Обоснование конструкции скважины и фонтанного лифта

Выбор конструкции скважин производится в зависимости от ряда факторов: глубины залежи, пластовых давлений, пластовых температур, дебитов газа и конденсата, условий проводки скважины, свойств пластового газа. При выборе конструкции скважин учитываются как начальные параметры залежи, так и их изменение в процессе эксплуатации месторождения.
К газовым скважинам предъявляются повышенные требования к герметичности и прочности колонн. Давление в верхней части колонн (на устье) незначительно отличается от забойного, в связи с малой плотностью газа. При эксплуатации скважин высока вероятность утечек газа, его миграция в вышележащие пласты, грифонообразование и даже открытое фонтанирование.
В колоннах наблюдаются значительные дополнительные напряжения под воздействием давления и температуры газа. Температурные воздействия особенно велики в зоне многолетнемерзлых пород.
Рис. 6.1. Конструкции скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях: а - Майкопское ГК месторождение (скв. 37), 146 мм обсадная колонна (сварная); б - Вуктыльское ГК месторождение; в - Уренгойское ГК месторождение (скв. 22); г - Медвежье газовое месторождение (высокодебитная скв. 18); 1 - хвостовик; д - ПХГ-1, е - ПХГ-2

В газовых скважинах характерны высокие скорости восходящего потока газа (до 10-20 м/сек). При наличии в газе мех.примесей в фонтанных трубах, скважинном оборудовании и фонтанной арматуре могут наблюдаться явления эрозионного разрушения, то есть происходит повышенный износ оборудования.
Экспериментально установлено, что при наличии в газе СО2, H2S или кислот резко возрастает скорость коррозии, которая может достигать 0,1 - 0,2 мм/год. С ростом дебита скважин коррозия увеличивается.
Следовательно, конструкция газовой скважины должна обеспечить ее безопасную эксплуатацию, возможность предупреждения и ликвидацию выбросов или фонтанов как в процессе бурения, опробования, так и при ее длительной эксплуатации. Достигается это герметичностью, прочностью, применением труб соответствующих марок стали, смазкой резьбовых соединений специальными смазками, подъемом цемента на максимальную высоту (до устья), соответствующим оборудованием забоя.
Диаметры нефтяных скважин определяются стандартами насосного оборудования, а в газовых скважинах - пропускной способностью.
Скважины с большим диаметром эксплуатационной колонны (229 мм) пробурены на Медвежьем, Уренгойском, Ямбургском, Комсомольском (Восточный купол), Юбилейном, Ямсовейском, УКПГ-1 Заполярного месторождений. Скважины с эксплуатационной колонной 168 мм пробурены и эксплуатируются на Вынгапуровском, Ен-Яхинском и Северо-Уренгойском УКПГ-2, 3 Заполярного месторождений.
Так, например, на Медвежьем месторождении доля скважин с эксплуатационной колонной 219 мм составляла 52%, а с колонной 168 мм – 40%. Конструкция скважин и схемы кустования (Маслов).
На сеноманских залежах применяются следующие основные конструкции фонтанного лифта в скважинах:
- для объектов с большими газонасыщенными толщинами (более 80 м) и дебитами газа от 800 до 1000 тыс.м3/сут - лифтовые трубы диаметром 168 мм;
- для объектов с газонасыщенными толщинами от 30 до 80 м и дебитами 500-800 тыс.м3/сут - лифтовые трубы диаметром 114 мм;
- для объектов с газонасыщенными толщинами менее 30 м и дебитами менее 300 тыс.м3/сут - лифтовые трубы малого диаметра (102, 89, 72 мм).
Анализ эффективности эксплуатации скважин с различными диаметрами лифтовых труб позволяет сделать следующие выводы:
1. Основным преимуществом НКТ большего диаметра (168 мм), является возможность получения высоких дебитов при небольших потерях давления в стволах скважин. Это свойство проявляется на I и II стадиях разработки сеноманских залежей;
2. Основной недостаток скважин большого диаметра, проявляющийся при снижении дебитов газа (на III стадии разработки), является невозможность выноса пластовой, конденсационной воды и механических примесей с забоев скважин из-за низких скоростей газовых потоков;
3. Не рекомендуется применения двух конструкций НКТ на одном УКПГ, что ведет к разнице дебитов скважин с разными фонтанными лифтами на 30-40% (табл. 4.2).
Таблица 4.2. Сопоставление дебитов газовых скважин Ямсовейского месторождения, оборудованных лифтовыми трубами различного диаметра.
НКТ диаметром 168 мм НКТ диаметром 114 мм
Номер куста Дебит, тыс.м3/сут Номер куста Дебит, тыс.м3/сут
10 857 25 493
11 851 26 399
12 918 27 668
13 781 28 581
15 786 29 425
16 858 30 569
18 919 31 521
19 945 32 491
20 828 - -
21 822 - -
22 868 - -
23 968 - -
Средний дебит 867 Средний дебит 518

Для выбора оптимального диаметра фонтанного лифта необходимо знать скорость газа на забое и устье скважины. Она должны быть выше минимальной скорости (Vмин= 4 м/с) и меньше максимальной скорости (Vмакс= 15 м/с). Следует отметить, что штормовое предупреждение наступает при скорости ветра более 20 м/с.
Скорость газа в трубах определяется по формуле:
,
где qг – дебит газа, м3/с; zо – коэффициент сверхсжимаемости; Тпл – пластовая температура, 0К; Рст = 0,1013 МПа – стандартное давление; F = πD2/4, м2; D – внутренний диаметр НКТ или эксплуатационной колонны; Ртек –давление текущее (пластовое или устьевое), МПа.
Предварительный выбор НКТ можно сделать по рис.4.2.

А)
B)

C)
D)
Рисунок 4.2 Зависимость скорости газового потока у башмака НКТ и на устье скважины от диаметра труб: A) дебит газа 1000 тыс.м3/сут, В) дебит газа 500 тыс.м3/сут, С) дебит газа 300 тыс.м3/сут., D) дебит газа 100 тыс.м3/сут.