Выбор диаметра эксплуатационной колонны, обсадных колонн и долот
Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр ствола скважины, если спуск обсадной колонны проектом не предусмотрен. Как было указано выше, диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств, намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.
Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в добывающих скважинах приведены в табл. 6.2.
Таблица 6.2 Рекомендуемые диаметры эксплутационных колонн
Суммарный
дебит, м 3/суг
Ориентировочный
диаметр, мм
Суммарный
дебит, м 3/суг
Ориентировочный
диаметр, мм
При выборе диаметра эксплуатационной колонны опорных, параметрических, структурных, поисковых и разведочных скважин следует предусмотреть диаметр 114 или 127 мм. Исключение составляют скважины, которые могут стать продуктивными.
В газовых добывающих скважинах эксплуатационную колонну желательно предусматривать диаметром 178 мм, а для скважин сложной конструкции 168 или 146 мм.
При расчете диаметров руководствуются нормами ГОСТ 632-80 на обсадные трубы (19 типоразмеров от 114,3 до 508,0 мм) и ГОСТ 20692- 80 на шарошечные долота (39 типоразмеров), а также сведениями о номенклатуре долот, выпускаемых отечественной промышленностью и зарубежными фирмами.
Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по ее габаритному наружному размеру (наружный диаметр соединительной муфты) с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с регламентированным радиальным зазором, который определен в зависимости от диаметра обсадной колонны ( табл. 6.3 ).
Таблица 6.3 Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны*
Номинальный диаметр
обсадной колонны, мм
Разность
диаметров 25, мм
Номинальный диаметр
обсадной колонны, мм
Разность
диаметров 25, мм
*Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности утв. Постановлением Госгортехнадзора России №24 от 09.04.1998 и введены в действие в 01.09.1998 г.
Затем по расчетному диаметру находится ближайший нормализованный диаметр долота.
Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти
По известному внутреннему диаметру d вн обсадной трубы с использованием ГОСТ 632-80 подыскивается нормализованный диаметр обсадной колонны и выявляется наибольшая допустимая толщина стенки трубы.
Так как в ГОСТ 632-80 нормализован наружный диаметр обсадных труб и для каждого размера установлено по несколько толщин стенки трубы, внутренний диаметр может варьировать в широких пределах:
Разработанная конструкция скважины представляется на схеме, которая оформляется по общепринятой форме. На схеме наружные диаметры обсадных колонн указываются в миллиметрах у верхнего их конца. Если в конструкции предусмотрено использование потайной колонны, то ее принято пунктирной линией подводить к поверхности и здесь указывать ее наружный диаметр. Глубины спуска обсадных колонн показывают в метрах у нижнего конца каждой колонны. Диаметр ствола скважины в миллиметрах определяется по диаметру долот, которые будут использоваться в соответствующем интервале, и на схеме показывается у правого конца стрелки, проведенной до стенки ствола скважины. На схеме также должна быть указана глубина до уровня подъема цементного раствора за колонной.
При оценке сложности конструкции скважины их подразделяют на одно-, двух-, трехколонные и т.д. В подсчете количества колонн принято учитывать только промежуточные и эксплуатационные обсадные Колонны; направление, кондуктор и потайная колонна в продуктивном Пласте при этом не учитываются.
В отдельных случаях для разработки более компактной конструкции скважины предусматривается использование обсадных труб со специальными муфтами уменьшенного наружного диаметра или трубы безмуфтового соединения типа ТБО. Гладкие обсадные колонны могут быть составлены из безмуфтовых обсадных труб типа ОП1м, которые соединяются между собой по резьбам, нарезанным на концах гладкого тела трубы. Такие трубы обладают пониженной прочностью (снижение до 50-53 % от прочности гладкой трубы) и поэтому могут использоваться для потайных колонн (хвостовиков) или размещаться в нижней части эксплуатационной колонны.
