microbik.ru
1 2 ... 4 5
СОДЕРЖАНИЕ:

1. Общие положения 2

2. Конструкция паронагнетательных скважин 2

а) Вертикальные скважины 2

3. Бурение паронагнетательных скважин 4

4. Крепление паронагнетательных скважин 7

5. Заканчивание паронагнетательных скважин 9

6. Температурные условия работы обсадных колонн 11

7. Методика расчета и подбора обсадных колонн паронагнетательных скважин 13

±Риз = Рв-Рпл-Рt (7.8) 15

8.Регламент крепления паронагнетательных скважин на опытном участке Северо-Комсомольского месторождения 18

б) Эксплуатационная колонна 0 168 мм 23



Введение

Россия располагает значительными разведанными запасами высоковязких нефтей, в том числе на таких крупных месторождениях, как Русское, Северо-Комсомольское, Ван-Еганское, Усинское и др.

Научно-технический совет ОАО НК «Роснефть» своим решением от 07.07.99 г. рекомендовал ввести в разработку первоочередной участок Северо - Комсомольского месторождения с применением метода паротеплового воздействия на пласт (ПТВ). Для этой цели на опытном участке будут пробурены паронагнетательные и добывающие скважины, в том числе и горизонтальные.

Особенности работы паротепловых скважин обуславливают специальные требования к их проектированию и строительству, так как конструкция и техническое состояние таких скважин во многом определяет эффективность разработки месторождения в целом. Учитывая, что в отрасли практически отсутствует методическая литература, в настоящем регламенте формализованы принципы проектирования конструкции и этапов строительства паронагнетательных и добывающих скважин.

При составлении настоящего регламента были использованы материалы анализа строительства термических скважин на Гремихинском и Усинском месторождениях, а также результаты исследований работы крепи скважин, проведенных в ОАО «РосНИПИтермнефть».

В связи с первым опытом подготовки подобного документа в регламенте даются более подробные пояснения и обоснования принимаемых решений, нежели принято в методических руководствах.

Регламент составлен Бекухом И.И., Гилаевым Г.Г., Зубаревым Э.А., Закхеевым А.Н., Оттом В.И. под общей редакцией Кошелева А.Т. Технические требования к строительству скважин для термических методов добычи нефти



1. Общие положения

  1. Настоящий регламент устанавливает технические требования для скважин при термических методах добычи нефти. Далее по тексту такие скважины независимо от вида теплоносителя (пар, горячая вода и др.) именуются паронагнетательными (ПНС). Технические требования отражают особенности работы конструкции ПНС в условиях нагрева до 350°С.

При нагнетании теплоносителя в пласт в элементах скважинной крепи возникают температурные напряжения, превосходящие, как правило, силовые напряжения. Термические деформации в обсадных колоннах могут вызвать нарушения герметичности в резьбовых соединениях и целостности колонны. Термоциклический характер воздействия на пласт и высокий уровень механических напряжений также могут вызвать в обсадных колоннах ползучесть и даже термическую усталость металла. Все эти явления наблюдаются на месторождениях, где применяются тепловые методы добычи нефти, влияют на аварийность и затраты на капитальный ремонт скважин.

  1. Регламент разработан по заданию ОАО НК «Роснефть», его положения обязательны при разработке проектов, строительстве и эксплуатации ПНС для всех предприятий, входящих в компанию.

  2. Кроме положений регламента, обязательных к соблюдению при строительстве ПНС, должны быть выполнены и общие для всех типов скважин требования, изложенные в руководящих документах для строительства скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. Настоящие технологические требования являются дополнением при строительстве ПНС, учитывающим особенности их работы.

  3. В качестве примера ниже приведен регламент крепления всех видов скважин на опытном участке Северо-Комсомольского месторождения, где будет применяться паротепловое воздействие на пласт.

2. Конструкция паронагнетательных скважин

а) Вертикальные скважины
2.1 Выбор оптимальной конструкции, расчет обсадных колонн с учетом тепловой нагрузки и качественное цементирование ПНС составляют основу прочности и долговечности скважин как технического сооружения.

Конструкция ПНС должна надежно разобщать несовместимые по условиям бурения геологические зоны. Несоблюдение этого пункта требований, общего и для обычных скважин, будет иметь тяжелые последствия для ПНС и может сказаться при их эксплуатации.

Конструкция ПНС должна предусматривать перекрытие кондуктором или промежуточной колонной зоны агрессивных вод, многолетнемерзлых пород и других интервалов геологического разреза скважины с повышенной теплопроводностью. В таких зонах вероятность нарушения обсадных колонн значительно выше. Поэтому при наличии в геологическом разрезе пластов с

повышенным теплопоглощением нужно увеличить число обсадных колонн с целью перекрытия опасных интервалов.

2.2 Обсадная колонна, кондуктор или промежуточная, перекрывающая многолетнемерзлые (далее по тексту - мерзлые или ММП) породы, должна быть спущена ниже подошвы пород мерзлоты на 100-150 м и рассчитана на сминающую наружную нагрузку от обратного промерзания воды. Давление смятия можно определить по формуле Бриджмена - Таммана[5]:

Р = 0,1(1 + 127Т- 1,519Т2), (2.1)

где Р - наружное давление, МПа;

Т - температура мерзлых пород, °С.

В случае выхода мерзлых пород на поверхность и при температуре от -1 до -3 °С, для предупреждения протаивания приствольных участков устья скважины, следует оборудовать устье теплоизолированным шахтным направлением или другим способом предохранения устья скважины.

