Комплексный анализ способов газоподготовки

Управление энергетическим состоянием залежи нефти

Забить и найти эксперта по НЕФТЕГАЗОВОМУ ДЕЛУ

Демьян Бондарь
Эксперт по предмету Нефтегазовое дело
Преподавательский стаж — 5 лет

Энергетическое состояние залежи

Энергетическое состояние залежи – это фактор, который может значительно ограничивать полноту и темпы ее разработки.

Каждая залежь обладает определенным запасом пластовой энергии, размер которой зависит от размеров самой залежи и ее пластового давления. Пока залежь остается не вскрытой, пластовая жидкость, газ, нефть и вода находятся в неподвижном состоянии. Такое состояние сохраняется до момента сообщения между залежей и скважиной.

Для характеристики формы пластовой энергии, которая преобладает на месторождении введено понятие режима работы залежи.

Режим работы залежи – это проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки.

На нефтяных месторождениях существуют следующие режимы работы залежи:

• Режимовый метод;
• Энергийный метод;
• Метод уровней насыщения.

На нефтяных месторождениях также может существовать смешанный режим работы залежи. При данном режиме одновременно могут проявляться энергии растворенного газа и напора воды. Его особенностью является двухстороннее течение жидкости. В этом случае зону разработки залежи делят на два участка: с газонапорным и водонапорным режимами.

Контроль и управление энергетическим состоянием залежи нефти

Управление энергией залежи нефти, а также контроль за ее состоянием осуществляются за счет управления и контроля за режимом ее работы во время разработки. Существует несколько методов управления и контроля режима работы залежи:

1. Рассматривание характеристик пласта – литологическое строение, пластовое давление, температура и др.;
2. Определение основных параметров работы скважины;
3. Замеры пластового и забойного давления, объема газа и воды в пластовой жидкости.

Задачей этих исследований является в определении основных параметров режима работы скважины. В обязательном порядке замеряются пластовое и забойное давление, а также объем содержания газа и воды в пластовой жидкости. Результаты исследований служат для своевременного принятия мер по поддержанию установившегося режима работы залежи на данной стадии разработки. Также они служат для предотвращения возникновения аварийной ситуации, которая может возникнуть из-за резкого перепада давления внутри пласта. Еще благодаря этим исследованиям становится возможным определить момент перехода с одного режима работы залежи на другой (например, с водонапорного на гравитационный), что значительно может сократить капитальные затраты на это мероприятие.

Управление энергетическим состоянием залежи нефти является важным технологическим процессом на нефтяном предприятии, от качественного проведения которого зависят уровень дополнительных затрат, степень извлечения полезного ископаемого и другие показатели разработки нефтяного месторождения.

Не понимаешь, как писать работу?

Дата последнего обновления статьи: 02.06.2023

Обработка природного газа: осушка методом абсорбции

Состав добываемого газа зависит от материнской породы залежи и геологической истории формирования данных. В процессе добычи природного газа скважинная продукция содержит большое количество вредных примесей (сероводород, углекислый газ, механические отложения и т.д.), которые могут вызвать коррозионно-активное разрушение выкидных линий и внутрипромысловых сборных коллекторов. Также в процессе транспортировки в зависимости от режима течения может происходить по мере снижения давления и температуры выделение капельной жидкости водяных паров и конденсата.

Промысловая подготовка газа

Промысловая подготовка газа включает в себя следующие процессы:

• очистка от механических примесей, агрессивных примесей, тяжелых углеводородов;
• осушка до необходимой точки росы.

Все данные процессы осуществляются на установках комплексной подготовки газа (УКПГ), которая представляет определенный состав технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата.

Осушка газа абсорбцией

Среди основных способов осушки газа выделяют:

1. Абсорбцию;
2. Адсорбцию;
3. Низкотемпературную сепарацию.

Абсорбция

Абсорбция представляет собой селективное поглощение жидкими абсорбентами паров воды. В качестве основных поглотителей используются высококонцентрированные растворы гликолей: метанол, этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль. Два последних отличаются высокой гигроскопичностью и способностью регенерировать без больших потерь из-за низкой летучести.

