Список используемых источников

Геологическая часть

Общие сведения о месторождении

Конструкция скважин

Скважина ‒ это горная выработка в земной коре, преимущественно цилиндрической формы, диаметр которой значительно меньше ее глубины, пробуренная при помощи специального оборудования без доступа человека в нее с поверхности земли до забоя.

По пространственному расположению и назначению скважины бывают горизонтальные, наклонные и вертикальные, газовые, нефтяные, водозаборные, артезианские, законтурные, опорные, разведочные.

Конструкция скважины ‒ это схема ее устройства с указанием начального, промежуточного и конечного диаметра породоразрушающего инструмента, глубины, диаметра и длины обсадных колонн, мест и способов тампонирования. Успешное устройство скважин зависит от верного выбора ее конструкции. Это очень ответственный момент. От правильно учтенных условий работы, износа колонн (обсадные трубы, крепящие стволы) в период действия, характера нагружения зависит надежность всей конструкции.

Проектируется конструкция скважины на основе технико-экономических и геологических факторов и зависит от целей, оборудования, техники бурения, глубины и других факторов. При этом неизменно учитывается геологическое строение разреза пород. Наиболее сложное устройство скважины буровой. Состоит оно из устья (начало) и забоя (дно), стенки, оси и ствола, обсадных колонн различного назначения (эксплуатационная колонна и промежуточные, кондуктор и направление).

Выбранная конструкция определяет расход материалов, объем работ и существенно влияет на стоимость строительства и эксплуатации. Знание фактических конструкций скважин позволило разработать рациональные типовые проекты, позволяющие внедрять прогрессивные способы бурения, применять форсированные режимы, уменьшать аварийность.

В идеале, было бы дешевле пробурить скважину долотом малого диаметра с последующей обсадкой от забоя до устья. Однако наличие зон с аномальным давлением, присутствие слабо сцементированных песчаников, разбухающих глинистых пропластков заставляет обсаживать скважину по частям начиная с труб большего диаметра у устья и заканчивая меньшим при приближении к забою, т.е. спускать концентрично несколько типоразмеров ОК:

1. Направление;

2. Кондуктор;

3. Техническая (промежуточная);

4. Эксплуатационная;

5. Хвостовик.

Общее назначение ОК:

- Предупреждение обвала стенок скважины;

- Изоляция трещиноватых пластов от поглощения;

- Изоляция зон с аномально высоким давлением;

- Обеспечение крепления колонной головки и ПВО;

- Обеспечение эффективной эксплуатации скважины.

Направление - первая, самая широкая труба в конструкции скважины служит для крепления стенок скважины на глубину от 15 до 30 м, сложенных из пород склонных к обвалу, отсечению возможных газовых карманов, для установления замкнутой циркуляции бурового раствора, защищает основание платформы в случае шельфового бурения, предупреждения обрушения пород вокруг устья при установке кондуктора и размыва. Пространство за направлением заполняют бетоном или тампонажным раствором. В некоторых случаях на направление устанавливается ПВО (привентор или дивертер). Типовые диаметры для Среднего Востока – 18 5/8 – 20 (433-508 мм), в условиях Северного моря 30 (762 мм).

Кондуктор - служит для крепления стенок скважины на глубинах до 800 м, разобщения водоносных горизонтов, отсечения возможных газовых карманов, монтажа ПВО. Длина кондуктора должна выбираться с учетом обеспечения отсутствия поглощения у башмака колонны при росте гидростатического давления бурового раствора в ходе дальнейших операций (XLOT тест). Обычно башмак кондуктора является точкой начала набора кривизны скважины. Типовые диаметры для Среднего Востока – 13 3/8 (240 мм), в условиях Северного моря 20 или 18 5/8.

Техническая (промежуточная) колонна – служит для разобщения зон с аномальным давлением, нестабильных зон склонных к обвалам, кавернообразовонию, зон склонных к поглощению и устанавливается от 1200 до 1500 м. Данная колонна должна быть тщательно зацементирована с целью исключения заколонных перетоков. При наличии слабых пород тампонажные работы приходится проводить в две стадии с целью предотвращения поглощения цемента из-за высокой гидростатики. Типовые диаметры для Среднего Востока – 9 5/8 (235.8 мм), в условиях Северного моря 13 3/8 - 9 5/8.