При выборе конструкции ПНС все будет зависеть от района работ, мощности и глубины залегания, температуры и льдистости мерзлых пород. Следовательно, изучение геокриологической ситуации на месте заложения ПНС должно быть тщательно проведено на основе проектно-изыскательских работ и промыслово-геофизических исследований.

2.3 Конструкция ПНС должна создавать условия для применения современного бурового оборудования и инструментов при строительстве скважин, а также обеспечивать возможность размещения внутрискважинного термостойкого оборудования при эксплуатации. При этом надо учитывать, что диаметр обсадных колонн, особенно зазоры между колонной и НКТ играют важную роль в решении вопроса прочности скважинной крепи. Исходя из этого, практикой применения тепловых методов добычи нефти установлен минимальный диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм.

  1. При нагнетании теплоносителя в пласт через колонну НКТ (без теплоизоляции) с установленным на нижнем конце пакером средняя температура нагрева эксплуатационной колонны будет ниже температуры теплоносителя на 25 - 35 °С.

На практике известны различные способы защиты обсадных колонн от тепловой нагрузки.

Наиболее эффективным способом является применение теплоизолированных НКТ. Другие способы покрытие НКТ различными составами с целью уменьшения теплового излучения, заполнение затрубного пространства инертными газами, жидкостями с малой теплопроводностью или базальтовой пульпой с последующим выпариванием жидкой фазы - не нашли широкого применения в отечественной практике из-за технологических трудностей и малой эффективности.

  1. Конструкция ПНС должна предусматривать также возможность применения механических способов снижения уровня температурных напряжений в обсадных колоннах и НКТ.

В настоящее время применяются способ создания предварительного напряжения в обсадных колоннах путем натяжения и способ обеспечения свободного температурного удлинения обсадных и насосно-компрессорных колонн.

Первый способ предусматривает использование на нижнем конце эксплуатационной колонны якорного устройства для натяжения колонны перед ее цементированием или ступенчатое цементирование для натяжения верхней части колонны перед цементированием второй ступени.

Второй способ - свободное удлинение обеспечивается путем включения термокомпенсаторов в компоновку колонны НКТ. Если глубина ПНС незначительная (в пределах 500 м), то можно ограничится только одним термокомпенсатором, но и при этом необходимо колонну НКТ центрировать во избежание больших напряжений изгиба.

При значительных глубинах ПНС необходимо применение глубинных термокомпенсаторов, встроенных в пакер (теплоизолированный полированный подвижный шток). В этом случае в сечениях колонны НКТ продольные температурные напряжения не возникают.
б) Наклонно-направленные и горизонтальные скважины


  1. До глубины установки внутрискважинного оборудования интенсивность искривления ПНС не должна превышать 1,5° на 10 м, максимальный зенитный угол должен быть не более 20-25° (в соответствии с требованиями завода изготовителя).

  2. В целях безопасности при эксплуатации ПНС должны быть закрыты защитным экраном.

  3. Резьбовые соединения эксплуатационных колонн должны быть высоко герметичными типа ОТТГ, колонна НКТ для ПНС должна быть только теплоизолированная. Применение резьбовых соединений с треугольным профилем не допускается для всех видов обсадных колонн.

  4. Конструкция всех видов ПНС должна обеспечить применение известных способов технологий заканчивания скважин (открытый забой, гравийный или проволочный фильтр, сплошная обсадная колонна и др.).

3. Бурение паронагнетательных скважин

3.1. Наличие в геологическом разрезе криолитозоны может вызвать серьезные осложнения при бурении и эксплуатации ПНС, если не соблюдать определенные технологические правила и тем самым допустить растепление ММП. Следствием могут быть просадка фундаментов, обрушение стенок скважины, образование больших каверн в стволе, смятие обсадных колонн и другие осложнения. Поэтому при бурении в криолитозоне промывочная жидкость должна соответствовать условиям вскрытия мерзлых пород. Для установления типа промывочной жидкости и режима промывки при бурении необходимо изучить глубинное геокриологическое строение на месте заложения скважины, установить достоверные значения температуры, мощности, льдистости и других параметров криолитозоны. По этим параметрам устанавливают наиболее эффективную технологию бурения в мерзлых породах.

Для прочности ПНС серьезную опасность представляет образование в стволе больших каверн при бурении в криолитозоне. Каверны в стволе ухудшают качество цементирования, способствуют изгибу обсадных колонн и в итоге значительно снижают прочность и герметичность крепи ПНС. Поэтому необходимо еще до начала бурения тщательно прогнозировать возможность кавернообразования. Практикой бурения в мерзлых породах установлено, что при содержании льда в породах не более 100 кг/м3 его протаивание не вызывает усиления кавернообразования. При большем содержании льда нужно принимать технологические меры, чтобы не допустить протаивания мерзлых пород в процессе бурения.

3.3 Предпочтительным для бурения в мерзлых породах следует считать роторный способ, если не предполагается наклонно-направленное бурение.

3.4 При бурении в ММП в целях предупреждения кавернообразования следует применять технологию бурения опережающего ствола с последующим расширением. При этом рекомендуется следующее сочетание диаметров долот: 215,9 х 295,3 мм, 295,3 х 393,7 мм, 295,3 х 491 мм.

3.5 В целях предотвращения интенсивного кавернообразования при бурении в ММП необходимо ограничить расход промывочной жидкости до минимально требуемого.

3.6 В формировании нормального ствола в процессе бурения важную роль играет также компоновка низа бурильной колонны (КНБК). Диаметр, жесткость, длина и масса УБТ должны соответствовать технологическим нормативам для каждого размера долота. Однако при бурении ПНС масса УБТ должна превышать нагрузку на долото не менее чем в 1,5 раза.

