Строительство куста эксплуатационных скважин на сеноманские отложения на Заполярном ГКМ, страница 39

Поскольку коэффициент аномальности пластового давления больше единицы, коллекторские свойства пласта хорошие и приствольная зона слабо загрязнена, то достаточно заменить буровой раствор технической водой, а затем на газоконденсат плотностью r=850 кг/м³ 9 (т.е. перфорационная среда).

Вызов притока производится в соответствии с требованиями п.п. 2.11.7, 2.11.8 “ПБНГП”.

Для вызова притока из пласта к боковому отводу трубной головки устьевой арматуры подсоединяют передвижной насосный агрегат и в межколонное пространство закачивают газоконденсат.

Вызов притока газа в скважину возможен лишь при условии:

Р_пл>Р_з+Р_доп , где Р_доп=2 МПа – дополнительное давление, необходимое для преодоления сопротивлений, которые встречает газ, перемещаясь к забою скважины; 

Р_пл=12,9 МПа>850×9,8×1140+2=11,5 МПа.

Таким образом, депрессия на пласт:

DР=12,9-11,5=1,4 МПа, что составляет 11% от Р_пл.

Снижение противодавления производить ступенчато в интервале забойных давлений Р_заб=Р_пл ¸ 0,7Р_пл=12,9 МПа ¸ 9 МПа. Не допускать снижения забойного давления более 0,5Р_пл=6,5 МПа.

Производится плавный запуск скважины, со стравливанием газа на факел.

Объем газоконденсата при вызове притока:

V_к=0,785(d²-d_н²+d_в²)z_нкт×а_с , где d, d_н и d_в – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, наружный и внутренний диаметры колонны НКТ соответственно; z_нкт=1140 м – глубина спуска НКТ; а_с=1488/1290=1,15 – коэффициент длины скважины;

V_к=0,785(0,1491²-0,1143²+0,1003²)1140×1,15=19,9 м³.

Потребное количество конденсата:

G_к=19,9×0,85=16,9 т.

9.10 Расчет колонны НКТ

          Для освоения скважины используются насосно-компрессорные трубы диаметром 114 мм группы прочности “Д”, с толщиной стенки d=7 мм.

              Допустимая длина колонны:

L=Q/n×q , где Q=766 кН – растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести; n=1,75 – коэффициент запаса прочности; q=0,194 кН – вес 1-го погонного метра труб;

L=766/1,75×0,194=2256 м;

принимаем l_нкт=1140 м.

Общий вес колонны:

Q=0,194×1140=221 кН.

Таким образом, коэффициент запаса прочности на растяжение составит:

n=766/221=3,5, что допустимо.

9.11 Выбор необходимого оборудования устья скважины для вторичного вскрытия,  испытания и освоения

Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:

1)  герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства;

2)  жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с кондуктором;

3)  возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.

По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние части обсадных колонн (кондуктора и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки ОКК1-210-168´245, выбор типа которой зависит от пластового давления.

До начала испытания скважины на ее устье, кроме колонной головки, устанавливается стальная фонтанная арматура АФК6 100´21. Она включает в себя фланцы, стальные тройники, крестовины, катушки и запорные приспособления (задвижки, краны). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка своим нижним фланцем присоединяется к верхнему фланцу колонной головки. Она предназначена для подвески НКТ и герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной, а также для подачи через боковое ответвление крестовины воды, нефти или газа в кольцевое пространство между трубами при вызове притока.

Фонтанную елку устанавливают на трубную головку. Она предназначена для контроля и регулирования работы скважины, направления движения пластового флюида в линию выброса, подачу в скважину жидкости или газа при вызове притока.

Фонтанная арматура оборудуется двумя выкидными линиями: линией глушения и линией факельного отвода.