Технологические условия эксплуатации рекомендуемого варианта

Фонтанирование скважин на Карачаганакском месторождении обусловлено большим запасом пластовой энергии и достаточно большими давлениями на забое, способными преодолеть гидростатическое давление газожидкостного столба в скважине, противодавление на устье и давление расходуемое на трение, связанное с движением этой жидкости. Учитывая высокие значения пластового давления и газового фактора, проектируемое частичное поддержание пластового давления, а также ожидаемое отсутствие большого количества воды в продукции добывающих скважин, практически в течение всего срока разработки месторождения, подъём жидкости и смеси (газ + конденсат) будет происходить за счёт пластовой энергии, то есть скважины будут работать в фонтанном режиме. При этом необходимо отметить, что скважины нефтяного объекта эксплуатируются при снижении устьевых и забойных давлений до рентабельного предела добычи (в предлагаемом варианте значение предельного минимального дебита ограничено 50 м3/сут), после чего будут переведены на вышележащие объекты[9].

Обоснование выбора устьевого оборудования Оборудование устья фонтанных газоконденсатных и нефтяных скважин должно состоять из колонной головки, фонтанной арматуры и системы управления.

Колонная головка служит для обвязки обсадных колонн между собой и герметизации межколонного пространства.

Фонтанная арматура предназначена для герметизации фонтанных скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации. Через фонтанную арматуру осуществляются технологические операции и спуск скважинного оборудования, инструментов и приборов. Принципиальная схема фонтанной арматуры показана на рисунке 2.3.

Фонтанная арматура выбирается (по условиям принятого варианта разработки и условиям эксплуатации месторождения) крестового типа на рабочее давление 70 МПа (10 000 PSI по АНИ) типа АФ6аВ-100/100X700К2 по ГОСТ 13 846–89 или соответствующая ей по классификации АНИ, для холодной климатической зоны и коррозионной среды, которая обеспечивает возможность соединения скважинного предохранительного устройства с системой управления им.

Рисунок 2.3 Принципиальная схема фонтанной арматуры Фонтанная арматура включает трубную головку, фонтанную ёлку с двумя стволовыми запорными устройствами, одна ручного, другая пневматического управления, а также с двумя задвижками на каждом боковом отводе, три из которых с ручным и одна с пневматическим закрытием, работающих в режиме дистанционного и автоматического управления. Боковые отводы фонтанной ёлки оборудованы штуцеродержателями постоянного сечения и нагнетательными фланцами. Размер трубы и номинальное значение давления выше и ниже штуцера одинаковы.

Устье скважины должно изготавливается согласно AISI 4130 с плакированием наиболее уязвимых зон легированной сталью, для работы в коррозионно-агрессивной среде NACE MR-01−75.

Компоновка устья скважины должна включать также следующее оборудование:

• — панели управления (для автоматического закрытия клапана отводящих линий, главного и предохранительного клапанов), которые управляют всеми приводами трёх запорных устройств, с обеспечением возможности эксплуатации при низких температурах. Панели оборудованы гидравлическим контуром, управляющим предохранительными клапанами, в то время как главные и клапаны на боковых отводах управляются пневматически;
• — систему связи аварийного останова с диспетчерской установкой.

Нагнетательная арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин и контроля режима закачки газа. Через неё проводится спуск инструментов и приборов при исследовании скважин. Типоразмер нагнетательной арматуры определяется расчётным давлением нагнетания на устье (максимальное давление на устье 55 МПа) и на забое (максимальное давление на забое 65 МПа). Так как параметры нагнетательных арматур регламентированные ГОСТ 13 846–84 и стандартом СЭВ 4354−83 (максимальное рабочее давление 35 МПа) не подходят для условий месторождения (рабочее давление 60 МПа), в качестве нагнетательной рекомендуется применять фонтанную арматуру на рабочее давление 70 МПа, в антикоррозионном исполнении, поскольку в состав закачиваемого «сухого» газа входят (в небольшом количестве) сероводород и углекислый газ.

Обоснование выбора внутрискважинного оборудования Условия эксплуатации КНГК месторождения (большая глубина, значительный этаж продуктивности и сероводородная среда) накладывают определённые условия при выборе подземного оборудования.

Потенциальная опасность, связанная с достаточно высоким содержанием H2S в продукции скважин и сравнительно высокими рабочими давлениями, требует установки скважинной системы безопасности безотказного типа. Эта система должна эффективно действовать при возникновении аварийной ситуации, например такой как полное уничтожение фонтанной арматуры и устья скважины.

Как показывает опыт мировой практики, этим требованиям более всего отвечают трубные извлекаемые клапаны. Их применение требует увеличенного, по сравнению с другими типами клапанов, диаметра эксплуатационной колонны.

Выбор типа трубного пакера также определяется условиями его работы:

• — коррозионная среда;
• -необходимость проведения операций по интенсификации, гидроразрыву продуктивных пластов и других технологических операций.

В этих условиях, наиболее надёжным, обладающим достаточной прочностью и сопротивлением воздействию коррозии, является извлекаемый пакер, выдерживающий нагрузку до 90 тонн. Пакер этого типа, может быть установлен в 7″ колонне с 31/2'' хвостовиком, спущенным немного выше перфорации (50 м) в скважинах с двухсекционной обсадной колонной (7×51/2 ''). Компоновка подземного оборудования должна обеспечивать возможность проведения геофизических исследований, интенсификации притока с помощью спиральных труб, гидравлического разрыва пласта и т. д.

Всё основное скважинное оборудование, а также вспомогательное (установочные патрубки, сёдла обратных клапанов в подвесках труб, посадочные ниппели и др.) должны обладать сопротивлением к износу, возникающему в ходе указанных выше операций. Поскольку добываемая жидкость обладает высококоррозионными свойствами, важно обеспечить защиту эксплуатационной колонны и НКТ от коррозии. В частности не должно быть доступа к проникновению добываемой жидкости содержащей H2S и CO2 в кольцевое пространство между НКТ и эксплуатационной колонной, поэтому оно должно быть заполнено утяжелённым ингибированным раствором.

Внутрискважинное оборудование, такое как: клапан-отсекатель, установочные патрубки, пакер, переводники и посадочные ниппели, подверженные повышенному коррозионному влиянию должны изготавливаться из легированных сталей на основе сверх прочных сплавов.

Требования к конструкции и внутрискважинному оборудованию горизонтальных скважин Конструкция горизонтальной скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

• — максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;
• — применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;
• — условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;
• — получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;
• — условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь, за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности.
• — максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при строительстве ГС определяется количеством зон, с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых давлений гидроразрыва пластов (ГРП), прочности и устойчивости пород. Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.

До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов.

Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование.

Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность, проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижения уровня в процессе освоения или механизированной добыче, нагрузок возникающих в результате пространственного искривления скважин, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации.

Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования (ПВО) должна обеспечить:

• — герметизацию устья скважины в случаях газоводонефтепроявлений (ГВНП), выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10%;
• — устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности;
• — противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород.

Конструкция устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должны обеспечивать:

• — подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
• — контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;
• — возможность аварийного глушения скважины;
• — герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;
• — испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность.

Конструкция скважины должна предусматривать возможность реконструкции крепи скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.

Кроме того, проекты на строительство ГС должны содержать следующие положения и решения:

• — обоснование профиля и интенсивности искривления (радиуса искривления) ствола скважины, исходя из заданной протяженности горизонтального положения в продуктивном пласте;
• — расчеты дополнительных изгибающих нагрузок на колонны обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в интервалах резкого искривления ствола;
• — мероприятия по обеспечению безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в условиях интенсивного искривления ствола скважины в зенитном и азимутальном направлениях;
• — коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн и условия обеспечения герметичности их резьбовых соединений;
• — технические условия по обеспечению проходимости внутри колонн труб инструмента и приспособлений для проведения технологических операций, приборов ловильного инструмента и внутрискважинного оборудования;
• — мероприятия по минимизации износа обсадных колонн при спуско-подъемных операциях (СПО) и других операциях, предотвращению желобообразований в интервалах искривления и горизонтальном участке;
• — гидравлическую программу, обеспечивающую транспортировку шлама из горизонтального участка ствола скважины и вымыв газовых шапок, формирующихся в верхней части горизонтального ствола скважины;
• — крепление скважины в интервалах интенсивного искривления и горизонтальном участке (при необходимости);
• — допустимые нагрузки на стенки скважины от силы нажатия колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны.

При протяженности горизонтального участка ствола скважины более 300 м применение верхнего привода обязательно.

Для удаления газовых шапок в верхней части горизонтального участка (в местах расширения ствола, перегибах и т. п.) интенсивность промывки в начале каждого долбления должна обеспечивать образование турбулентного потока в кольцевом пространстве горизонтальной части ствола. Выход разгазированной пачки раствора на поверхность должна фиксироваться и при необходимости регулироваться.

Расчет обсадных колонн должен производиться с учетом следующих условий:

• — коэффициенты запаса прочности на избыточное давление для секций, находящихся в пределах горизонтального участка составляют от 1,3 до 1,5; для секций находящихся в интервалах искривления от 3,0/10 м — 5,0/10 м составляет — 1,05; для секций в интервалах искривления свыше 5/10 м — 1,10;
• — коэффициент запаса прочности на внутренне давление — 1,15.

При проведении расчетов для горизонтальных участков следует выбирать трубы наиболее низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (трубы исполнения А), а для интервалов интенсивного набора кривизны — трубы высоких групп прочности.

Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств в интервалах интенсивного искривления ствола скважины должен производиться на основании таблицы 2.2.

Таблица 2.2 Типы резьбовых соединений обсадных труб для искривленных интервалов ствола скважины.

Компоновка бурильных труб, расчеты ее на прочность должны исходить из следующих положений:

• — в горизонтальном участке ствола должны находиться бурильные трубы максимально возможного диаметра с минимальной толщиной стенки трубы;
• — в интервале искривления и выше устанавливаются толстостенные бурильные трубы;
• — УБТ (утяжеленные бурильные трубы) располагаются выше интервала интенсивного искривления ствола скважины.

Выбор наружного диаметра замковых соединений бурильной колонны, их конструкции производится с учетом проектной интенсивности искривления ствола с целью минимизации нагрузок на стенку скважины для предупреждения желобообразований и снижения износа обсадных колонн [5]. Возникновение нагрузок на стенки скважин выше предельных значений, установленных проектом строительства скважин не допустимо.

Кроме того, прочностные характеристики скважинного оборудования должно соответствовать, характеристикам самой конструкции скважины.

Тип внутрискважинного оборудования закладывается на стадии проектирования и регламентируется проектом на строительство ГС.