Схема абсорбционной осушки

Преимущества и недостатки абсорберов

Преимущества:

• Глубокая осушка;
• Низкие эксплуатационные расходы;
• Простота автоматизации процесса;
• Малые перепады давления;
• Возможность осушки агрессивного газа.

Недостатки:

• Необходимость повышения температуры газа выше 40° C;
• Возможность вспенивания поглотителей.

Практикой установлено, что для успешной осушки газа в системе должно циркулировать не менее 25 л гликоля на 1 кг абсорбируемой воды и следует применять возможно большее число 10-12 тарелок в абсорбере.

Процесс абсорбции целесообразно проводить при пониженной температуре. С ростом давления растворимость газа увеличивается. Поэтому процесс абсорбции целесообразно проводить при повышенном давлении. Обратный процесс – десорбцию – лучше проводить при пониженном давлении.

Абсорберы по способу контакта взаимодействующих фаз делят на три группы: поверхностные, барботажные и распыливающие.

Адсорбционный метод осушки газа

Абсорбционный метод применяется в системах, где достаточно среднего уровня осушки газа с ТТР до -40 °С. Применяется в основном для осушки природного газа, транспортируемого по магистральным трубопроводам. Глубокую осушку (ТТР ниже – 40 °С) проводят с помощью установок, реализующих адсорбционный метод очистки технологических газов.

Адсорбция в осушке газа

Адсорбция используется практически при любых давлениях. Адсорбционная осушка газа основана на поглощении паров воды из природного газа твердыми поглотителями–адсорбентами. В качестве адсорберов обычно используются:

• бокситы (природные минералы, состоящие в основном из Al2O3);
• активированная окись алюминия (очищенный боксит);
• силикагели (вещества, состоящие из окиси кремния и получаемые с помощью химических реакций);
• молекулярные сита (натрийкальциевые силикаты).

Осушка происходит в адсорберах в течение 35 часов. После этого газ направляется в другой адсорбер, а отработавший–на регенерацию–выпаривание влаги нагреванием до 350-400ºC. Регенерация продолжается до 20 часов, в зависимости от температуры газа и его влажности.

Типы адсорберов

На сегодняшний день выделяют следующие основные типы адсорберов:

• с неподвижным/слоем адсорбента;
• с движущимся слоем адсорбента;
• с псевдоожиженным слоем адсорбента.

Преимущества и недостатки

Среди основных преимуществ адсорбционной осушки можно выделить:

• низкую точку росы осушенного газа (ТР до -100 °C);
• большую разницу точки росы влажного и осушенного газа в широком диапазоне параметров исходного газа;
• возможность извлечения из газа вместе с влагой диоксида углерода и углеводородов;
• тонкую очистку газа до 0,1 – 0,5 мг/м;
• простоту и надежность метода.

Недостатками процесса являются:

• загрязнение поверхности адсорбента за счет коксообразования;
• разрушение кристаллической решетки адсорбента под воздействием кислот – необходимость замены, а также большие потери давления в слое адсорбента.

Установка осушки

Типичная установка адсорбционной осушки с высокотемпературной регенерацией адсорбента включает два адсорбера с неподвижным слоем адсорбента, каждый из которых проходит попеременно стадии адсорбции и регенерации.

• Адсорбция при температуре 35 – 50°C, давлении 8-12 МПа, длительности контакта газа с адсорбентом не менее 10 секунд (скорость газа в аппарате 0,15 – 0,30 м/с);

• Нагрев адсорбента происходит после переключения аппарата с режима адсорбции на десорбцию. Нагрев ведется горячим газом из трубчатого нагревателя со скоростью не более 60°C в час.

• Десорбция

Десорбция – вытеснение из пор адсорбента поглощенной воды и восстановление его адсорбционной активности. Она начинает происходить, когда температура адсорбента достигнет 200-250 °С (для силикагелей) или 300 – 350 °С (для цеолитов). Горя­чий газ в периоды нагрева и десорбции проходит слой адсор­бента в направлении, противоположном направлению осушае­мого газа в периоде адсорбции (т. е. снизу вверх);

Адсорбционная осушка газа в России

На настоящий момент адсорбционная осушка газа в Российской Федерации еще не получила широкого применения, по сравнению с абсорбционной осушкой. Главным критерием сдерживания внедрения процесса адсорбционной осушки природного газа является увеличение капиталоемких затрат на техническое перевооружение абсорбционных установок газа. Тем не менее адсорбционный процесс получил широкое распространение в Российской Федерации и ряде других зарубежных стран для осушки сжиженного природного газа для промышленного применения.

