книги из ГПНТБ / Шацов Н.И. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах (конструкции, крепление и цементирование скважин)

ГЛАВА IV

КОНСТРУКЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Накопленный за последние годы опыт бурения и эксплуа­ тации газовых скважин дает возможность сформулировать ос­ новные факторы, отличающие эти скважины от нефтяных [76].

1. В газовой скважине давление у устья благодаря малому удельному весу газа близко к забойному, что следует учитывать при расчете обсадных колонн.

2. В отличие от нефтяной скважины, где эксплуатационная колонна может нагреваться движущейся струей нефти, в газовой скважине происходит значительное охлаждение колонн, расту­ щее с увеличением перепада давления. Это создает дополнитель­ ные напряжения в эксплуатационной колонне, которые надо учитывать при расчетах обсадных труб.

3.Диаметр эксплуатационной колонны нефтяной скважины, кроме случаев законтурного или внутриконтурного заводнения, зависит от существующих размеров погружного оборудования для извлечения нефти. Для газовой скважины такой зависимости нет и диаметр колонны может меняться в более широких пределах.

4.Стремление значительно увеличить диаметр газовых сква­ жин в отдельных случаях может привести к снижению дебита газа за счет скопления влаги у забоя, что наблюдалось в сква­

жинах газового месторождения Саратовской области.

5. У устья газовой скважины имеется большое внутреннее давление, которого нет в нефтяной скважине. В связи с этим от­ падает необходимость в расчете на смятие эксплуатационной колонны от наружного давления. Для газовой скважины тре­ буется введение дополнительной формулы при расчете эксплуа­ тационной колонны па внутреннее давление.

6.При вскрытии газового пласта требуются более строгое соблюдение Целого ряда условий и выполнение предупредитель­ ных мер.

7.Вероятность выброса или фонтана из скважины, вскрыв­ шей газовый пласт, значительно больше, чем для чисто нефтя­ ного пласта. Следовательно, конструкция газовой скважины должна обеспечивать возможность ликвидации такого выброса

или фонтана. Необходимо устанавливать 3—4 превентора на устье газовой скважины.

8.В газовых скважинах при неудачной конструкции или при неудовлетворительных результатах цементирования подземные потери газа будут во много раз больше, чем подземные потери нефти при идентичных недостатках в нефтяных скважинах.

Газовые скважины долговечнее нефтяных. Это объясняется тем, что в нефтяных скважинах эксплуатационные колонны ин­ тенсивнее подвергаются коррозии в результате воздействия серо­ водорода в присутствии воды, поступающей с нефтью, а также кислот и песка. Кроме того, в нефтяных скважинах чаще прово­ дят ремонтные и другие работы, связанные с вводом в нее различ­ ных инструментов, что также способствует износу обсадных колонн.

9.Возможность обводнения газовых скважин гораздо меньше, чем нефтяных, так как они могут быть размещены в присводовой или наиболее высокой части структуры.

Сточки зрения добычи газа следует разделять пласты-кол­ лекторы, содержащие газ, на устойчивые — прочные, не дающие выноса частиц породы при больших отборах газа, и рыхлые — неустойчивые, из которых частицы породы выносятся даже при малых дебитах скважин.

При устойчивом коллекторе дебит скважины, если она имеет открытый забой и полностью вскрыла пласт, очень мало зависит от ее диаметра.

В случае перекрытия продуктивного объекта обсадной ко­ лонной и ее перфорации влияние радиуса скважины на дебит

становится значительным.

При рыхлом коллекторе отбор газа ограничивается необхо­ димостью предупредить или свести до минимума вынос породы из пласта. Дебит скважины в этом случае находится в линейной зависимости от радиуса скважины.

На выбор конструкции скцажины также влияет продуктив­ ность пласта, зависящая от его проницаемости, мощности и на­ чального давления.

Большое влияние на выбор конструкции скважин оказывают гидрогеологические условия разрабатываемого месторождения. При наличии водонапорного режима скважины могут эксплуа­ тироваться с высоким давлением на устье при постоянной ве­ личине отбора газа в течение всего периода разработки. Эти условия позволяют применить меньший диаметр скважины по сравнению со скважиной на месторождении с газовым режимом, где уменьшение давления при постоянстве отбора газа приведет к росту удельного значения потерь на трение в трубах при дви­ жении газа от забоя к устью скважины.

При определении рабочего дебита скважин должно учиты­ ваться наличие пластовой и подошвенной вод, которые могут привести к необходимости применения сифонных трубок, а это отразится на конструкции скважин.

34

На выбор диаметра эксплуатационной колонны наряду с ус­ ловиями поступления газа в скважину из пласта влияют противо­ давление на устье скважины, определяемое условиями эксплуа­ тации, необходимость предупреждения скопления жидкости на за­ бое скважины, обеспечение возможности спуска на забой различ­ ных инструментов для проведения ремонтов и исследований, су­ ществующие стандарты обсадных и бурильных труб.

Одним из решающих факторов, влияющих на выбор диаметра эксплуатационной колонны, является величина потерь давле­ ния при движении газа в трубах разного диаметра, определяю­ щая эффективность использования пластовой энергии газа.

При одинаковых величинах расхода газа и давления на устье скважины потери энергии на сопротивление в трубах будут резко

тационных колонн большого диаметра. Но при уменьшенном диаметре труб скорости движения газового потока будут возра­ стать, что становится весьма желательным в случае поступления в скважину жидкости.

Однако из практики эксплуатации газовых скважин изве­ стны многочисленные случаи, когда увеличение диаметра колонн не давало ожидаемого эффекта. Скоростной напор газового по­ тока в такой колонне оказывался недостаточным для выноса распыленной влаги, поступавшей в скважину; на забое посте­ пенно скапливалась жидкость, дебит скважины падал. Возни­ кала необходимость в спуске фонтанных труб, что сводило на нет все преимущества колонны большого диаметра.

Характерным примером подобного явления могут служить газовые скважины, пробуренные на Елшанском промысле в Са­ ратовской области, где в ряде случаев при 219-ммг (85/s") эксплуа­

диаметра эксплуатационной колонны, является экономичность: себестоимость скважины, расход металла, оборачиваемость бу­ ровых установок и пр.

С этой точки зрения преимущества скважин малого диаметра, т. е. скважин, бурящихся ниже кондуктора долотами № 7 и меньше и с 4V2" ( и менее) эксплуатационной колонной, велики. К достоинствам эксплуатационных колонн малого диаметра, помимо общего снижения расхода металла, цемента и дру­ гих материалов, а также применения более легкого оборудова­ ния, следует отнести возможность отказа от применения фонтан­ ных труб, что также упрощает конструкцию и удешевляет стои­ мость скважины.

Для определения условий и возможностей бурения эксплуа­ тационных газовых скважин малого диаметра еще в 1949 г. на Султангуловском месторождении были пробурены две эксплуа­

Тационные газовые скважины глубиной до 250 м под 89-и.и. ко= Лбину агрегатом КАМ-500 [76]. Обе скважины были успешно завершены, причем их рабочие дебиты мало отличались по ве­ личине от рабочих дебитов соседних скважин, имевших 168-лш (6s/s") эксплуатационную колонну. Стоимость такой скважины оказалась в 2 раза меньше стоимости скважины с 168-лыи (6а/в") ■эксплуатационной колонной, пробуренной буровой установкой БА-40 и БУ-40; расход металла и цемента снизился в 3 раза.

Бурение скважин малого диаметра должно получить широкое распространение при: а) малой глубине залегания газовых пла­ стов; б) наличии продуктивных пластов малой проницаемости и мощности, дающих малые (до 50—60 тыс. м3/сутки) притоки газа в скважину; в) попадании жидкости на забой скважины, удаление которой потребует создания высоких скоростей газового потока, необходимых для выноса частиц этой жидкости.

Для месторождений, где наблюдается поступление жидкости в газовую скважину, диаметр эксплуатационной колонны дол­ жен выбираться с учетом обеспечения таких скоростей газового потока, при которых из скважины будет выноситься вся жид­ кость, поступающая на забой. Скорость газового потока в нижнем участке скважины, сообщающимся с пластом, должна превы­ шать щКрит, т. е. ту скорость, при которой частица воды будет уравновешиваться восходящим потоком газа.

капли в см;, g— ускорение силы тяжести в см/сек3.

Для выноса жидкости скорость газового потока в призабойной части скважины должна быть не ниже 2шкрт-

Для определения диаметра колонны D, обеспечивающего

сорные) трубки с постановкой пакера у башмака эксплуатацион­ ной колонны могут потребоваться в случаях, если: в скважину поступает газ с большим (свыше 1 %) содержанием сероводо­ рода, в скважину поступают жидкости, вызывающие коррозию труб, при эксплуатации скважины неизбежен вынос частиц породы.

36

В этих случаях фонтанные трубки выполняют роль сменной эксплуатационной колонны и заменяются по мере износа.

Необходимо принимать меры к защите наружной поверхности обсадных труб от коррозии путем концентричного расположения колонны относительно ствола скважины на опасных участках и за счет применения гидрофобных цементов и других мероприятий.

На рис. 13 изображена типовая конструкция глубокой сква­ жины в южной Луизиане (США), учитывающая особенности вскрытия газового пласта с высоким давлением и последующую

Рис. 13. Конструкция глубокой газовой скважины в Южпой Луизиане (США) и измерение давления с глубиной в этой скважине.

а — газовый градиент; б, б' — продуктивные горизонты; в — пакер.

его эксплуатацию, а также изменение давления с глубиной в этой скважине.

508-Л4Л1 (20”) кондуктор спущен до глубины 150 м и зацемен­ тирован до устья; 340-.И.И (133/з") промежуточная колонна уста­ новлена на глубине 1500 м и также зацементирована до устья при весьма большом зазоре в затрубном пространстве в связи с большим выходом из башмака кондуктора и жесткостью этой колонны. Вторая 244-мм (95/в") промежуточная колонна спущена до глубины 4000 м с подъемом цементного раствора на 1000 м (перекрывая один продуктивный горизонт). 178-лш (7”) эксплуа­ тационная колонна спущена до глубины 4600 м (ниже подощвы продуктивного объекта) и цементируется с подъемом цементного раствора также на 1000 м (на 300 м выше башмака предыдущей колонны). Такое количество промежуточных колонн при каче­ ственном свинчивании и уплотняющей смазке обсадных труб

37

ГЛАВА V

УПРОЩЕНИЕ И ОБЛЕГЧЕНИЕ КОНСТРУКЦИЙ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Одними из решающих факторов в ускорении и удешевлении

Под упрощением конструкции скважин следует по­ нимать уменьшение диаметральных зазоров между долотами и обсадными трубами путем бурения ствола долотами возможно меньшего размера под одну и ту же обсадную колонну.

В итоге уменьшаются объем выбуриваемой породы и расход цемента.

Под облегчением конструкции скважин надо понимать такое ее изменение, при котором уменьшается диаметр эксплуа­ тационной и промежуточной колонн или кондуктора, исключается

Таблица 13

Динамика облегчения конструкций скважин по СССР в %

39

спуск одной или нескольких обсадных колонн (кондуктора или промежуточной колонны), уменьшается глубина спуска кондук­ тора или промежуточной колонны.

Витоге уменьшается количество металла, спускаемого в скважину.

Втабл. 13 приведена динамика облегчения конструкций скважин. Облегчение конструкций скважин достигнуто в ре­ зультате ускорения темпов бурения за счет улучшения качества долот, глинистых растворов и применения турбинного бурения.

Из анализа табл. 13 следует-, что резко сократилось количе­ ство трехколонных конструкций скважин, существенно умень­ шилось количество двухколонных конструкций скважин, появи­ лось большое количество одноколонных конструкций скважин (без кондуктора).

§ 1. О минимально возможном диаметре эксплуатационной колонны

Основным фактором при выборе конструкции скважины яв­

трубы, тогда как в целом ряде случаев можно использовать об­ садные трубы меньшего диаметра. Малогабаритное оборудование позволяет осуществлять беспрепятственную эксплуатацию сква­ жин малого диаметра и производить в них ремонтные и иссле­ довательские работы.

Произведенные расчеты показывают, что без учета гидроди­ намического несовершенства дебит скважины со 114-jw эксплуа­ тационной колонной будет на 3,4% меньше дебита скважины со 168-ЛМ1 эксплуатационной колонной [12].

При эксплуатации нефтяного пласта несколькими равноде­ битными скважинами снижение дебита составит всего 0,8%.

В. Н. Щелкачев показал, что это справедливо только для линейной фильтрации по закону Дарси [85]. В случае же не­ линейной фильтрации (закон фильтрации Краснопольского) за­ висимость дебита от диаметра скважины будет более значительна.

На практике происходит нечто среднее между этими двумя законами фильтрации. В результате исследований притоков нефти установлено, что на большинстве наших месторождений наблюдается линейная фильтрация [64].

Для компенсации предполагаемого снижения дебита при переходе на эксплуатацию скважины со 114-лглг (41/2//) эксплуа­ тационной колонной имеется ряд способов, увеличивающих про­ ницаемость призабойной зоны в твердых коллекторах и методы интенсификации притока нефти к скважине.

Снижение дебита вследствие уменьшения диаметра эксплуа­

40

нием коэффициента совершенства скважины как по степени

144-льи эксплуатационной колонной при равном количестве про­ стрелов на 8—10% выше дебита скважины со 168-.и.ч эксплуата­ ционной колонной [12, 24].

Учитывая приближенность метода учета гидродинамического несовершенства скважин, можно сказать, что при существующих методах вскрытия пласта (наиболее распространенных) диаметр скважины не лимитирует дебита, т. е. можно производить эксплуа­ тацию скважин с колоннами малого диаметра, не боясь снижения дебита.

Следующим фактором, влияющим на выбор диаметра эксплуа­ тационной колонны, является метод эксплуатации в зависимости от предполагаемого дебита (фонтанный или глубиннонасосный).

Из расчетов [12] установлено, что предельно возможная про­ изводительность подъемников в 114-лш эксплуатационной ко­ лонне при фонтанном и компрессорном способах эксплуатации составляет 250—300 т/сутки', при глубиннонасосной эксплуа­ тации (длина хода 3 м и d = 56 льм) — 81,13 т/сутки.

Таким образом, в скважинах, в которых предполагаемый дебит не превышает указанных значений, можно успешно спу­ скать 114-мл эксплуатационные колонны. Ловильные и ремонт­ ные работы в этих скважинах, как показывает опыт эксплуа­ тации на промысле Кировнефть в Азербайджане, не сложнее, чем в 168-Л1.И эксплуатационной колонне [80].

Причем аварийность с колоннами почти исключается, так как сопротивляемость внешнему давлению 114-мм колонн почти в 2 раза больше, чем 168-льм колонн.

114-лм обсадная колонна может быть успешно применена в качестве нагнетательной благодаря большей прочности. Гид­ равлические потери, хотя относительно и резко возрастают (в 7,5 раз), имеют незначительные абсолютные величины. В табл. 14 приведены расчеты гидравлических потерь в 168-лии и И4-,и.н

41