Эксплуатационная колонна – последняя колонна труб, достигающая дна скважины и обеспечивающая сообщение продуктивного пласта со скважиной. Это колонна, в которой непосредственно размещается подземное нефтегазопромысловое оборудование. Определяется конструкция скважины глубиной и диаметром бурения, числом, диаметром и длиной обсадных колонн, толщиной их стенок, диаметром участков ствола, углом отклонения от вертикали. Наиболее востребованная – водозаборная скважина. Ее конструкция влияет на пропускную способность и срок эксплуатации, она обязательно должна быть удобной в эксплуатации и минимально простой. Для водозабора есть два вида скважин: фильтровые (до 35 м) и глубокие (до 100 м и более), их еще называют «артезианскими».Типовой размер – от 7 (177,8 мм) до 9 5/8 и выше, Типововые размеры в России – 5 и 6 соответственно (146 мм и 168 мм).

Хвостовик (Лайнер) - это колонна не достигающая поверхности скважины. Спускается с целью экономии металла и увеличения диаметра ствола эксплуатационной колонны. При установке на техническую колонну используется клиновая подвеска и пакер. В данном случае роль эксплуатационной колонны будет выполнять лайнер с технической колонной.

Одноколонной конструкция скважины называется, если состоит только из эксплуатационной колонны (нижняя, соприкасающаяся с водоносным слоем), двухколонной — если есть одна промежуточная и эксплуатационная колонна и т.д. По использованию фильтров скважины бывают фильтровые и с открытым стволом. Конструкции скважины зависят от ее глубины. Чем больше глубина, тем больше она похожа на телескопическую антенну, уступами меньшего диаметра спускающуюся вниз. Фильтровые скважины в разы дешевле и проще при бурении, но во столько же проигрывают по долговечности. Требования к конструкциям скважин специфичны и находятся в довольно сложной между собой зависимости. Поэтому их обоснование и выбор ин базируется на тщательной оценке всех факторов.

Конструкция скважин обсадных колонн представлено на рисунке 1.1.

а – профиль; б – концентрическое расположение колонн в стволе; в – графическое расположение конструкций скважин; г – рабочая схема конструкций скважин

Рисунок 1.1 – Конструкция скважин обсадных колонн

Расчетно-техническая часть

Технико-технический раздел

2.1.1 Анализ текущего состояния разработки

2.1.2 Характеристика используемого оборудования

2.1.2.1 Оборудование фонтанных скважин

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют «открытый" забой». В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт вскрывается на всю мощность. Если породы продуктивного пласта неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр). К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89. Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление– 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм.

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых: удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике - двух колонн, герметизация затрубных пространств и их взаимная изоляция, обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности. Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины трубной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.

Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по восьми схемам для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

1) рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа);

2) схеме исполнения (восемь схем);

3) числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных

ряда труб);

4) конструкции запорных устройств (задвижки и краны);

5) размерам проходного сечения по стволу (50-150 мм) и боковымотводам (50-100 мм).

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

Фонтанная арматура состоит из таких основных частей:

Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку (головку), предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод.

Трубная головка - часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную головку. Трубная головка предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве, подвески НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной, а также для замера затрубного давления и проведения исследовательских и ремонтных работ в скважине.

Трубная головка представлена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 – Трубная головка

Колонная головка - жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.

Колонную головку устанавливают на кондукторе при помощи резьбы или сварки. Промежуточные колонны подвешиваются на клиньях. Конструкция колонной головки должна предусматривать возможность:

1. Восстановления герметичности межколонных пространств, путем подачи в межпакерную полость консистентной смазки;

2. Опрессовки фланцевых соединений;

3. Контроля за давлением;

4. Проведения цементирования скважины.

Иногда колонная головка может иметь сальник, для перемещения в вертикальном направлении (закачка теплоносителя).

К основным параметрам колонных обвязок относится:

- число обвязываемых колонн (число корпусов);

- диаметры обвязываемых колонн;

- допустимое давление;

- климатическое исполнение.

Колонная головка представлена на рисунке 2.2.

1–катушка; 2–уплотнители межтрубного пространства; 3–клинья; 4–корпус; 5–задвижка; 6–кондуктор; 7–эксплуатационная

Рисунок 2.2 – Колонная головка

При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником (крестовиком). Типовые схемы фонтанных елок включают либо один (схемы 3 и 1), либо два (схемы2 и 4) тройника (одно и двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура – схемы 5 и 6). Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство – запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор. Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рис. 5 Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.

Типовые схемы фонтанной арматуры представлены на рисунке 2.3.

1 – фонтанная елка; 2 – трубная обвязка

Рисунок 2.3 - Типовые схемы фонтанной арматуры

Различают следующие виды фонтанной арматуры:

Крестовая арматурадля скважин, не содержащих абразив,с проходным (условным) отверстием 50 мм, рассчитана на рабочеедавление 70 МПа.

Елка арматуры имеет два сменных штуцера, что позволяет быстроих заменять. Арматура рассчитана как на однорядный, так и надвухрядный подъемник, в последнем случае используется другаятрубная головка.