Конструкции скважин на воду
Проектирование конструкций водозаборных скважин
Принцип проектирования конструкции скважин на воду тот же, что и при бурении разведочных скважин на твердые полезные ископаемые ( см. здесь ). Однако конечный диаметр водозаборной скважины устанавливается в зависимости от выбранного диаметра фильтра с учетом поперечных габаритов водоподъемного оборудования.
Зная заранее установленную мощность вскрытия водоносного пласт, можно задаться длиной рабочей части фильтра и определить его минимально необходимый диаметр (в мм):
(6.1)
Исходя из необходимости крепления пород проектного геологического разреза и обеспечения санитарно-технической надежности скважины, определяют число промежуточных колонн, их диаметры и глубины спуска.
При вращательном бурении с промывкой и небольшой глубине залегания водоносного горизонта (80-100 мм) в большинстве случаев применяется одноколонная конструкция скважины. Дополнительная промежуточная колонна должна быть предусмотрена: в сложных гидрогеологических условиях для предупреждения прорыва высоконапорных вод по затрубному пространству при встрече зон разлома и зон интенсивных поглощений, которые не удастся изолировать с помощью специальных промывочных жидкостей. При большой глубине залегания водоносного горизонта (200-300 м) предусматривается двух-, трех-, а иногда и четырех колонная конструкция скважины. Следует учитывать необходимость зашиты скважины от проникновения в нее воды из неиспользуемых водоносных горизонтов. С этой целью предусматривается затрубное цементирование кондуктора и эксплуатационной колонны (в некоторых случаях и промежуточной колонны).
При ударно-канатном бурении выход колонн обсадных труб из-под башмака предыдущей колонны не должен превышать 30-50 м.
Сооружение бесфильтровых скважин, наиболее совершенных по способу вскрытия и освоения водоносных пластов, позволяет уменьшить диаметры скважин и упростить их конструкцию.
Для бурения водозаборных скважин роторным и ударно-канатным способами обычно применяют стальные муфтовые обсадные трубы с короткой и удлиненной конической резьбой треугольного профиля по ГОСТ 632-80.
Диаметр долота для бурения под обсадную колонну
Кроме стальных обсадных труб, в практике бурения скважин на воду используют пластмассовые (полиэтиленовые, полипропиленовые и др.) трубы. Эти трубы обладают значительно меньшей прочностью, чем стальные, но они более устойчивы к воздействию агрессивных вод.
Таким образом, конструкция скважины на воду должна обеспечивать:
Требуется обосновать конструкцию скважины.
Таблица 6.1 Запроектированная конструкция скважины
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Выбор основных элементов и размеров конструкций скважин начинается с выбора диаметра эксплуатационной колонны и ствола под нее. [16]
Физические свойства и параметры газоносных пластов определяют величину притока газа в скважину, а следовательно, существенным образом влияют на выбор диаметра эксплуатационной колонны и конструкции забоя скважины. [19]
Конструкцию газовых скважин для каждого конкретного месторождения выбирают с учетом особенностей геологического разреза месторождений и условий эксплуатации залежей. Выбор диаметра эксплуатационных колонн газовых скважин зависит от геологопро-мысловой характеристики продуктивных пластов и условий эксплуатации скважин и обосновывается технико-экономическими расчетами, учитывающими дебиты газа и потери давления в скважинах. Если залежи ( или выделенные эксплуатационные объекты) имеют значительные размеры и в пределах разбуриваемых зон выделяются различные по дебитности скважин участки, то диаметр эксплуатационной колонны может быть различным для каждого из этих участков. [22]
Диаметр эксплуатационных колонн нагнетательных скважин зависит от давления, при котором будет закачиваться вода ( газ. При выборе диаметра эксплуатационной колонны разведочных скважин на структурах с выявленной продуктивностью нефти или газа решающим фактором является обеспечение условий для проведения опробования пластов и последующей эксплуатации промышленных объектов. [23]