Осушка газа при низкотемпературной сепарации

Газ при низкотепературной сепарации очищается за счет низких температур, причем при его охлаждении одновременно выделяется жидкий углеводород и влага, от которых избавляются с помощью сепараторов. В зависимости от способа получения низких температур, сепараторы могут быть: с дросселированием газа высокого давления (изоэнтальпийный процесс), с искусственным холодом, с турбодетандерным агрегатом (изоэнтропийный процесс) и вихревой трубой. Чтобы предотвратить образование гидратов перед теплообменниками в газ добавляют метанол или гликоли.

Преимущества осушки газа при низкотемпературной сепарации

• Извлечение жидких углеводородов одновременно с осушкой газа
• Простота в эксплуатации и техническом обслуживании
• Простота автоматизации процесса в условиях промыслов
• Возможность постепенного дополнения и развития технологической схемы холодильниками и компрессорными машинами при снижении пластового давления

Недостатки осушки газа при низкотемпературной сепарации

Когда запаса пластовой энергии будет недостаточно для по­лучения необходимой температуры сепарации за счет дроссели­рования газа, должны быть применены холодильные машины (установка холодильных машин). Очищенный и осушенный газ из сепаратора поступает в межтрубное пространство теплообменника и да­лее в газосборный коллектор.

Преимущества и недостатки метода осушки газа

Преимущества:

• Технология низкотемпературной сепарации пригодна для любой климатической зоны
• Допускает наличие в газе неуглеводородных компонентов
• Обеспечивает степень извлечения конденсата до 97%
• Температура точки росы, при которой исключается выпадение влаги и тяжёлых углеводородов при транспортировании природного газа
• Низкие капитальные и эксплуатационные затраты (при наличии свободного перепада давления)

Недостатки:

• Низкие степени извлечения конденсатообразующих компонентов из тощих газов;

· непрерывное снижение эффективности в процессе эксплуатации за счёт облегчения состава пластовой смеси;

· необходимость коренной реконструкции в период исчерпания дроссель-эффекта.

На рис. 5 представлен 3S-сепаратор для инициирования ускорения закрученной среды природного газа до скорости выше звуковой, образования конденсата, разделения целевых фракций газа и торможения потока

В 3S-сепараторе преобразование осевой скорости в тангенциальную происходит в дозвуковом режиме, поэтому после рабочей области аппарата не возникает косой ударной волны. В то же время газ расширяется до сверхзвуковой скорости в закрученном состоянии в расходящемся сечении сопла Лаваля. Одновременное возникновение завихрения и конденсации может эффективно уменьшить негативные последствия повторного испарения капель и повысить эффективность разделения сепаратора. Закручивание потока газа выше скорости звука происходит в интервале от –50 до –100 °С, что ведет к глубокому извлечению заданных целевых углеводородов из природного газа в 3S-сепараторе. Слияние НТС с 3S-технологией применимо для получения фракции С5+, воды, а также углеводородов С2+ (рис. 6).

На сегодняшний день разработано большое количество сепараторов, с различной конструкцией, местом расположения в технологической схеме и сепарирующей силе. Основным классификационным признаком разделения сепараторов на различные виды является природа сепарирующей силы, по которой они подразделяются на гравитационные и инерционные. Гравитационные сепараторы основаны на разделении потока веществ под действием силы тяжести. Конструктивно это сосуды большего чем трубопровод диаметра, в которых скорость восходящего или горизонтального потока газа настолько мала, что твердые и/или жидкие частицы успевают осесть на дно, откуда периодически удаляются. А в инерционных сепараторах поток веществ разделяется под действием инерционных сил, приводящих к осаждению твердых и/или жидких частиц. Конструктивно они бывают насадочными (инерционная сила возникает в насадочных элементах, образующих извилистые каналы движения потока газа) и центробежными (инерционная сила возникает в центробежных элементах, преобразующих поступательное движение потока газа в центробежное).

Для сухой очистки применяют циклоны, принцип действия которых основан на центробежной силе. Для мокрой газоочистки используют скрубберы, пенные аппараты. Достоинством этих устройств является простота конструкции. Эти устройства пригодны, главным образом, для предварительной, грубой очистки.