Тройниковая арматура для скважин, содержащих абразив.

Схема трубных обвязок фонтанной арматуры представлено на рисунке 2.4.

1 – ответный фланец; 2 – запорное устройство; 3 – трубная головка; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством

Рисунок 2.4 - Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры

Виды фонтанной арматуры представлено на рисунке 2.5.

а – арматура крестовая; б – арматура тройниковая: 1– трубная головка; 2 – тройник

Рисунок 2.5 – Фонтанная арматура

Типовые схемы фонтанных елок приведены на рисунке 2.6.

1, 2, 3 и 4–тройниковые схемы; 5 и 6– крестовые схем:1 – переводник к трубной головке; 2 – тройник; 3 – запорное устройство;4 – манометр с запорно-разрядным устройством; 5 – дроссель; 6 – ответный фланец; 7 – крестовина

Рисунок 2.6 - Типовые схемы фонтанных елок

Типовые схемы фонтанных арматур представлено на рисунке 2.7.

1 – манометр; 2 – вентиль; 3 – буферный фланец под манометр; 4 – запорное устройство; 5 – тройник; б – дроссель;7 – переводник трубной головки; 8 – ответный фланец; 9 – трубная головка; 10 – крестовина елки

Рисунок 2.7 - Типовые схемы фонтанных арматур

Схема 1. Для мало- и среднедебитных скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки.

Схема. 2. Для высокодебитных скважин, эксплуатирующихся только по подъемной колонне труб по двум отводам елки в один трубопровод.

Схема 3. Для скважин с низкими пластовыми давлениями, допускающих отбор газа из затрубного пространства по одному отводу трубной головки в один трубопровод.

Схема 4. Для двухобъектных газовых скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки и одному отводу трубной головки в два шлейфа.

Схема 5. Для двухобъектных газовых скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки и одному отводу трубной головки в два шлейфа.

Манифольд обеспечивает возможность подачи в скважину ингибитора, глушения с помощью продувочно-задавочной линии и продувки скважины по трубному и затрубному пространствам; проведения газодинамических исследований; подключения насосных агрегатов на достаточном расстоянии от устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбора глинистого раствора и других рабочих жидкостей при освоении, глушении и интенсификации притока жидкости к забоюю

В манифольдах фонтанной арматуры ответственных газовых скважин применяются клапаны-отсекатели, отключающие скважину при понижении и повышении давления по сравнению с заданным.

Манифольд фонтанной арматуры приведен на рисунке 2.8.

а – манифольд газовой скважины; б – манифольд нефтяной скважины

Рисунок 2.8 - Манифольд фонтанной арматуры

2.1.2.2 Оборудование для предусмотрения открытых фонтанов

Для предупреждения открытых фонтанов при эксплуатации фонтанных скважин применяются комплексы типа КУСА и КУСА-Э. Они могут обслуживать от одной до восьми скважин в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара. Основные элементы комплексов – пакер, скважинный клапан‑отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м, и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневмо- (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э). Запорным органом служит хлопушка или шар. Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пультадиспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики. Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода). Для обеспечения длительной и бесперебойной работы скважин в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование пластовой энергии за счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом скважин. Для ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной елки устанавливается сменный штуцер-вставка из износостойкого материала с калиброванным отверстием строго определенного диаметра. Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти в зависимости от принятого режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера равен от 3 до 15 мм и больше.

Комплекс устьевого фонтанного оборудования представлен на рисунке 2.9.

1 – оборудованиеобвязки обсадных колонн; 2 – фонтанная арматура;

3 – манифольд; 4 – станция управления арматурой

Рисунок 2.9 - Комплекс устьевого фонтанного оборудования

Могут применяться быстросменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются пакерами. Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на стальном канате при помощи лебедки.

Проектный раздел

2.2.1 Расчет по подбору оборудования к скважине, эксплуатируемой фонтанным способом наместорождении

Скважина месторождения эксплуатируется фонтанным способом. Рассчитать фонтанный подъемник по конечным и начальным условиям фонтанирования и определить, при какой обводненности продукции скважина прекратит фонтанирование. для оценки правильности подбора фонтанного оборудования к данной скважине проведем расчет основных технологических параметров оптимального режима эксплуатации и подберем соответствующие типоразмеры погружного и наземного оборудования установки электроцентробежного насоса по следующим исходным данным:

Исходные данные для расчета по подбору к скважине, эксплуатируемой фонтанным способом представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Исходные данные для расчета

Решение:

При расчете диаметра фонтанных труб надо стремиться к тому, чтобы пропускная способность подъемника обеспечила получение оптимальных дебитов в течение всего периода фонтанирования.

d=0,219*  *  =59,48 мм

Принимаем ближайший стандартный диаметр, равный d=59,48 мм. Проверяем найденный диаметр подъемника на максимальную пропускную способность по формуле:

Q_max= =786 м³/сут

В это формуле имеется неизвестная величина Р_{уст.нач} – давление на устье скважины в начале фонтанирования, которое определяется с помощью графика, для этого находим значения абсциссы:

Находим абсолютное давление на устье Р_{уст.нач} = 3 МПа, при Р_{заб.нач} =16Мпа

Максимальная пропускная способность равна:

Q_max=

Так как начальный дебит скважины меньше рассчитанной максимальной пропускной способности подъемника, то подъемник диаметром 62,5 мм обеспечит нормальную работу скважины в течение всего периода фонтанирования и окончательно принимается для скважины.

В случае, если начальный дебит скважины будет больше рассчитанной максимальной пропускной способности подъемника, это значит, что фонтанный подъемник не в состоянии обеспечить работу скважины в начальный период ее эксплуатации.

Подъемник принятого диаметра (d_нар =73мм) можно спустить в эксплуатационную колонну D=0,268 м, так как удовлетворяется условие

D_нар<0,5D т.е. 73 <0,5*268; или 73 мм < 84мм.

Проверим условие фонтанирования: фонтанирование возможно только при условии, если газовый фактор G_rбольше (или равен) удельного расхода газа R. Вычислим удельный расход газа по формуле:

R=

R=

Так как условие выполняется (G_r =130 м³/т) > (R=47,481м³/т), то фонтанирование возможно.

Рассчитаем максимальную величину обводненности, при которой фонтанирование прекратится:

Левая часть уравнения равна

Правая часть уравнения

=14,558

т.е. 182,06*(1-n)=14,558 или (1-n)= ;

Доля нефти (n)=1-0,.79=0,921. Таким образом, фонтанирование прекратится при обводненности продукции скважины, равной 92,1%

Заключение

Геологическая часть содержит общие сведения о месторождении; стратиграфию, тектонику; нефтегазоносность; физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов; конструкцию скважины.

Общие сведения о месторождении содержит сведения о нахождении выбранного для проекта месторождения; климатических условиях района работ; обеспеченности населенных пунктов коммуникациями; начале разработки данного месторождения, включать орогидрографическую характеристику.

Стратиграфия описывается стратиграфия выбранного месторождения снизу вверх, при этом в полном объеме описываются свиты, горизонты, ярусы, к которым приурочены промышленные запасы нефти и газа. Остальные стратиграфические подразделения должны иметь краткую характеристику, включающую названия подразделений, индексы, породу и толщину подразделения месторождения.

Тектоника содержит анализ тектонического отношения выбранной структуры относительного тектонического строения района; виды работ, проводимых для изучения структуры; описание формы и размеров структуры.

Нефтегазоносность представляются сведения о промышленной нефтегазоносности всех продуктивных пластов в пределах выбранного месторождения с указанием времени утверждения запасов.

Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов представлены в виде таблицы с указанием основных физико-химических свойств нефти, газа, воды и коллекторов.

Конструкция скважины приводится характеристика типовой или фактической конструкции скважины, выбранной для последующего расчета в расчетно-технической части.

Расчетно-техническая часть состоит из технико-технологического и проектного раздела.

В технико-технологическом разделе должны быть представлены следующие главы: текущее состояние разработки; характеристика используемого оборудования.

Текущее состояние разработки предусматривает проведение анализа работы фонда действующих скважин в течение 2-х последних лет с описанием и выявлением причин, снижающих их производительность.

В характеристике используемого оборудования приводится перечень применяемого оборудования, дается его техническая характеристика, описываются основные детали рекомендуемой автором установки для подъема продукции скважины на поверхность, их назначение; так же описывают конструкции, назначение и принципы работы, представлены фактические схемы работы и установки оборудования.

В проектном разделе выполняется расчет по подбору оборудования к скважине, эксплуатируемой одним из способов на месторождении.

Список используемых источников

1. Беззубов, А.В., Щелкалин Ю.В. Насосы для добычи нефти. М.: Недра, 1986. 224 с.

2. Блантер, С.Г., Суд И.И. Электрооборудование нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1980. 478 с.

3. Бухаленко, Е.И., Абдулаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1974. 360 с.

4.Муравьев, В.М., Середа Н.Г. Спутник нефтяника. М.: Недра, 1971.

5.Оркин, К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М.: Недра, 1967. 380 с.

6.Снарев, А.И. Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа. Самар. гос. техн. ун-т. Самара, 1995. 122 с.

7.Гиматудинов, Ш.К. Справочная книга по добыче нефтиМ: Недра, 1974. 704 с.