Определяющим при выборе конструкции скважины является выбор эксплуатационной колонны, диаметр которой служит основой для выбора диаметров остальных колонн, что в свою очередь влияет на расход материалов и средств на строительство скважины. Поэтому при выборе диаметра эксплуатационной колонны необходимо учитывать как геолого-технические условия разработки есщэвождерця, так и экономические факторы. [24]
Наиболее жесткие требования, по которым определяют диаметр эксплуатационной колонны, диктуются условиями эксплуатации скважин. Снижение уровня жидкости при добыче нефти или воды в обсадной колонне и снижение давления газа в пласте обусловливает возникновение сминающих нагрузок. Вследствие этого обсадная колонна должна быть составлена из труб такой прочности, чтобы в процессе эксплуатации не произошло бы их смятия. С увеличением диаметра обсадных труб сопротивление их смятию снижается. Значительное влияние на диаметр колонны оказывает величина статического давления газа. Поэтому для обеспечения длительной работы скважины одним из основных факторов при выборе диаметра эксплуатационной колонны является необходимая прочность обсадной колонны на сминающие и страгивающие усилия и внутреннее давление. [25]
Поэтому при комплексном проектировании разработки, включающем, кроме пласта и скважин, также принципиальные схемы обустройства и работы газопроводов, в процессе работы над проектом увязывается взаимодействие отдельных звеньев рассматриваемой системы в течение всего периода разработки. При этом расположение и условия работы скважин в определенной степени должны быть взаимоувязаны с работой газосборной сети, компрессорных станций, пунктов сбора и обработки газа. Например, местоположение дожим-ных компрессорных станций определяется в зависимости от конфигурации газосборной сети и расположения групповых пунктов и установок по осушке, а местоположение этих сооружений выбирается в зависимости от расположения скважин. В то же время изменить расположение скважин можно, не ухудшая условий их работы, но при этом значительно сократить расходы на сооружение газосборных сетей и дожимные компрессорные станции ( КС) или же изменить схему газосборной сети. Кроме того, до последнего времени даже не возникал вопрос о необходимости сооружения дожимных КС на самом месторождении, а считалось достаточным строить только одни головные КС на выходе с промысла. Таким образом, предлагается комплексное рассмотрение во времени для каждого месторождения условий работы пласта, скважин и принципиальных технологических схем наземных сооружений, на базе которых составляются технические проекты обустройства промыслов. При этом проектирование и выбор диаметра эксплуатационных колонн и конструкций скважин даются в проектах разработки. Детальное проектирование наземного оборудования осуществляется в проектах обустройства промысла на основе материалов комплексного проекта разработки. [26]
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)
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Выбор диаметра эксплуатационной колонны должен производиться с учетом создания нормальных условий для эксплуатации продуктивного пласта, проведения подземных ремонтов и ловильных работ в эксплуатационной колонне. [1]
При выборе диаметра эксплуатационных колонн должны учитываться капиталовложения в обустройство промысла, головных сооружений газопровода и ряд других факторов. [3]
При выборе диаметра эксплуатационной колонны можно ориентироваться на данные табл. 14, коррективы следует вносить с учетом конкретных условий. [4]
Поэтому при выборе диаметра эксплуатационной колонны необходимо учитывать как геолого-технические условия разработки месторождения, так и экономические факторы. [5]
Для высокодебитных скважин выбор диаметра эксплуатационной колонны должен осуществляться из условий максимального использования энергии пласта с учетом капиталовложений. [6]
Решающим фактором при выборе диаметров эксплуатационных колонн для газоконденсатных скважин является экономический расчет. В настоящее время имеется ряд методов расчета оптимальных диаметров газовых скважин, однако точного решения этого вопроса пока не найдено. [7]
Для высокодебитных газовых скважин выбор диаметра эксплуатационной колонны должен бы осуществляться из условий максимального использования энергии пласта с учетом капиталовложений в разработку месторождений. В этом плане предложено несколько критериев для оценки эффективности конструкции скважины. [9]