3.7 При выборе буровой установки необходимо предусматривать возможность предварительного натяжения эксплуатационной колонны, а иногда и промежуточной колонны перед цементированием. Усилие натяжения рассчитывается, исходя из величины температурных напряжений и грузоподъемности обсадной колонны. При этом учитывается и возможность охлаждения обсадной колонны относительно исходной температуры. Расчет усилия натяжения обсадной колонны приведен ниже. Выбор буровой установки по грузоподъемности определяется не столько проектной глубиной скважины, сколько усилием натяжения обсадной колонны. Поэтому при строительстве ПНС, особенно малой глубины, экономически нецелесообразно использовать буровые установки большой грузоподъемности. Лучше в этом случае натяжение обсадной колонны производить с использованием гидравлических домкратов, что является и более безопасным способом, а бурение скважины вести станком, соответствующим по грузоподъемности проектной глубине скважины. Однако расчет фундаментов, особенно подроторных, при этом должен быть произведен по нагрузке предварительного натяжения обсадных колонн.

3.8 Для закрепления нижнего конца обсадной колонны перед ее натяжением применяются, главным образом, два метода: с использованием забойных якорных устройств или цементированием нижнего конца обсадной колонны через муфту ступенчатого цементирования (МСЦ). Якорное закрепление обсадной колонны рекомендуется производить при достаточной устойчивости стенок скважины и малой кавернозности ствола в зоне зацепления. Когда применяется цементирование нижнего конца обсадной колонны («хвоста»), МСЦ рекомендуется размещать в обсадной колонне ниже подошвы пласта, а длина «хвоста» должна быть в пределах 40-50 м. В этом случае необходимо принять технологические меры при креплении «хвоста», исключающие возможность прорыва подошвенных вод. При этом тампонажные растворы должны иметь минимальные сроки схватывания.

3.9 На месторождениях, разрабатываемых с тепловым воздействием на пласт, как правило, применяются довольно густые сетки скважин. Сооружение в этом случае множества дорожных, трубопроводных и других коммуникаций, необходимых для строительства ПНС и обустройства площади, требует больших затрат времени и ресурсов, а также может привести к серьезным экологическим последствиям. Кустование скважин значительно сокращает как объем коммуникаций, так и затраты на разработку месторождения.

3.10 Современные технологии разработки месторождений с применением тепловых методов должны как составную часть предусматривать решение экологических и землеохранных проблем. Поэтому настоящий регламент рекомендует кустование скважин на месторождениях, где такая технология экономически целесообразна и технически осуществима. Естественно, при этом обеспечение прочности и герметичности наклонно- направленных ПНС, особенно в условиях термоциклического воздействия на крепь скважины, становится главной технической задачей. Замечено, что в интервале набора кривизны скважины при термоциклическом воздействии на обсадную колонну чаще наблюдается нарушение герметичности обсадной колонны в резьбовых соединениях. При этом негерметичность наблюдается и после охлаждения скважины. Поэтому настоящий регламент для крепления как наклонно-направленных, так и вертикальных ПНС рекомендует обсадные трубы только с трапецеидальными резьбовыми соединениями, которые значительно надежнее, чем резьбы треугольного профиля.

3.11 Расположение устьев скважин для тепловых методов добычи нефти на кустовой площадке должно быть максимально рациональным как для строительства, так и для их эксплуатации. Практика кустования скважин показала, что на месторождениях с тепловым воздействием на пласт наиболее рациональным является расположение устьев скважин на кустовой площадке по прямой линии.

Размеры кустовых площадок должны быть минимальными, но достаточными для размещения бурового оборудования, специальной техники, технологического оборудования необходимого для эксплуатации ПНС, коммуникаций и других сооружений. Все это должно быть рассчитано и обоснованно в проектах на строительство ПНС и на обустройство площади. В проекте на строительство скважин в кусте устанавливается очередность бурения скважин с учетом рационального передвижения буровой установки. Также во избежание пересечения стволов глубины зарезки двух соседних скважин должны отличаться не менее чем на 20-25 м.

3.12 В проекте на строительство наклонно-направленных скважин следует указывать величины допустимых отклонений фактических забоев от проектных и предельные величины угловых параметров профиля. На эффективность строительства и эксплуатации наклонно-направленных ПНС значительное влияние оказывает профиль ствола скважины и его соответствие геолого-техническим условиям. На большинстве месторождений высоковязких нефтей, где глубины скважин незначительны, а отклонения забоев сравнительно большие, рекомендуется применять профиль скважины первого типа, состоящий из вертикального участка, участка набора кривизны и прямолинейного участка стабилизации. Такой профиль наклонных ПНС в вышеуказанных условиях является оптимальным по следующим соображениям. Он позволяет достигать максимальных горизонтальных смещений забоя при меньших угловых параметрах, дает больше возможности для обеспечения прочности и герметичности крепи ПНС, не создает особых помех при спуске и установке внутрискважинного оборудования, а также при необходимости в этом случае можно применить механизированный способ добычи нефти.

3.13 При сооружении кустовых площадок и особенно фундаментов под оборудование за расчетную нагрузку необходимо брать усилие предварительного натяжения обсадной колонны. Усилие предварительного натяжения колонны, как правило, является максимальной из возможных нагрузок на вышку, фундамент, которые могут иметь место при строительстве скважины.

3.14 Фундаменты должны быть устойчивыми и не допускать сильных вибраций, чтобы исключить отрицательное влияние на оборудование соседних скважин.

Расчетом конструкции фундаментов устанавливаются размеры оснований.

При расчете фундаментов необходимо учитывать климатические особенности района: промерзание грунта, протаивание мерзлых пород, периодическое увлажнение и высыхание верхних слоев грунта, уровень грунтовых вод и др. Все эти данные устанавливаются изыскательскими работами на месте строительства кустовой площадки.

