книги из ГПНТБ / Амиян, В. А. Добыча газа [учеб. пособие]

Расчет подъемных колонн, составленных из труб неравнопрочной конструкции

Слабым звеном в цепи подъемной колонны, составленной из неравнопрочных труб, является резьбовое соединение. Уменьшение прочности вследствие нарезки составляет в зависимости от разме­ ров труб 20—40% прочности на разрыв по телу трубы. Максималь­ ное уменьшение прочности наблюдается у труб малых размеров с малой толщиной стенки. Характерным для неравнопрочных труб является то, что их резьбовое соединение, подвергнутое осевому растяжению, как правило, разрушается вследствие выхода резьбы из соединения. При этом происходит упруго-нластическое сжатие ниппеля и расширение муфты, вследствие чего резьба трубы соскаль­ зывает и выходит из зацепления с резьбой муфты. Начало пласти­ ческой деформации в резьбе и связанное с ней нарушение упругой прочности определяются формулой Яковлева:

впадине первой полной нитки резьбы, находящейся в зацеплении, в см; Dcp — средний диаметр трубы по первой полной нитке, находя­ щейся в зацеплении, в см; сгт — предел текучести материала трубы в кгс/см2; I — длина резьбы до основной плоскости в см; у — угол, составленный направлением опорной поверхности резьбы с осью трубы; ф — угол трения, принимаемый равным 18°.

Предельно допустимая длина подвески для одноразмерной ко­ лонны определяется из выражения

где Остр — страгивающая нагрузка для выбранного типа и раз­ мера труб; qTр — вес 1 м труб.

Для двухразмерной колонны длина отдельных секций и общая длина колонны могут быть определены из следующих зависимостей:

Для трехразмерной колонны аналогичные выражения имеют вид

где D — наружный диаметр трубы в см; d — внутренний диаметр трубы в см.

160

Предельная глубина спуска колонны труб при расчете на стра­ гивающую нагрузку резьбового соединения при запасе прочности-, равном 1,5 (в м), приведена в табл. 21.

Т а б л и ц а 21

Т а б л и ц а 22

В табл. 22 приведены предельные нагрузки, при которых напря­ жение в теле трубы у первой работающей нитки резьбы достигает предела упругости, а также и критические нагрузки, при которых выходят из строя все резьбовые соединения (для различных диаме­ тров труб). В расчетах принята сталь марки Д (а = 3800 кгс/см2).

Пример. Возьмем ступенчатую колонну нз труб марки Д , состоящую из 03-мм «хвоста» (2300 м) и 102-мм труб верхней секции (длиной 2000 м), общей длиной 4300 м. Максимальная нагрузка в опасном сечении составит:

для 102-мм труб

2000 -18,8 + 2300 •9,6 = 59 680 кгс;

для (53-мм труб

сверх своего собственного веса нагрузка может быть увеличена для 63-мм трубы на 30 400—22 080 = 8320 кгс, для 102-мм труб всего иа 60 400 — 59 680 = 720 кгс.

Очевидно, что наибольшее напряжение будет испытывать верхняя ступень колонны, т. е. верхние 4" трубы. Поэтому для всей колонны предельная нагрузка сверх собственного веса может быть не более 60 400 — (37 600 — 22 080) = 720 кгс.

Такая конструкция подъемных труб весьма опасна и не может быть реко­ мендована для применения. При необходимости создания такой подвески сле­ дует применять трубы марки Е (36 Г2С).

Рассуждая аналогично приведенному примеру, находим, что критическая нагрузка для данной колонны, во избежание расстройства резьбового соедине­ ния верхней ступени 4 "труб, не может быть более 91 400 — (37 600 4- 22 080) = = 32 720 кгс.1

Сопротивление труб внутреннему давлению определяют по фор­ муле

трубы достигает предела текучести, в кгс/см3; б — толщина стенки трубы в см; D — наружный диаметр трубы в см.

При наружном давлении в расчет принимается разность внутрен­ него и внешнего давлений.

Выбор диаметра насосно-компрессорных труб

Так как производительность газовых и газоконденсатных сква­ жин обычно значительно больше (в 10 раз и более), чем нефтяных, то выбор диаметра подъемных труб имеет весьма важное значение.

