Оборудование для добычи нефти и газа Том 1
..pdfДля определения контактного давления рк и наименьшей величины осевой силы Q, обеспечивающей герметичное разобщение ствола сква жины, используют следующие уравнения, вытекающие из (1.3.1):
Q > 0,111 Ар F + GF |
- ( R \- г2ш)у\ / [(R \- г2,,,)2 |
( R \ - r\,)} |
|
при рк —Ар, |
(1.3.3) |
где F - площадь поперечного (диаметрального) сечения уплотнитель ного элемента в деформированном состоянии; G = 5,1... 1 МПа - модуль сдвига резины; /?п и /?с - наружный радиус резины до деформации и после нее (последний равен внутреннему радиусу обсадной колонны); /*,„ - внутренний радиус резины; Ар - перепад давления у пакера.
Высота уплотнительного элемента пакера в свободном состоянии может быть определена из условия равенства площади его поверхности до и после деформирования.
/1,ш„ = [2/*с(Лс+/-ш) + Л2с л2,,]/2 (/?„ + /•„), |
(1.3.4) |
где hc - высота элемента в сжатом состоянии.
Считается, что это условие обеспечивает предохранение от затека ния резины в зазор между пакером и обсадной колонной.
Расчеты высоты уплотнительного элемента при учете этого положе ния дают наименьшую высоту одного уплотняющего элемента.
В пакере рекомендуют иметь несколько (два - четыре) таких уплот нений.
Наибольшая высота уплотнительного элемента может быть найдена по условию самозакрепления пакера при действии осевого усилия.
К » = (Л2п- Л и) Яс3 / [0,45f ( R \ - г2ш) (3Лс + 2R2с гш- г2ш)], (1.3.5)
гд е/- коэффициент трения.
В конструкции пакера должна быть предусмотрена длина хода его штока (ствола), которая обеспечит сжатие уплотняющего эле мента до соприкосновения его с обсадной колонной и герметичность уплотнения.
Увеличение хода штока будет приводить к повреждению уплот няющих элементов из-за отсутствия ограничения передачи на них уси лий и как следствие - получению недопустимых деформаций.
Оптимальную длину хода штока рекомендуют определить по сле дующей формуле:
Осевое перемещение свободного конца уплотняющего элемента равно
S = ( // / 0) i , |
(1.3.Ю) |
где /, /0 - шаг намотки нитей корда после прижатия оболочки к обсад ной колонне и в свободном состоянии; L - рабочая высота намотки корда в свободном состоянии,
I = 2лRctg р; |
/0 = 2лRkctg Р„. |
(1.3.11) |
При расчете лакера необходимо проверять влияние плашечного за хвата на прочность обсадной колонны.
В конструкциях пакеров, где плашки полностью перекрывают кольцевой зазор, нагрузка на обсадную колонну распределена равно мерно по всему периметру. В этом случае предельная осевая нагрузка на плашечный захват, при которой обсадная колонна не нарушается, равна:
£лрел - [а, п tg a (D2 - d2) lm (L„„ + 16/3 f 2, J ' 2} / (D2 + d2). (1.3.12)
При ограниченном контакте плашек по периметру обсадной колон ны участки труб между ними работают на изгиб.
Тогда
£?Пред < 2ат п tg а А2 /|1Л/ d. |
(1.3.13) |
В (1.3.12) и (1.3.13) а т - предел текучести материала труб обсадной колонны; п ~ число плашек (по радиусу); а - угол конуса плашки; Д d, h - наружный и внутренний диаметры и толщина стенки трубы обсад ной колонны; /пл - высота плашек (длина по вертикали); Ьпл - длина хорды плашки;/пл - стрела дуги поверхности плашки.
Запасы прочности при расчетах по (1.3.12) принимают равными 1,15 для обсадных труб диаметрами 114...219 мм и 1,52 - для труб диамет ром более 219 мм. При расчетах по (1.3.13) запас прочности берут при мерно в 2 раза большим, учитывая, что предел касательного напряже ния тт а 0,58 ат.
При разработке конструкции пакера предельная нагрузка сравнива ется с нагрузкой, необходимой для создания уплотнения (формула
(1.3.3). Если Qnрсд < Q, то в конструкцию пакера вносят необходимые изменения (угла а, геометрических размеров уплотнения).
При проектировании пакера для использования его в искривленных скважинах надо учитывать возможность деформации пакера при про хождении им изогнутых частей ствола.