3.15 Горизонтальные скважины для разработки месторождений высоковязких нефтей с применением тепловых методов добычи, как правило, используются в качестве добывающих. Однако уже есть примеры использования горизонтальных скважин в качестве паронагнетательных. В этом случае, чтобы обеспечить прочность и герметичность обсадных колонн, необходимо ужесточить технические и технологические требования к их строительству. Геометрические параметры профиля горизонтальных скважин должны быть обоснованы с позиции прочности крепи ПНС. В мировой практике строительства горизонтальных скважин принято радиус кривизны скважины условно делить на малый, средний и большой. Малый радиус не превышает 40 м, а за большой принимается радиус кривизны более 200 м.

Применение малого радиуса кривизны при бурении горизонтальных ПНС не допускается ввиду невозможности обеспечения их прочности. Применение большого радиуса искривления невозможно, когда глубина скважин (по вертикали) незначительна и расстояния между скважинами лежат в пределах среднего радиуса кривизны, что практически имеет место на всех месторождениях высоковязких нефтей, где применяется тепловое воздействие на пласт.

3.16 При разобщении пластов обсадными колоннами согласно геологическому разрезу возможен один из двух случаев набора кривизны.

Первый случай, когда от башмака последней обсадной колонны (кондуктора или промежуточной колонны) до кровли продуктивного пласта остается интервал, соизмеримый с проектным радиусом искривления и совместимый по условиям бурения с пластом. В этом случае набор кривизны начинается ниже глубины установки башмака предыдущей колонны.

Второй случай, когда необходимо обсадить ствол скважины до кровли пласта из-за отличия условий вскрытия пласта и бурения предыдущего интервала. При этом еще до кровли пласта необходимо набрать максимальный зенитный угол, позволяющий спустить и зацементировать промежуточную колонну, а недостающий зенитный угол добрать в интервале залегания пласта.

В обоих случаях радиус искривления скважины определяется из выражения:

R = (H-(h/2))/(1-Sinα), (3.1)

где Н - расстояние по вертикали от глубины установки башмака предыдущей колонны или глубины зарезки до подошвы пласта;

h - мощность (толщина) пласта;

а - угол искривления скважины на глубине установки башмака колонны (второй случай).

Полученный по формуле радиус R должен находится в пределах 100-250

3.17 Определение длины горизонтальной части скважины является основным вопросом в проектировании профиля горизонтальной скважины. Принято, что длина горизонтальной части скважины не должна превышать ее вертикальную часть. Кроме того, длина горизонтальной части скважины не должна быть больше расстояния между скважинами по сетке разработки месторождений нефти. При установлении протяженности горизонтальной части скважины необходимо учитывать и возможные геологические осложнения. Таким образом, выбор рационального профиля горизонтальной скважины является ответственным этапом и сопряжен с решением задач технического, технологического и экономического порядка. Однозначного решения этого вопроса пока нет, хотя существуют различные варианты.

Приведенные в настоящем регламенте технологические требования должны быть учтены при разработке проекта на строительство вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных ПНС, а также при обустройстве площади. Основным требованием настоящего регламента остается разработка научно обоснованного технического проекта на строительство ПНС и его точное исполнение при строительстве скважин. Институту-разработчику проекта следует организовать авторский надзор за исполнением своего проекта.



4. Крепление паронагнетательных скважин

4.1 Крепление скважин является наиболее ответственным этапом строительства ПНС, определяющим в итоге ее надежность и долговечность. С помощью технологических приемов можно значительно усилить сопротивляемость ПНС термоциклическим нагрузкам. Для этого разработке технологии крепления скважин должно предшествовать тщательное изучение геологических условий крепления, таких как поглощение растворов, проявление скважин, кавернозность или сужение ствола, а также технические условия эксплуатации ПНС (термоцикличность, вид и температура теплоносителя и др.).

4.2 На всех месторождениях, где применяются тепловые методы добычи нефти, должны быть разработаны свои регламенты крепления ПНС, на основании которых составляется проектная технология крепления скважин. В регламенте крепления ПНС должны быть приведены подробные сведения о конструкции скважины и о методах снижения температурных напряжений.

4.3 Расчет обсадных колонн ПНС необходимо производить с учетом температурных усилий и цикличности тепловой нагрузки. В тех случаях, когда проект разработки месторождения предусматривает применение теплоносителя с температурой более 345°С, при расчете обсадных колонн появляется необходимость учета явления ползучести металла, так как при значительных механических напряжениях ползучесть металла может кратно сократить срок службы ПНС.

4.4 Технология крепления ПНС должна предусматривать методы снижения как температуры нагрева обсадных колонн, так и температурных напряжений. Эти методы можно разделить на две группы.

Первая группа методов позволяет снизить температуру нагрева обсадной колонны, следовательно, и температурные напряжения. Достигается это путем оборудования ПНС термостойким внутрискважинным оборудованием (термоизолированные НКТ, пакерующие средства, термоизоляция затрубного пространства и др.). Кроме того, уменьшаются теплопотери. Вторая группа обеспечивает снижение лишь уровня температурных напряжений или путем предварительного натяжения обсадных колонн перед цементированием, или путем создания условий для свободного термического удлинения обсадных колонн. Эти операции выполняются во время крепления скважины.

Ниже рассматривается предварительное натяжение эксплуатационной колонны с целью нейтрализации температурных напряжений (упрощенный вариант).

С помощью натяжения заякоренной на забое обсадной колонны в ее сечениях создаются осевые напряжения, имеющие знак, противоположный температурным напряжениям. Расчетное усилие натяжения обсадной колонны определяется из уравнения:

Qн = Рдопαt - αEcF∆t - для резьбового соединения ОТТМ и ОТТГ, (4.1)

Qн = Pразαt/1,75-αEcF∆t - для резьбового соединения Батресс, (4.2) где Qн - расчетное усилие натяжения колонны;

Рдоп - допускаемая грузоподъемность резьбового соединения ОТТМ и ОТТГ (табличные данные);

αt - коэффициент снижения прочности обсадных колонн от нагрева;

α - коэффициент линейного температурного расширения стали;

Ес - модуль упругости стали на растяжение;

F - площадь сучения тела обсадной колонны;

∆t - изменение температуры при охлаждении (для северных районов принимается ∆t = 35°С, для южных районов - ∆t = 20°С).

Величину температуры, влияние которой нейтрализуется предварительным натяжением обсадной колонны, можно определить из следующей зависимости:

Qz/Fz = αEct, (4.3)

где Qz - осевая растягивающая нагрузка в сечении обсадной колонны на глубине z;

Fz - площадь сечения тела обсадной колонны на глубине z;

Учитывая, что для скважин αЕс ~2,5, имеем:

t = QZ/(2,5FZ). (4.4)

Например, при Qz = 1000 кН и Fz = 0,0040 м нейтрализуемая температура t = 100 С. Это значит, что, если защемленная в цементном камне и растянутая на 1000 кН обсадная колонна будет нагреваться до температуры 300°С, то температурные напряжения на глубине z будут соответствовать σt = αЕс(300-100). Это свидетельствует о высокой эффективности защиты обсадных колонн путем их предварительного нагружения растягивающими напряжениями. Этот способ снижения температурных напряжений по эффективности равнозначен применению теплоизолированных НКТ в качестве нагнетательных.

При большом числе циклов термической нагрузки возникает необходимость проверки на термическую усталость обсадной колонны, однако, отсутствие пределов термоциклической усталости для трубных сталей не позволяет на данном этапе производить такие расчеты.

4.5 Главным условием, гарантирующим надежность крепи ПНС, является качественное цементирование обсадной колонны с обязательным подъемом цементного раствора до устья. Выполнение этого условия необходимо начинать с бурения, подготовки ствола скважины к спуску и цементированию обсадных колонн в соответствии с принятой на месторождении технологией и действующими в отрасли РД.

  1. Перед подъемом бурильного инструмента под спуск колонны рекомендуется провести силикатную обработку продуктивной части ствола скважины с целью уплотнения фильтрационной корки на стенках скважины в зоне проницаемых пород.

Силикатную обработку проводят силикатным крепящим раствором (СКР), который закачивают в скважину в зону продуктивного пласта через бурильные трубы перед их подъемом под спуск колонны.

Объем СКР определяется в зависимости от диаметра ствола скважины и интервала перекрытия ствола от забоя до 50-70 м выше кровли продуктивного пласта. Обычно для силикатной обработки требуется 1,8-2,0 м3 СКР, который должен иметь плотность 1030-1050 кг/м3, условную вязкость 18 - 20 с.

  1. После подготовки ствола приступают к спуску обсадных труб в скважину, руководствуясь также действующими РД.

  2. Тампонажные и продавочные жидкости должны соответствовать условиям крепления.

Направление цементируется портландцементом. Кондукторы и эксплуатационные колонны цементируются раствором из термостойкого цемента типа ЦТПН по ТУ39-1057-85 или из смеси чистого портландцемента для низких и нормальных температур ПЦТ-Д0-50 по ГОСТ1581-85 со специальным цементом ШПЦС-200 по ОСТ39-017-80 в соотношении 1:1 по массе.

Интервал продуктивной зоны цементируется тампонажным раствором повышенной плотности - до 1860-1900 кг/м3, сократив водоцементное отношение до 0,48-0,45.

В зимнее время жидкость затворения и продавочную жидкость (техническую воду) подогреть с помощью ППУ.

Работу дозирующих шнеков СМН осуществлять на III-IY скорости и заданную плотность раствора регулировать частотой вращения двигателя.

Для обеспечения однородности тампонажного раствора применять осреднительную емкость, колебания плотности раствора не должно превышать ±20 кг/м3.

Продавливание тампонажного раствора в затрубное пространство производить на режимах, соответствующих режиму промывки при бурении последних метров.

Давление при посадке верхней пробки на кольцо «стоп» должно быть доведено до 2,0-3,0 МПа сверх рабочего. По окончании цементирования плавно сбросить давление в колонне.

ОЗЦ проводить без избыточного давления на устье. В случае отказа обратного клапана создать цементировочным агрегатом избыточное давление до 0,5-1,0 МПа, не допуская его увеличения в течение всего периода ОЗЦ. По окончании ОЗЦ оборудовать устье скважины по утвержденной схеме.

По истечении времени ОЗЦ, когда цементный камень наберет достаточную прочность, эксплуатационная колонна должна быть освобождена от предварительного натяжения. Освобождение колонны от натяжения следует производить не раньше, чем через 48 часов.



5. Заканчивание паронагнетательных скважин

5.1 Настоящие требования следует выполнять при следующих этапах строительства ПНС: вскрытие продуктивного пласта бурением, геофизические исследования пласта, гидродинамические исследования пластоиспытателем, устройство забоя и крепление скважины, вскрытие пласта перфорацией, освоение и исследование скважин.