Исследования на скв. 32 Ленинградского месторождения (Красно­ дарский край) показали, что дебиты газа существенно ограничены пропускной способностью 63-мм подъемных труб, максимальная пропускная способность которых в данных условиях не превышает 400—500 тыс. м3/сут. В скв. 32 при дебите газа уже в 430 тыс. м3/сут потери в подъемных 63-мм трубах составили 44 кгс/см2, или 21% пластового давления (205 кгс/см2). При увеличении дебита газа в этой скважине до 750 тыс. м3/сут потери увеличились до 82 кгс/см2, или 40% пластового давления.

Из изложенного выше можно сделать выводы: применение 4" насосно-компрессорных труб, а иногда и большего диаметра для эксплуатации газовых скважин способствует значительному увели­ чению коэффициента использования пластовой энергии, сохранению

втечение длительного времени постоянного дебита газа и постоянной температуры сепарации.

Все насосно-компрессорные трубы, предназначенные для спуска

вскважину, должны быть тщательно проверены. Для проверки резь­ бовых и муфтовых соединений необходимо пользоваться специаль­ ными калибрами. До начала перфорации колонны трубы должны быть уложены на мостках и замерены. Замерять трубы следует металли­ ческой рулеткой. Трубы следует погружать и разгружать специаль­ ными механизмами, а транспортировку проводить на специальных автомашинах. Нарезанные концы труб до спуска их в скважину должны быть защищены специальными предохранительными коль­ цами.

Глубина погружения насосно-компрессорных труб

Анализ эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин показывает, что при установке башмака насосно-компрес­ сорных труб над верхними перфорационными отверстиями некоторая их часть почти всегда оказывается изолированной глинистым рас­ твором, песком или водой.

.162

Чаще всего изолированный участок вскрытой части пласта или вовсе не принимает участия в работе скважины или же его добывные возможности используются недостаточно. Происходит это по­ тому, что глинисто-песчаные и песчаные пробки уплотняются на­ столько сильно, что при допускаемых в процессе эксплуатации сква­ жины депрессиях не пропускают через себя нефть и газ. То же самое происходит при наличии на забое скважины воды. Длительное кон­ тактирование ее с продуктивной частью пласта постепенно вызывает набухание глинистых частиц и резко ухудшает фильтрационную характеристику пористой среды.

Данные практики показывают, что погружать насосно-компрес­ сорные трубы, как правило, надо так, чтобы конец их находился на уровне 2—3 м выше нижних перфорационных отверстий. Это предотвратит оседание на забое скважины твердых частиц, накопле­ ние воды, глинистого раствора.

Оборудование устья скважины при перфорации

Оборудование устья скважины при перфорации колонны (рис. 83) состоит из задвижки 1 и блок-баланса (рис. 84). На крестовик фон­ танной арматуры (см. рис. 83) устанавливают противовыбросовую (прострелочную) задвижку 1 со штурвалом 2, который выводят за

Рис. 83. Оборудование устья скважины при перфора­ ции колонны.

буровую на расстояние 8—10 м. От двух отводов крестовика про­ кладывают 63-мм трубопроводы 3 с тем, чтобы в случае проявления газового фонтана при перфорации колонны можно было бы газ пустить через крестовик, отвести его в сторону от устья скважины и свободно собирать фонтанную арматуру после закрытия противо­ выбросовой задвижки, если при ее закрытии давление на устье будет превышать максимально допустимое. Эти же трубопроводы служат для глушения скважины.

Противовыбросовую задвижку до установки на крестовик тща­ тельно проверяют и опрессовывают на соответствующее давление.

Крестовик и задвижку устанавливают на устье скважины так, чтобы при пропуске задвижками газа струя его не попала на бу­ ровую лебедку, а задвижки можно было бы быстро перекрыть. Для этого необходимо, чтобы ось боковых задвижек крестовика была па­ раллельна оси буровой лебедки, а маховики всех задвижек были на­ правлены в сторону мостков буровой.

Противовыбросовую же задвижку устанавливают на верхнем фланце крестовика таким образом, чтобы маховик со штурвалом был под углом 90° к оси задвижек крестовика. Такое расположение маховиков задвижек делает работу более безопасной.

Рис. 84. Блок-баланс,

1 — р о л и к ; 2 — с т о й к а ; з — са л а з к и ; 4 — о п о р н ы е п р и зм ы ; 5 — щ е к и д а т ­

ч и к а ; в — щ ек и н а т я ж е н и я ; 7 — о т в е р с т и я д л я к р е п л е н и я д и н а м о м е тр а ; 8 — н а к и д к а ; 9 — б а р а ш е к ; 10 — ш е сте р н и за ц еп л ен и я .

Блок-баланс (см. рис. 84) устанавливается на верхнем фланце противовыбросовой задвижки.

Оборудование устья скважины при перфорации колонны имеет большую высоту, поэтому при большой глубине скважины возникает значительный опрокидывающий момент. Необходимо прочно укре­ пить устье скважины вместе с установленным блок-балансом.

Определение удельного веса жидкости

Правильное определение удельного веса жидкости, оставляемой в стволе скважины на время перфорации эксплуатационной колонны, является важнейшим условием обеспечения перфорации в безопас­ ной обстановке. Наибольшие трудности обычно возникают при перфорации в разведочных скважинах, так как определение удель­ ного веса жидкости при этом затруднительно из-за незнания вели­ чины пластового давления. При этом удельный вес жидкости опре­ деляют, исходя из условий вскрытия объектов, подлежащих опро­ бованию.

164

иглинистый раствор различного удельного веса. Иногда приходится применять глинистый раствор удельного веса 1,6—2,0 Г/см3, тре­ бующий утяжеления и химической обработки.

Особенно тщательно должен приготовляться утяжеленный и химически обработанный глинистый раствор: он должен быть такого качества, чтобы до окончания всех работ по освоению скважины (проверка колонны шаблоном до перфорации, замер забоя скважины

ипромер кабеля, перфорация колонны, спуск насосно-компрессор­ ных труб и замена раствора на воду) не произошло оседание утяже­

лителя. Разумеется, такой раствор следует приготовлять только на поверхности: до получения стабильного раствора, необходимого удельного веса, вязкости и объема, не рекомендуется закачивать его в скважину порциями.

Для разведочных скважин до перфорации эксплуатационной колонны на буровой необходимо иметь резервный глинистый рас­ твор не менее двух объемов скважины, для эксплуатационных сква­ жин — не менее одного объема.

Новые скважины необходимо перфорировать на жидкости удель­ ного веса, равного удельному весу жидкости, с применением которой вскрывается продуктивный пласт; скважины после ремонта, нахо­ дившиеся ранее в эксплуатации, следует перфорировать на жидкости с удельным весом, гидростатическое давление которой превышает пластовое не более чем на 10%. Нижняя часть колонны должна быть заполнена жидкостью с добавкой ПАВ.

§ 42. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ПЕРФОРАЦИЕЙ

Выбор способа перфорации колонны

Существует несколько типов перфораторов: пулевой, торпедный, кумулятивный, гидропескострунный.

Принципиальное направление в конструировании перфорато­ ров — создание наиболее надежной гидродинамической связи между пластом и скважиной, ускорение процесса перфорирования. При этом следует уделять внимание сохранению целостности цементного кольца за эксплуатационной колонной, в особенности в интервале нефтегазонасыщенной части пласта.

Если в процессе перфорирования колонны в цементном кольце образуются трещины, то в результате этого возникает ряд осложне­ ний: в нагнетательных скважинах снижается эффективность раз­ дельной закачки воды в пласты с различной проницаемостью; в неф­ тяных и газовых скважинах — не возможна одновременная раздель­ ная эксплуатация в одной скважине нескольких пластов. Наличие трещин в цементном кольце за колонной в скважинах с высоким пластовым давлением неминуемо приведет к серьезным осложнениям. Поэтому при выборе способа перфорации колонны необходимо

165

сохранять целостность цементного кольца за колонной. С этой точки зрения создание гидродинамической связи менаду пластом и сква­ жиной путем применения взрывчатых веществ, торпедного перфо­ ратора и кумулятивных перфораторов с разрушающимся корпусом можно рекомендовать только в исключительных случаях.