Длина пакера, при которой он будет касаться обсадной колонны в трех точках (по концам и в середине) при прохождении им изогнутой
части скважины, определяется из выражения |
|
/шк = 2(2ЛД у),,2; |
(1.3.14) |
где R - радиус изгиба ствола скважины; As - |
зазор (диаметральный) |
между пакером и обсадной колонной.
При большей длине пакер, проходя изгиб, или застрянет, или изо гнется сам. Последнее может привести к его повреждению.
Этот расчет относится и ко всякому другому оборудованию, спус каемому в искривленную скважину (скважинные штанговые насосы, центробежные насосы, погружные двигатели и т. д.).
Расчет максимально возможного давления, при котором пакер будет находиться в равновесии, производится по формуле
р _ 40(j + xg(fl1Q, (d\ - d ] ) - H lQ2 {D\ - d\ ))
IOTID2
где G - вес HKT; Н,- глубина спуска пакера; D„ - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; Ц, внешний диаметр эксплуатационной колонны; dH- наружный диаметр HKT; dB- внутренний диаметр НКТ; pi, р2 - соответственно плотность жидкости в трубах и затрубном про странстве.
РАЗДЕЛ 2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ И ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
2.1.МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ИНАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызо ву притока и обеспечению ее продуктивности или приемистости, соот ветствующей локальным возможностям пласта. После проводки сква жины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую ино гда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и, осо бенно, поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой гли нистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на по роду ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызы вает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизме римы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием [13].
Цель освоения - восстановление естественной проницаемости кол лектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответ ствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрес сии, т. е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, - небольшой и плавной.
Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разра ботанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и пред полагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедо бычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя скважину, но и приводят к истощению данного месторождения.
Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тарта ние, свабирование (поршневание), замену скважинной жидкости на бо лее легкую, компрессорный метод, прокачку газожидкостной смеси, откачку глубинными насосами.
Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым спо собом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.
Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спус каемой на тонком (до 16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изго тавливается из 'грубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре штока на уровень жидкости или забой. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикреп ления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м‘"
Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ог раниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидко сти в скважине дают этому способу некоторые преимущества.
Поршневание. При свабировании (поршневании) поршень или сваб спускается на канате или стальной ленте в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25,0...37,5 мм) с приемным клапаном в нижней части. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3-4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, при жимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень вы носит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75... 150 м.
Свабирование (поршневание) в J0...15 раз производительнее тар тания.
Устье при свабировании часто также остается открытым, что связа но с опасностями неожиданного выброса.
Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спу щенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвраща ет выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважи ны (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину
где pi - плотность глинистого раствора; р2 - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; р - средний угол кривизны скважины.
Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освое нию. Как видно из формулы (2.1.1), при смене глинистого раствора (р, = 1200 кг/м3) на нефть (р2 = 900 кг/м3) максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого стол бом глинистого раствора.
Этим обстоятельство является ограничение возможности метода. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агре
гатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безо пасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.
Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному про странству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвиж ного компрессора.
При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесня ется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Ре гулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкост ной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Ру При Р2<Рпп начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифт ный режим работы. После опробования и получения устойчивого при тока скважина переводится на стационарный режим работы.
Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения огра ничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекто рах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500...5500 м, а увеличение глубины также ограничивает ис пользование компрессорного способа.
возможностью образования в скважинах взрывоопасных смесей. Одна ко использование инертных или взрывобезопасных газов (азот, вы хлопные газы с минимальным содержанием кислорода и т. д.) позволя ет применять компрессорный способ освоения скважин.
Освоение скваж ин закачкой газированной ж и дк ости . Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачива ется смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса ос воения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины ком прессорами, создающими меньшее давление.
Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрес сор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергиро вания газа в нагнетаемой жидкости. В последнее время для этих целей применяются специально спроектированные бустерные установки, имеющие в своем составе все перечисленные выше узлы. При нагнета нии газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изме няющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный, однако, может быть смоделирован уравнением баланса давлений с усреднен ными параметрами смеси и расхода.
При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха дей ствует архимедова сила, под действием которой они всплывают в пото ке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырь ков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3...0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидко сти вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Ина че газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы боль шие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости при умеренных объемных расходах жидкости. Считается, что для успешно го осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8... 1,0 м/с.
Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяже лителя и частиц породы) обычно применяется обратная промывка. По этому закачка ГЖС, которая осуществляется после промывки, также