5.2 Требования к технологии вскрытия продуктивного пласта бурением преследуют цель сохранить естественные коллекторские свойства пласта предупредить его закупоривание и разрушение. Технология вскрытия продуктивного пласта бурением должна быть разработана в соответствии с геологическим строением пласта и типом коллектора. Здесь важную роль играют свойства и параметры бурового раствора. Плотность бурового раствора должна быть минимальной, но достаточной, чтобы предупредить возможные осложнения, т.е. при дифференциальном давлении, близком к нулю. Водоотдача бурового раствора не должна превышать 2-3 см3 за 30 минут, фильтрат бурового раствора не должен вызывать физико-химические изменения в коллекторе.

5.3 После вскрытия бурением необходимо изучить гидрогеологию пласта по материалам геофизических исследований, исследований кернового материала и по данным опробования скважины пластоиспытателем. По этим данным разрабатывается конструкция забоя. Устройство забоя ПНС представляет собой ключевой вопрос крепления скважин. Особенно это важно для горизонтальных скважин.

Наиболее совершенной является скважина с открытым забоем, однако, такое устройство забоя для ПНС редко применяется, так как закачка теплоносителя снижает устойчивость горных пород и может снизить при этом приемистость пласта. Высокой степенью совершенства обладают скважины с устройством забоя в виде фильтра с гравийной набивкой. Для такой конструкции забоя весьма важно, чтобы материал для набивки соответствовал типу коллектора и предотвращал пескопроявление.

Наиболее распространенной конструкцией забоя для вертикальных и наклонных ПНС является зацементированная до забоя сплошная эксплуатационная колонна. Вторично пласт вскрывается перфорацией обсадной колонны, эффективность которой будет зависеть от количества и диаметра отверстий, а также длины перфорационных каналов. Такое устройство забоя менее совершенно, но больше отвечает по устойчивости условиям работы ПНС.

Для горизонтальных ПНС нужно рекомендовать конструкцию забоя, при которой горизонтальная часть ствола в пласте обсаживается фильтром. Размеры щелей фильтров во избежание пескопроявлений должны соответствовать типу коллектора.

5.4 Освоение и исследования ПНС осуществляется в основном обычными методами. Однако на месторождениях с высоковязкой нефтью перед освоением добывающих скважин может применяться еще и паротепловая обработка скважин (ПТОС). Скважины, освоенные с применением ПТОС, повышают свою продуктивность. При освоении ПНС в зависимости от типа коллектора и состояния приствольной зоны могут быть применены химические, гидромеханические и другие методы интенсификации притока.

Методы воздействия на пласт должны быть обоснованы геологическими, геофизическими и другими исследованиями пласта и должны соответствовать типу и свойствам коллектора.

5.5 Весьма важным является вопрос о заканчивании скважин с горизонтальным стволом. Решение о горизонтальном бурении может быть принято только после всестороннего изучения пласта, типа коллектора. При этом должны быть учтены следующие факторы. В горизонтальных скважинах закупоривание коллектора (скин-эффект) уменьшает производительность в большей степени и его гораздо труднее устранить, чем в вертикальных скважинах. Поэтому загрязнение пласта может свести к нулю ожидаемый эффект от горизонтального бурения. В пластах, где ожидается интенсивное поглощение бурового раствора или бурение с большой водоотдачей бурового раствора, горизонтальные скважины могут быть убыточными. Основное значение для принятия решения о заканчивании скважин с горизонтальным стволом имеет толщина пласта h. При значительных толщинах пласта (h > 30 м) коэффициент анизотропии проницаемости становится определяющим фактором для принятия решения. Малые значения коэффициента говорят в пользу заканчивания скважин с горизонтальным стволом. При большой вертикальной проницаемости пласта с толщиной h > 30 м горизонтальные скважины всегда продуктивнее, чем вертикальные. Также, если в пласте хорошо развита вертикальная трещиноватость, то можно ожидать кратное увеличение производительности горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными.

В пластах малой толщины (h < 12 м) анизотропия проницаемости особой роли не играет для принятия решения о горизонтальном бурении. Здесь всегда вопрос решается в пользу заканчивания скважин горизонтальным стволом. Во всех случаях горизонтального бурения необходимо направлять ствол перпендикулярно к направлению трещин и большой оси эллипса анизотропии проницаемости. В пользу горизонтального бурения может говорить и неоднородность геологического строения по простиранию пласта.

Освоение вертикальных ПНС, особенно вызов притока, технологически отработано, нет серьезных проблем и в проведении различных методов интенсификации притока. Освоение же горизонтальных скважин имеет свои особенности, технология более сложная и недостаточно разработана. Чем больше длина горизонтальной части скважины, тем сложнее производить такие операции, как замена глинистого раствора на воду; очистка ствола, особенно затрубного пространства, т.е. за фильтром; кислотные обработки и другие методы интенсификации притока. Например, если намечается проведение гидроразрыва пород в горизонтальном стволе, то устройство забоя должно быть таковым, чтобы была спущена до забоя сплошная эксплуатационная колонна и зацементирована с последующим вскрытием пласта перфорацией колонны. Нужно также прогнозировать направление развития трещин в результате гидроразрыва пород для расположения горизонтального ствола перпендикулярно к направлению трещин.

5.6 Если намечается освоение ПНС с применением тепловых методов добычи нефти, то необходимо соблюдать следующие правила.

Нагнетание теплоносителя в пласт производить лишь после оснащения ПНС термостойким внутрискважинным оборудованием (термостойкий пакер, теплоизолированные НКТ и др.).

При закачке теплоносителя в пласт во избежание «теплового удара» на крепь скважины необходимо постепенно повышать температуру теплоносителя до проектной. Оптимальное время выхода на режим должно быть равным 72 часа, при котором радиальный перепад равен 0,7°С/мм. Эти условия предупреждают образование трещин в цементном камне. В любом случае при закачке теплоносителя повышение температуры пара должно быть не более 5 °С/час. Параметры теплоносителя и технология нагревания должны соответствовать параметрам и технологии эксплуатации ПНС, установленным в технологической схеме разработки месторождения, и не допускать превышения проектных параметров теплоносителя.

