводородов.

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

Если продуктивный пласт обсаживается, то низ или башмак эксплуатационной колонны устанавливается всегда (после прохождения через пористый продуктивный пласт) в непроницаемую породу. Это позволяет вскрыть продуктивный пласт, предотвратив его обводнение, что само по себе является серьезной проблемой, и может сделать скважину непродуктивной, т.е. не давшей нефти.

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:

надежное разобщение пройденных пород и их герметизация, что вытекает из требований охраны недр и окружающей среды и достигается за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн, межколонных и заколонных пространств, а также за счет изоляции флюидонасыщенных горизонтов;
получение максимального количества горно-геологической и физической информации по вскрываемому скважиной разрезу;
возможность оперативного контроля за вероятным межколонным или заколонным перетоком флюидов;
длительная безаварийная работа при условии безопасного ведения работ на всех этапах жизни скважины;
конструкция должна иметь определенный диаметр обсадных труб, что особо относится к эксплуатационной колонне;
быть стабильной (не изменять своих первоначальных характеристик в течение длительного времени или после проведения определенных технологических операций);
эффективное фиксирование конструкции в стволе скважины;
возможность аварийного глушения скважины;
возможность трансформации одного вида скважины в другой за счет максимальной унификации по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

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

хорошая гидравлическая характеристика (минимум сопротивлений);
максимально возможное использование пластовой энергии в процессе подъема продукции на дневную поверхность за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и конструкции забоя;
возможность проведения всех видов исследований известными и перспективными глубинными приборами;
проведение всех технологических операций в скважине, в том числе и по воздействию на продуктивный горизонт;
применение различных способов эксплуатации с использованием эффективного оборудования, в том числе и с большими нагрузками на стенку скважины (колонны).

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:

геологические особенности залегания горных пород, их физико-механическая характеристика, наличие флюидосодержащих горизонтов, пластовые температуры и давления, а также давление гидроразрыва проходимых пород;
назначение и цель бурения скважины;
предполагаемый метод заканчивания скважины;
способ бурения скважины;
уровень организации, техники, технологии бурения и геологическая изученность района буровых работ;
уровень квалификации буровой бригады и организация материально-технического обеспечения;
способы и техника освоения, эксплуатации и ремонта скважины.

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.

Все технико-экономические факторы - субъективные и изменяются во времени. Они зависят от уровня и степени совершенства всех форм организации, техники и технологии буровых работ в совокупности. Эти факторы влияют на выбор конструкции скважин, позволяют ее упростить, однако не являются определяющими при проектировании. Они изменяются в широких пределах и зависят от исполнителей работ.

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.

Вы здесь: Разработка нефтяных и газовых месторождений Особенности конструкций газовых скважин

Особенности конструкций газовых скважин

Рейтинг: / 5

ся газовые и газоконденсатные скважины. Газовые скважины используются для: 1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла; 2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов; 3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов; 4) предотвращения подземных потерь газа.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях.

Действительно, давление газа в скважинах доходит до 100 МПа, температура газа достигает 523 К, горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.

Скважины - дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 6080% в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений .

Долговечность работы и стоимость строительства скважин во многом определяются их конструкциями.

Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину.

Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем, поднимаемым за трубами на определенную высоту.

Физические свойства газа - плотность и вязкость, их изменение в зависимости от явления и температуры существенно отличаются от плотности и вязкости нефти и ты.

Во многих случаях плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент динамической вязкости газа в 50-100 раз меньше, чем у воды и нефти.

Различие плотностей газа и жидкостей вызывает необходимость спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину чем в нефтяных, для предотвращения взрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды, выхода газа на дневную поверхность.

Глубину спуска кондуктора в газовых скважинах h (в м) можно определить подбором из равенства

(8.1)

где L - глубина скважины; R - удельная газовая постоянная; Т - средняя температура на длине (L-h); rср - средняя объемная плотность горных пород разреза на длине h; рн - начальное пластовое давление газа; g - ускорение свободного падения

или приближенно по формуле

где rw - плотность пластовой воды.

Малая вязкость газа вызывает необходимость принимать особые меры по созданию герметичности как обсадных колонн, так и межтрубного пространства газовых скважин. Герметичность колонн обсадных труб достигается различными способами: применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений. Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.

Твердотопливные котлы в Украине котлы в Украине

Полное описание первых признаков и выраженных симптомов при гепатите В здесь

Читайте также: