Геология \ Разработка и проектирование месторождений природных газов

Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 91

•  возможность образования парафиногидратной пробки в сква­
жине с верхней теплоизолированной секцией НКТ будет исключена
или резко ограничена при дебите нефти более 5 т/сут (А,ш < 0,0035
Вт/м-К), более 10 т/сут (Хт < 0,007 Вт/м-К) и более 15 т/сут (Я.из<
0,014 Вт/м-К). .

Кроме того, повышенная температура потока нефти на устье (более 20 °С) облегчает условия и снижает энергозатраты на даль­нейший транспорт нефти до ЦПС.

Следует отметить, что в настоящее время в промысловых усло­виях на скважинах БГКМ испытаны ЛТТ с Хт « 0,014 Вт/м-К, а в хо­де последующих НИР и ОКР на Опытном заводе ВНИИГАЗа изго206


Р6уф, МПа

и

о

н 60-

55-50-

45-

40-

35-30-25-20-

15-10-

5.

0.


Дебит газа, тнм3/сут

Рис.2. График зависимости температуры и устьевого давления

от дебита газа

Устьевое давление (6). Устьевые температуры в нетеплоизолированной сква­жине (5), в скважине с верхней теплоизолированной секцией НКТ в интервале 0-1500 м с А,„3= 0,014 Вт/м'К (4), с Хт= 0,007 Вт/м'К (3) и с А.и,= 0,0035 Вт/мК (2). Температура газа на глубине 1500 м от устья (1). Рпл=16,0 МПа, PiG-14,0 МПа, Тз6=79 °С, Ср=3,31 кДж/кг10С, Г=0,031 °С/м, L-2750 м.

207


о

+50

+40

+30


+10


15


10


Устьевые температуры в нетеплоизолированной скважине (5).
IB скважине с верхней теплоизолированной секцией НКТ в интер-
1вале 0-1500 м с ХИ7= 0,014 Вт/мК (4), с Хт= 0,007 Вт/мК (3) и с А.„,
= 0,0035 Вт/мК (2). Температура потока нефти на глубине 1500 м
| от устья (1). L=2850 м, Тп,=84 °С, А.„= 1,9  Вт/мК т=48 ч , >кц-
■ 1,12 Вт/мК                                                       5

'                                                                                            40

15 i

35

30

25

20


-4,0


Дебит нефти G, т/сут



-10


Рис.3. Расчет эффективности ЛТТ-114x73


товлены и испытаны в стендовых условиях натурные образцы ЛТТ с ^-из < 0,003 Вт/К с использованием теплоизоляции в форвакууме, ос­военной Российской промышленностью.

Таким образом, применение лифтовых теплоизолированных труб модели ЛТТ-114x73 в составе верхней секции лифтовой колон­ны малодебитных газоконденсатных и нефтяных скважин типовой конструкции Уренгойского ГКМ позволяет исключить образование в них газогидратов и парафинов. Необходимый коэффициент тепло­проводности изоляции получен Опытным заводом ВНИИГАЗа на имеющихся образцах ЛТТ и проверен в промысловых условиях на тех трубах, которые испытаны в газовых скважинах месторождения Бо-ваненково.

209


Вопросы методологии и новых технологий разработки

________________________ месторождений природного газа________

ВНИИГАЗ                                                                                  1998

В. В. Василевский

ОЦЕНКА УСТОЙЧИВОСТИ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН В РАСТЕПЛЁННОЙ ЗОНЕ МЕРЗЛОТЫ

На Медвежьем, Солёнинском и других месторождениях отмеча­лись перекосы фонтанной арматуры в результате потери устойчиво­сти конструкций скважин в верхнем интервале, сложенном неустой­чивыми, высокольдистыми многолетнемёрзлыми породами (ММП).

В ходе эксплуатации скважин возможно образование заколонно-го, заполненного водой пространства, вследствие протаивания избы­точно-льдистых многолетнемёрзлых пород (ММП) при добыче газа с устьевой температурой до 298-303 К и более.

Ниже на примере скважины рассматривается метод и результаты расчета устойчивости 3-х или 4-колонной нетеплоизолированной ти­повой конструкции скважины, БГКМ (аптские горизонты), которая в результате протаивания ММП может оказаться лишенной опоры на окружающие породы.

Расчет сводится к определению продольной устойчивости стержня, т.е. требуется определить критическую длину стержня £крУ

при которой он может потерять продольную устойчивость при нали­чии двух видов закрепления:

а) со свободным верхним и закреплённым нижним концом;

б) с закреплёнными верхним и нижним концами (рис.1).

Скачать файл