Очистка от кислых газов, сернистых соединений, инертных газов, затрудняющих процессы переработки, проводится с помощью:

– абсорбции, основанной либо на химическом связывании кислых газов и сернистых соединений;

– хемосорбции, либо на растворимости кислых компонентов;

– физической абсорбции, а также их комбинирования.

Для физической абсорбции в качестве растворителя используют метанол или воду. Последний используется чаще, в связи с доступностью и дешевизной абсорбента, но имеет ряд таких недостатков, например, как низкая поглотительная способность по диоксиду углерода и невысокая селективность. Для удаления кислых газов могут использоваться метилпирролидон, гликоли (ди-, три-, этиленгликоли), трибутилфосфат, сульфолан, метанол и другие.

Когда в составе газа значительное количество Н2S и СО2 очистку проводят с помощью ДЭГ и ТЭГ, что упрощает технологию очистки, так как вместе с кислыми компонентами абсорбируется и водяной пар.

Недостатки процесса выражаются в:

– больших энергозатратах (около 70 %) на регенерацию абсорбента и получении тепла;

– коррозионной активности алканоаминов.

Решением вопроса является добавление в раствор этаноламинов ингибиторов коррозии в пределах защитной концентрации, что позволяет уменьшить циркуляцию абсорбента, то есть сократить энергозатраты на перекачку, повысить производительность установки, снизить скорость коррозии оборудования.

– адсорбции, основанной на поглощении кислых компонентов твердыми поглотителями. Адсорбцию применяют, когда необходимо снизить содержание до нормативного уровня. Адсорбционные процессы очистки так же делятся на химические – необратимая адсорбция без регенерации адсорбента, и физические – обратимая адсорбция на поверхности абсорбента.

Физическая адсорбция может протекать на активных углях, на силикагелях и алюмогеле. Но малая емкость из-за соадсорбции тяжелых углеводородов делает их неперспективными и, в основном, в промышленности для очистки применяются синтетические цеолиты, обладающие избирательностью к полярным молекулам и высокой абсорбционной емкостью. СО2 и Н2S успешно поглощаются молекулярными ситами марки СаА, NaХ и NaА. Стадия десорбции проводится нагреванием адсорбента, вакуумированием, продувкой инертным газом и требует значительных энергозатрат. Промышленное применение среди химических методов нашли окислы железа и цинка. Но данные процессы получили меньшее распространение в связи с невысокой технологичностью, нерегенерируемостью и необходимостью утилизации отработанного сорбента.

Кроме указанных методов очистки газов от кислых компонентов существуют еще каталитические методы, основанные на окислении и восстановлении кислых газов в присутствии катализаторов из никеля, кобальта и других. В промышленности нашли применение окислительные методы, заключающиеся в окислении сероводорода до элементарной серы или меркаптанов – до дисульфидов.

Достоинством процесса является селективность, при отсутствии необходимости извлечения СО2. Недостатком – протекание побочных реакций, что приводит к повышенному расходу реагентов, отложениям на стенках оборудования и коррозии. Восстановительные реакции протекают при взаимодействии оксидов серы с водородом (гидрирование) или водяным паром (гидролиз), а также при гидрировании диоксида углерода до метана. В настоящее время одно из перспективных направлений для очистки и осушки газа – применение мембранных технологии.

На примере подготовке газа перед сжижением (крупнотоннажным и малотоннажным) рассмотрим последовательность основных технологических процессов, а также выбор методов подготовки.

Установка очистки от кислых газов (УУКГ). В качестве требования рассмотрим очистку сырьевого газа от CO2 до объемного содержания менее 50 млн-1 и от H2S до объемного содержания менее 3,5 млн-1.

Рассмотрим различные варианты установки очистки.

Вариант 1: УУКГ на основе традиционной технологии аминовой очистки;

Вариант 2: Удаление CO2/H2S с использованием мембранной технологии;

Вариант 3: Использование молекулярных сит (адсорбция с колебаниями температуры);

Вариант 4: Процесс адсорбции с колебаниями давления или короткоцикловой адсорбции (КЦА);

Вариант 5: Низкотемпературная сепарация.