6. Температурные условия работы обсадных колонн

  1. Крепь скважины представляет собой сложную систему, состоящую в наиболее простом виде из обсадной колонны, цементной оболочки и окружающих горных пород. Приближенно можно рассматривать крепь скважины как составной цилиндр. Более сложные конструкции скважин имеют крепь, состоящую из нескольких концентрично вставленных друг в друга обсадных колонн и цементных оболочек. Элементы крепи (обсадная колонна, цементное кольцо) и горные породы обладают различными теплофизическими свойствами, поэтому совместная деформация элементов крепи представляет собой статически не определимую задачу. В первом приближении крепь скважины можно рассматривать как составной цилиндр, сравнивая теоретические решения с промысловыми данными, а также с результатами натуральных испытаний обсадных труб на герметичность и прочность, работающих в условиях высоких температур. Указанные испытания проводились в институте РосНИПИтермнефть.

Методика расчета обсадных колонн ПНС должна учитывать суммарное воздействие механических и температурных усилий, а также снижение прочностной характеристики стали и грузоподъемности резьбовых соединений труб от нагрева. Следует также рассмотреть необходимость учета ползучести металла. Известно, что, если нагрев стали, не превышает 345°С, то явлением текучести можно пренебречь.

  1. Ниже рассмотрим вопрос определения температуры нагрева обсадных колонн ПНС. РосНИПИтермнефть регулярно проводил анализ состояния ПНС на месторождениях Гримихинское, Усинское, Каражанбас и Краснодарского края. Проводились замеры температуры теплоносителя на устье и забое работающих ПНС глубинными термометрами, сравнивались с данными аналитических расчетов, изучались причины нарушения герметичности и целостности эксплуатационных колонн ПНС. На основании этих работ можно сделать следующие выводы.

При нагнетании теплоносителя в пласт, несмотря на изоляцию затрубного пространства от прямого соприкосновения с теплоносителем, иногда имеет место прямое соприкосновение теплоносителя с эксплуатационной колонной в результате либо прорыва через забойный пакер, либо разгерметизации теплоизолированных НКТ и других причин, что приводит к нагреву эксплуатационной колонны почти до температуры теплоносителя.

Аналитическое определение температур теплоносителя и нагрева обсадных колонн от устья до забоя скважины, как правило, не совпадает с данными прямых замеров температуры в работающих ПНС. Это связано с тем, что, во-первых, расчетные отличаются от действительных теплофизических свойств цементного камня, горных пород, смеси жидкостей в конкретных скважинах, меняющихся с глубиной и ростом температур. Во-вторых, модели аналитических расчетов теплопотерь в скважине строятся с допущениями.

По соображениям вышеизложенного, в данном регламенте определение температуры нагрева обсадных колонн производится по эмпирическим формулам, основанным на промысловых данных, получены по результатам замеров температур в работающих ПНС.

Анализ причин нарушения обсадных колонн ПНС показал, что в редких случаях промежуточные (технические) обсадные колонны и кондукторы выходят из строя в результате развития в них высоких температурных напряжений

6.3 На Гримихинском месторождении сотрудниками РосНИПИтермнефть и Бугульминского комплексного отдела института при участии сотрудников НГДУ «Удмуртнефть» были проведены исследования температурных режимов в работающих скважинах №№839, 850, 857 и 863 с замером температур теплоносителя и аналитическим вычислением температур элементов конструкции ПНС. Результаты исследований приведены в таблицах 6.1 и 6.2.

Таблица 6.1

Тепловой режим действующих паронагнетательных скважин

Параметр

Номер скважины

839

850

857

863

1

2

3

4

5

Средняя температура нагнетаемого агента, °С













- на устье

260

260

255

260

- на забое

186

195

126

170

Удельная энтальпия агента, кДж/кг













- не устье

1135

1135

1110

1135

- на забое

787

830

529

719

Расход агента, т/час

6,167

8,792

4,667

4,883

Количество теплоты вводимой за час, МДж













- в скважину

7000

9979

5182

5486

- в пласт

4854

7298

2470

3476

Теплопотери в скважине в час













- абсолютные, МДж

2146

2681

2009

-

- относительные (от введенной теплоты в скважину)%

30,7

26,9

52,3

36,6

Глубина сохранения стабильной температуры в

150

180

105

420

действующей скважине (на уровне устьевой), м













Градиент температуры в действующей скважине

0,074

0,069

0,129

0,123


(ниже стабильной зоны), °С/м
Таблица 6.2

Температурный режим (°С) конструкций действующих паронагнетательных скважин

Глуби-

Скв. 839

Скв. 850

Скв. 957

Скв. 863

на, м

НКТ

ЭК

ПК

НКТ

ЭК

ПК

НКТ

ЭК

ПК

НКТ

ЭК

ПК

150

260

196,4

167,9

260

191,1

160,6

156

191,9

163,1

260

192,8

162,7

300

245

186,1

159,7

255

188,8

159,1

233

175,7

150,0

260

193,8

164,1

450

235

179,6

151,8

242

180,4

152,8

217

164,8

141,4

155

191,2

162,3

600

222

170,8

147,9

227

170,5

115,2

190

145,7

125,8

235

77,5

151,7

750

207

160,6

139,8

216

163,5

140,0

167

129,6

112,8

208

158,6

136,5

900

195

152,5

33,5

205

156,5

134,8

145

114,2

100,4

90

146,4

126,9

1050

190

149,8

131,8

193

148,8

129,0

130

104,0

92,4

175

1364

119,1

Обозначения: НКТ - насосно-компрессорные трубы; ЭК - эксплуатационная колонна; ПК - промежуточная колонна.

На основании изучения промыслового материала, результатов замеров температур в ПНС и аналитических расчетов выведена эмпирическая зависимость изменения температуры элементов крепи ПНС, т.е. нагрев элементов крепи от естественной первоначальной температуры при нагнетании теплоносителя в пласт:

∆ti = KiT-(z/33), (6.1)

где ∆t - температура нагрева элементов конструкции ПНС, °С; Кi - отношение температуры нагрева обсадной колонны к температуре нагнетаемого теплоносителя; Т - температура теплоносителя, °С;

Z - текущая координата глубины скважины по вертикали, м; 33 - геотермическая ступень, м.

При расчетах температур элементов крепи ПНС по формуле (6.1) принимаются следующие обозначения температуры колонн:

to - колонны НКТ;

t1 - эксплуатационной колонны (первая колонна);

t2 - второй обсадной колонны, следующей после эксплуатационной колонны;

t3 - третьей обсадной колонны и т.д. до последней обсадной колонны - кондуктора.

Принимаются также следующие обозначения и статически определенные значения Кi:

К0 = 1 - для колонны НКТ; K1 = 0,93 - для эксплуатационной колонны; К2 = 0,6 - для первой промежуточной колонны; К3 =0,4 - для второй промежуточной колонны.



7. Методика расчета и подбора обсадных колонн паронагнетательных скважин

7.1 Основные положения

Механизм воздействия температурных и механических напряжений одинаков. Различие между ними заключается в том, что температурные напряжения являются следствием температурных деформаций тела, а механические возникают в теле от воздействия внешних сил.

В связи с этим в строительной механике пользуются терминами силовое и прессовое нагружение тела. При совместном действии силового и прессового (температурного) нагружния могут возникать трудности в определении их величин. В тех случаях, когда общая деформация остается упругой, т.е. пропорциональна модулю упругости Ес и коэффициент линейного расширения а пропорционален деформации, вопрос определения суммарных напряжений решается просто, так как в этом случае применен принцип суперпозиции. При нелинейных соотношениях между деформацией, Ес и а принцип независимости действия сил неприменим.

Вопросы определения напряжения осложняются еще и тем, что в термальных скважинах температурный режим, как правило, нестационарный. На основании вышеизложенного и в целях упрощения расчетов принимают следующие допущения.

Общая деформация от силового и прессового воздействия на обсадные колонны остается упругой и при определении напряжений можно пользоваться принципом суперпозиции. Практика эксплуатации паронагнетательных скважин подтверждает правомерность такого допущения.

При термических методах добычи температура теплоносителя не превышает 350°С и нагрев обсадных колонн остается в этих температурных пределах. Исключение составляет внутрипластовое горение, когда в зоне продуктивного пласта эксплуатационная колонна может нагреваться до 500- 600°С. Но здесь проблема решается установкой в зоне пласта жаропрочных труб. Кроме того, невозможно разрушить трубу из высокопрочной стали путем только нагрева до 350°С. При этом относительное температурное удлинение et = aAt = 12х10-6х350 = 0,0042 = 0,42%. Это многократно меньше, чем относительные удлинения трубных сталей (12-20%), при которых происходит разрыв. Однако температурные деформации обсадной колонны могут послужить причиной потери герметичности резьбовых соединений.

Теоретически в обсадных колоннах может иметь место и термическая усталость, так как, несмотря на низкий уровень нагрева (350°С) колонны, длительное время работают при высоком уровне напряжений. Однако на практике весьма редки случаи выхода из строя ПНС по причине температурного усталостного разрушения. Видимо это объясняется малым числом циклов. Поэтому в расчетах обсадных колонн в нашем случае можно пренебречь усталостными явлениями. Кроме того, нет экспериментальных данных по термической усталости трубных сталей.

Явление ползучести металла также наблюдается в обсадных колоннах ПНС, но решающего значения не имеет. Поэтому в расчетах его можно учесть через снижение прочностной характеристики стали от нагрева. Это снижение в нашем случае (при нагреве до 350°С) составляет не более 4%.

Все перечисленные допущения учтены в настоящей методике расчета обсадных колонн для ПНС.

Настоящая методика включает методы определения температурных напряжений в обсадных колоннах и их учета при выборе обсадных труб для ПНС

Установление исходных данных и порядок расчета обсадных колонн производится согласно «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» (Куйбышев, 1997 г). Далее в соответствии с принципом независимости действия сил температурные напряжения накладываются на силовые напряжения в обсадных колоннах, определяемые по вышеуказанной инструкции, а затем по обобщенной нагрузке производится расчет и подбор обсадных труб для ПНС. Все нагрузки, действующие на обсадные колонны ПНС и не связанные с нагнетанием теплоносителя в скважину - пластовое давление, внутреннее и внешнее давление, давление опрессовки колон и труб, осевые и другие естественные нагрузки, - определяются в соответствии с «Инструкцией». Применяются те же значения коэффициентов запаса прочности. Однако при этом нужно учитывать снижение предела текучести для трубных сталей в результате нагрева. Таким образом, данная методика расчета обсадных колонн для ПНС по существу является дополнением к «Инструкции» и касается определения дополнительных температурных напряжений для расчета обсадных колонн ПНС. В то же время в данной методике вводятся дополнительные величины, отражающие особенности расчета термонапряженной обсадной колонны.

7.2 Расчет эксплуатационной колонны для паронагнетательной скважины



следующая страница >>