Недостатком бескорпусных полностью разру­ шающихся и корпусных разрушающихся перфора­ торов является то, что от большого числа осколков, образующихся после взры­ ва заряда, обсадная ко­ лонна получает поврежде­ ние, а это в свою очередь вызывает образование тре­ щин в цементном кольце. То же относится к торпед­ ному перфоратору. Так как разрывной снаряд со­ держит сильное взрывча­ тое вещество, то приме­ нение торпедных перфо­ раторов также нарушает целостность цементного кольца.

Таким образом, с точки зрения сохранения цело­ стности цементного кольца за колонной пригоден гид­ ропескоструйный способ перфорации, а также пуле­ вые и кумулятивные не разрушающие перфорато­ ры. В скважинах с высо­ кой температурой и в мно­ гоколонных скважинах бо­

лее надежную гидродинамическую связь между последними и пластом можно создать гидропескоструйной перфорацией. Этот метод основан на использовании кинетической энергии и абра­ зивности струи жидкости с песком, выходящих с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной в стенку скважины. За ко­ роткое время струя жидкости с песком образует отверстие или про­ резь в обсадной колонне и канал или щель в цементе и породе пласта без других нарушений обсадных труб и цементного камня за колон­ ной (рис. 85).

Перед перфорацией точно определяют глубину забоя и состояние ствола скважины. Отбивка забоя скважины и точное определение

166

его глубины — необходимые условия проведения перфорации. Со­ стояние ствола скважины и глубину забоя определяют шаблоном диаметром меньше диаметра колонны на 6,3 мм. Вес шаблона должен быть близок к весу перфоратора. Перфорацию можно проводить только при свободном прохождении шаблона по стволу скважины.

При перфорации точное определение глубины забоя скважины имеет важное значение. Из-за неточной отметки глубины может оказаться вскрытым водоносный пласт, а не пласт, намеченный

кэксплуатации. Поэтому только после полной уверенности в пра­ вильности определения глубины забоя скважины можно приступать

кперфорации эксплуатационной колонны.

Гидропескоструйный перфоратор опускается в скважину на на­ сосно-компрессорных или бурильных трубах с тщательным промером их до подошвы интервала, подлежащего вскрытию. На первой трубе от перфоратора устанавливается специальная муфта-репер, необхо­ димая для установки перфоратора на заданной глубине. Глубина спуска перфоратора контролируется радиокаротажем, обеспечива­ ющим точную установку перфоратора в заданном интервале пласта.

Темп прокачки смеси жидкости с песком согласно временной инструкции должен составлять 3,0—3,2 л/с на насадку. При таком темпе закачки скорость выходящей струи жидкости из насадки равна 200—220 м/с, а перепад давления в насадках — 185—200 кгс/см2. Концентрация песка в жидкости должна составлять 50—100 г/л.

После перфорации колонны с устья скважины снимают противо­ выбросовую задвижку и приступают к спуску насосно-компрессор­ ных труб. Муфты нескольких труб, спускаемых в конце колонны, следует расточить в верхней части; количество труб с расточенными муфтами должно быть не меньше длины перфорированной части ко­ лонны. Объясняется это тем, что обычно в фильтре находятся це­ ментная корка и застрявшие пули, оказывающие препятствия при подъемных операциях и приводящие иногда к обрыву труб. Трубы с расточенными только в верхней части муфтами создают более бла­ гоприятные условия во время их подъема.

При подъеме труб с мостков сквозь каждую трубу нужно про­ пустить шаблон и проследить за его выходом из трубы. При за­ держке шаблона в трубе последнюю следует забраковать. Шаблон (точеная оправка) имеет длину 1250 мм с наружным диаметром по табл. 23.

Т а б л и ц а 23

Подняв трубу, необходимо отвинтить предохранительное кольцо, тщательно очистить волосяной щеткой резьбу ниппеля, а также

167

резьбу муфт ранее спущенной трубы и смазать ее консистентной смазкой. Нельзя допускать свинчивания насосно-компрессорных труб без смазки, ибо независимо от величины крутящего момента герметичность при этом не достигается и, кроме того, «сухое» свин­ чивание приводит к преждевременному износу резьбы.

Во время спуска труб в скважину фонтанная елка должна нахо­ диться недалеко от устья, в удобном для быстрой установки месте. Однако при необходимости прекращения дальнейшего спуска труб, например, при проявлении скважины, до фонтанной елки надо уста­ новить переводную катушку с задвижкой. Поэтому в переводную

Рис. 86. Схема расположения оборудования при освоении скважины (Карадагнефть).

катушку ввинчивают патрубок с нарезанным концом под муфту спускаемых труб, а на верхний фланец задвижки, соединенной нижним фланцем с переводной катушкой, устанавливают патрубок с муфтой на конце под элеватор.

После окончания спуска насосно-компрессорных труб на устье скважины устанавливают фонтанную арматуру и соединяют с манифольдом.

Схема расположения оборудования нри освоении скважины, применяемая в НГДУ Карадагнефть, удобна тем, что как во время спуска насосно-компрессорных труб в скважину, так и в процессе ее освоения всегда имеется возможность прекратить проявление скважины, что весьма важно для предотвращения открытого фонта­ нирования (рис. 86). Цементировочные агрегаты обычно надо уста­ навливать на расстоянии 70—80 м от устья скважины.

Так как часто применяется трубная головка без тройника, то воздушная линия от компрессора включается в нагнетательную ли­

168

нию цементировочного агрегата, соединяющуюся с одним из боко­ вых отводов крестовика. После полной готовности всех наземных сооружений к приему продукции скважины вызывают приток газа.

§ 43. ВЫЗОВ ПРИТОКА ГАЗА И ЖИДКОСТИ ИЗ ПЛАСТА СУЩЕСТВУЮЩИМИ МЕТОДАМИ

Нормальная работа нефтяной и газовой скважин во многом за­ висит от правильного режима вызова притока нефти и газа из пласта.

Анализ промысловых данных показывает, что в процессе вызова притока жидкости и газа из пласта могут возникнуть некоторые осложнения: деформация эксплуатационной колонны, прорыв по­ дошвенной, верхней и нижней вод и др. Подобного рода осложнения происходят главным образом потому, что метод вызова притока не согласовывается с геолого-физической характеристикой коллектора и условиями залегания высоконапорных водоносных горизонтов. Поэтому прежде чем приступить к завершающему этапу освоения скважины — вызову притока жидкости и газа, необходимо знать вещественный состав пласта, степень его сцементированпости, усло­ вия залегания верхней и нижней вод, характер проявления подош­ венной воды.

Существует мнение, что хороший приток из пласта можно обеспе­ чить путем применения высоких депрессий, достигаемых за корот­ кий промежуток времени. Причем после появления притока более приемлемо на некоторое время поддерживать форсированный режим работы скважины при хорошей очистке призабойной зоны пласта. Возможно, что иногда подобное предположение может быть и при­ емлемым как исключение, но в принципе указанная точка зрения противоречит современным требованиям к освоению скважин.

Если в результате некачественного вскрытия пласта бурением и перфорацией значительно снижена естественная проницаемость коллектора, то вряд ли можно высокими депрессиями устранить отрицательные последствия некачественного вскрытия. При чрез­ мерно высоких депрессиях можно лишь создать благоприятные усло­ вия для прорыва в продуктивную часть пласта посторонних и подош­ венных вод, разрушения призабойной зоны пласта, а в лучшем слу­ чае обеспечить приток жидкости и газа только из наиболее прони­ цаемых прослоев, т. е. будут созданы условия с самого начала освое­ ния скважины для неравномерной выработки всей продуктивной части пласта.

Наиболее наглядно зависимость оптимального режима эксплуа­ тации скважин от способа вызова притока жидкости и газа из пласта можно наблюдать в скважинах, которые имеют следующие осо­ бенности: а) продуктивная часть объекта расположена в водопла­ вающих частях залежи; б) нефтяной и газовый пласты характери­ зуются наличием газовой шапки и подошвенной напорной воды; в) близко расположены высоконапорные верхние или нижние воды по отношению к продуктивному объекту; г) нефтяные и газовые

169