Рассмотрим отклоненные варианты: вариант 2 отклонен по следующим причинам:

· Отсутствие опыта применения на заводах СПГ на сегодняшний день;

· Неподтвержденная способность достижения требуемых уровней содержания CO2 (при использовании мембранных установок зафиксировано достижение уровня CO2 ~2%);

Вариант 3 отклонен по следующим причинам:

Вариант 4 отклонен, поскольку он ранее не применялся на заводах по производству СПГ. По расчетам, установка КЦА будет нуждаться в большом количестве слоев и адсорбента.

Вариант 5 был отклонен, поскольку он увеличивает сложность проекта, не имея подтвержденного опыта промышленного применения в масштабах.

Исходя из вышеизложенного, выбор был остановлен на УУКГ с использованием аминового растворителя (Вариант 1). Это традиционное решение, которое применяется практически на всех заводах по производству СПГ:

Использование растворителей ADIP-X/Sulfinol-X, обеспечивающих высокую эффективность абсорбции, что позволяет уменьшить размеры оборудования (в частности, аминового абсорбера и регенератора).

Установка осушки необходима для того, чтобы обеспечить объемное содержание воды в сырьевом газе менее 1,0 млн-1, что является стандартным требованием, обычно применяемым на проектах СПГ. Рассмотрим показанные ранее методы:

ТЭГ/МЭГ – как правило, при использовании данной технологии достигается объемное содержание воды в газе до 150 млн-1, что в значительной степени обусловлено равновесием в системе "вода-газ-МЭГ/ТЭГ". Поскольку это значение намного выше целевого уровня содержания воды в газе, данная технология не подходит для применения при производстве СПГ.

Теоретически, достижение требуемых характеристик может обеспечить охлаждение газа (метод низкотемпературной сепарации). Чем больше охлаждается поток газа, тем большее количество воды может конденсироваться из потока, и тем ниже будет содержание воды в газе. Для соответствия установленным требованиям необходимо применение ингибиторов с целью предотвращения образования гидратов под воздействием низких температур – наряду с обеспечением надлежащего отделения конденсированных капель воды, увлекаемых с потоком газа, это означает, что в действительности достижение целевого показателя будет затруднительным. Технические затруднения, связанные с достижением требуемого показателя эффективности, а также уровень мощности компрессоров, необходимый для повторного компримирования газового потока после охлаждения делают данный вариант технологии неприемлемым для применения на производстве СПГ.

Последним рассмотренным вариантом технологии является применение твердых влагопоглотителей. Эта технология хорошо зарекомендовала себя при глубокой осушке потоке газа. Использование силикагелей и активированной окиси алюминия способно обеспечить содержание влаги на уровне 10 и 5 млн-1, а молекулярных сит – до 0,1 млн-1. Для обеспечения требуемых показателей по содержанию воды в газе для производства СПГ единственным приемлемым решением представляется технология молекулярного сита.

С учетом рассмотренных методов подготовки технологическая схему будет выглядеть следующим образом (рис.8).

В рамках данной работы была проведена оценка методов подготовки природного газа: абсорбции, адсорбции и сепарации, необходимых для выполнения требований нормативной документации по составу транспортируемого газа по магистральным газопроводам. У всех рассматриваемых методов проведен комплексный анализ протекающих технологических процессов, состава оборудования и выделены основные преимущества и недостатки данных решений, позволяющих осуществить выбор той или иной технологии в зависимости от исходных данных.

По результатам анализа по выбранным критериям методом экспертной оценки произведен выбор основных технологических решений при подготовке сжиженного природного газа при крупнотоннажном производстве.

1. Васильев, Г. Г. Обустройство промыслов: Учебное пособие / Г. Г. Васильев, А. П. Сальников. – Москва: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2018. – 116 с.

4. ГОСТ 5542-2014 «Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия»

5. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту.—М.: Недра, 1972.—324 с

6. Кобилов, Х. Х. Низкотемпературная сепарация углеводородов из природного и нефтяного попутных газов / Х. Х. Кобилов, Д. Ф. Гойибова, А. П. Назарова. — Текст: непосредственный // Молодой ученый. — 2015. — № 7 (87). — С. 153-155. — URL: https://moluch.ru/archive/87/14912/ (дата обращения: 04.04.2023).

7. Билянский, К. В. Подготовка газа методом абсорбции / К. В. Билянский, О. М. Дарбазанов // Молодой ученый. – 2018. – № 50(236). – С. 41-43.

8. Шевкунов, С. Н. Адсорбционная осушка и низкотемпературная ректификация в процессах промысловой подготовки природного газа / С. Н. Шевкунов // Экспозиция Нефть Газ. – 2016. – № 7(53). – С. 46-49.

9. Яркеева, Н. Р. К вопросу об эффективности технологии низкотемпературной сепарации / Н. Р. Яркеева, И. А. Ишбулатов // . – 2019. – Т. 17, № 1. – С. 13-23. – DOI 10.17122/ngdelo-2019-1-13-23.

10. Китов, Е. С. Анализ технологий промысловой подготовки природного газа / Е. С. Китов, В. И. Ерофеев, С. Н. Джалилова // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333, № 10. – С. 31-38. – DOI 10.18799/24131830/2022/10/3885.

11. Муллахметова, Л. И. Попутный нефтяной газ: Подготовка, транспортировка и переработка / Л. И. Муллахметова, Е. И. Черкасова // . – 2015. – Т. 18, № 19. – С. 83-90.

12. Carroll J. Natural gas hydrates: a guide for engineer. Burlington, Gulf Professional Publ., 2020. 400 p

13. Vlasenko, V. S. Combined supersonic separator for FPSO / V. S. Vlasenko, V. V. Slesarenko, G. M. Karpov // Proceedings of the International Offshore and Polar Engineering Conference – Sapporo, 2018. – P. 1289-1294

Статья «Комплексный анализ способов газоподготовки» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№10, Октябрь 2023)

В соответствие с целевым назначением и основными задачами буровых работ, геолого-техническими условиями бурения, степени изученности месторождения обосновывается выбор конструкции скважины, определяющейся числом и диаметрами обсадных колонн и глубинами их спуска, диаметрами долот (ПРИ) или интервалами бурения под каждую колонну, а также высотой подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве и конструкцией забоя

Конструкция скважины должна обеспечивать:

1. Максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины2) Применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержание пластового давления, теплового воздействия и иных методов повышения нефтегазоотдачи пластов 3) Условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах буровых работ и эксплуатации скважин4) Получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу (керн +шлам +образец пластовой жидкости+ геофизика: инклинометрия, электрокаротаж и тд)5) Условия безопасного ведения работ связанных с пользованием недрами и охраной окружающей среды (ООС) за счет прочности и долговечности крепления скважины, герметичности обсадных колонн и обсадных пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и пространства вокруг устья скважины

Для чего необходима сварка обсадных колонн

Сварка позволяет избежать раскручивание низа обсадной колонны и создать герметичность Для нефтяных скважин – точечная сварка Для газовых – круговая

Как отличить аварию от осложнения

В случае осложнения мы можем продолжать бурение с низкими технико-экономическими показателямиВ случае аварии ничего не можем

Режимы эксплуатации скважин и виды режимов

Фонтанный и механизированный (погружные электроцентробежные насосы, штанговые)

Продолжительность этапов эксплуатации

15-20 лет первые 3 этапа – основная стадияСтолько же 4 этап

Какая нефть выносит с собой больше

Больше воды выносит высоковязкая нефть

Отношение площади отверстий к площади фильтра

Какими системами совершается набор угла?

Только винтовым забойным двигателем (ВЗД) не турбинными установками

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважины определяется

Количеством зон с несовместимыми условиями проводки скважин по градиентам пластовых (поровых) давлений, гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости породГрафик совмещенных давлений (граница аномальности – зона поглощений)

Функция башмака обсадной колонны

Предохранение деформации нижней части обсадной колонны при спуске ее на забойИ обеспечивает дохождение колонны до забоя скважины

Башмак, перекрывающий породы, склонные к текучести

Башмак, перекрывающий породы, склонные к текучести (соль, глинистые – пластичные породы) следует устанавливать ниже их подошвы или в твердых пропластках (чтобы колонна имела твердое основание)

Что необходимо предусмотреть до вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов

До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен быть предусмотрен спуск как минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины

Чем определяется конструкция скважины?

Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве