Особенности конструкций газовых скважин

ГЛАВА 7

ОСОБЕННОСТИ ДОБЫЧИ ГАЗА

И КОНДЕНСАТА

Оборудование забоя газовых скважин

Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов: 1) литологического состава пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор: 2) механи­ческой прочности пород; 3) неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу; 4) наличия газо-, нефте- и водо­носных пластов в продуктивном разрезе; 5) местоположения скважины на структуре и площади газоносности; 6) назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).

Если газовая залежь пластового или массивного типа, газонасыщенный коллектор представлен крепкими породами (сцементированными песками, известняками, доломитами, ангидритами), в продуктивном разрезе отсутствуют нефте - и водонасыщенные горизонты, добывающие скважины могут иметь открытый забой (рис.7.3). В этом случае эксплуатаци­онную колонну спускают до кровли продуктивного пласта, в непроницаемом пропластке устанавливают башмак и колонну цементируют до устья. Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя в фильтровую часть пласта спускается хвостовик.

Когда газонасыщенный пласт представлен слабо сцемен­тированными породами, в продуктивном разрезе отсутствуют нефте - и водонасыщенные пропластки, открытый забой скважин оборудуется сетчатыми, керамическими, металлокерамическими, гравийными, стеклопластиковыми фильтрами

 

Рис. 7.3. Оборудование забоя скважины

Забой: а - открытый; b - перфорированный; с, d - оборудован­ный фильтром; 1 - не закреплённая трубами часть скважины; 2 - простреленные отверстия; 3 - сальник; 4, 6 - фильтр; 5 - цемент; 6 - хвостовик с фильтром; 7 - эксплуатационная

колонна

 

различных типов и рыхлые породы призабойной зоны укре­пляются вяжущими веществами. Наибольшее распостранение получают намывные гравийные фильтры. В этом случае с по­мощью гидравлических расширителей увеличивается диаметр зоны пласта, в который намечается намывка гравия, например со 146 до 256 мм.

Призабойная зона пласта в рыхлых коллекторах может укрепляться закачкой в поровое пространство жидких вяжущих веществ - органических полимерных материалов, которые при взаимодействии с катализатором полимеризации затвердевают и цементируют рыхлую породу. В качестве вяжущих химиче­ских веществ в зависимости от температуры и минерального состава пласта-коллектора используют: 1) органические смолы; 2) пластмассы; 3) специальные составы типа «перматрол».

В качестве органических смол применяются эпоксидная, фенолформальдегидная, орбамидная (крепитель М), смолы из сырых фенолов и формалина, РР-1.

Если в продуктивном разрезе скважин имеются газоносные пласты с различным составом газа или есть чередование газо-, нефте - и водоносных пластов, разделенных глинистыми пропластками, то иметь открытый забой нельзя. В этих условиях скважина бурится до подошвы продуктивного комплекса, обсаживается обсадной колонной и цементируется до устья. Скважина и пласт сообщаются при помощи перфорации того или иного вида. Если через перфорационные каналы в скважину выносится песок, то в неё можно спускать фильтры, собранные на поверхности.

7.5. Влияние коррозионно-активных компонен­тов на оборудование газовых скважин

Пластовые газы многих газоконденсатных месторождений содержат коррозионные компоненты: сероводород, углекис­лый газ, кислоты жирного ряда (муравьиную, пропионовую, щавелевую, масляную). Коррозионные компоненты при на­личии пластовой минерализованной или конденсационной воды, высоких давлений и температур вызывают интенсивную коррозию металлических обсадных колонн, НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования, промыслов.

При большом содержании сероводорода в газе невозможно использовать обычные скважинные приборы для измерения давлений и температур, проводить геофизические работы в скважинах. Наибольшей коррозии подвергаются тройники, крестовины, катушки, уплотнительные кольца фланцевых соединений, задвижки фонтанной арматуры. Интенсивность коррозии элементов оборудования устья скважин изменяется от 0,1 до 4 мм/год.

Сероводород при взаимодействии с металлами вызывает их сульфидное растрескивание и наводораживание, в резуль­тате чего оборудование не выдерживает регламентированных ГОСТом нагрузок. С учетом этого применяют обсадные трубы в антикоррозионном исполнении (стали марок С-75 и С-95), повышают герметичность резьбовых соединений, предусма­тривают «запас» толщины стенок труб, повышают качество це­ментирования (коррозионно стойкие тампонажные материалы, подъем цементного раствора до устья), исключают элементы оборудования, работающие при нагрузках, близких к предель­ным, а также защищают эксплуатационную колонну от прямого длительного влияния агрессивной среды.

Защита внутренней поверхности металлической обсадной колонны и внешней поверхности НКТ осуществляется раз­общением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного про­странства ингибированной жидкостью. Защита другого метал­лического оборудования скважин от коррозии осуществляется при помощи периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.

Для повышения герметичности, облегчения свинчивания и развенчивания резьбовых соединений, обсадных и насосно-компрессорных труб применяют резьбовые смазки Р-402 и Р-2.

Из-за высокой стоимости смазку Р-402 целесообразно приме­нять только в арктических районах и при разработке месторож­дений, где температура в скважине 100—200 °С. В остальных случаях выгоднее использовать смазку Р-2. Благодаря хорошей морозостойкости ее легко наносить на резьбу зимой (до —30 °С). При нагревании перед употреблением нельзя допускать рас­плавления смазки. Смазка Р-2 водостойка, обеспечивает герме­тичность в стыках труб при давлении до 70МПа, предотвращает повреждение резьбы при периодическом подъеме и демонтаже насосно-компрессорных труб в период ремонта скважин (через 0,5—1,5 года). Смазка Р-2 сохраняет эксплуатационные свойства в течение всего срока службы скважины (20—30 лет) и работо­способна при температурах от —30 до +50°С.

Фонтанную арматуру для обвязки устья выбирают в зави­симости от содержания H₂S и С0₂ в продукции.

Строительство и эксплуатация скважин могут осложняться в районах Крайнего Севера, где распространяются многолетнемерзлые породы. Растепление мерзлотных пород, содержащих большое количество льда, сопровождается уменьшением за­нимаемого породой пристволовой зоны объема за счет таяния льда. Уменьшаются силы сцепления пород с цементным камнем, происходит перераспределение нагрузок по колонне. В резуль­тате произойдет укорочение колонны, и устье скважины вместе с фонтанной арматурой опустится. Такое смещение может достигать 0,5 м. Создаются условия для потери герметичности колонн и возникновения, связанных с этим осложнений. По­следующее промерзание пород может сопровождаться смятием обсадных труб. Для предупреждения этого башмак кондуктора устанавливают на 100—200 м ниже уровня вечной мерзлоты, цементируют кондуктор до устья. Межколонные пространства над цементным камнем заполняют незамерзающей жидкостью. В состав кондуктора включают несколько телескопических (скользящих) соединений, в результате чего внутренняя об­садная колонна остается в первоначальном положении. Могут использоваться также различные методы теплоизоляции.

 

7.6. Гидраты и борьба с ними при эксплуата­ции газовых скважин

Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной температуре способен образовы­вать твердые соединения с водой — гидраты. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств.

При разработке большинства газовых и газоконденсатных месторождений возникает проблема борьбы с образованием гидратов. Особое значение этот вопрос приобретает при раз­работке месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для об­разования гидратов не только в скважинах и газопроводах, но и в пластах, в результате чего образуются газогидратные залежи.

Гидраты природных газов представляют собой неустойчи­вое физико-химическое соединение воды с углеводородами, которое с повышением температуры или при понижении дав­ления разлагается на газ и воду. По внешнему виду — это белая кристаллическая масса похожая на лед или снег.

Борьба с гидратообразованием проводится как по линии предупреждения образования, так и в направлении ликвидации уже образовавшихся гидратов.

Образовавшиеся гидраты в газопроводе можно ликвиди­ровать следующими способами. Отключить участок газопро­вода, где образовались гидраты, и через продувочные свечи выпустить газ в атмосферу. Недостаток этого метода - крайне медленное разложение гидратной пробки, и, кроме того, этот метод нельзя рекомендовать при отрицательных температурах. При разложении гидратов при отрицательных температурах образовавшаяся вода превращается в ледяную пробку, которую можно ликвидировать только нагревом.

При появлении гидратной пробки её ликвидируют промыв­кой с помощью хлористого кальция при температуре 65-75 °С.

Подогрев газа предотвращает образование гидратов, но он может быть эффективен только в пределах промысла, так как

 

Рис. 7.4. Схема удаления гидратной пробки с помо­щью промывки хлористым кальцием

газ при течении по газопроводам быстро охлаждается. Для со­хранения теплоты иногда целесообразно шлейфы теплоизо­лировать.

Введение в газосборную систему ПАВ, образующих на кри­сталлах гидратов пленки, предотвращает прилипание (адгезию) их к стенкам труб. Кристаллогидраты с ПАВ на поверхности не коалесцируют и легко могут транспортироваться потоком газа, не отлагаясь на стенках труб. Однако самым эффективным ме­тодом для предупреждения и ликвидации уже образовавшихся гидратов является подача в газопроводы различных ингиби­торов гидратообразования. В качестве ингибиторов могут применяться: метиловый спирт (метанол - СН₃ОН), гликоли (этиленгликоль ЭГ, диэтиленгликоль ДЭГ, триэтилеигликоль ТЭГ, хлористый кальций (СаС1₂) и его растворы.

Метанол обладает высокой степенью понижения темпера­туры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки и смешиваться с водой в любых соотношениях, малой вязкостью и низкой температурой замерзания.

Рис. 7.5. Расположение оборудования при исследовании газовых скважин

программе. В зависимости от обустройства промысла иссле­дования проводятся с монтажом оборудования по схеме ис­следования скважин, не подключенных к УКПГ или по схеме через УКПГ.

Перед началом исследования методом установившихся от­боров давление на устье скважины должно быть восстановлено до статического. Исследование проводится последовательным ступенчатым увеличением дебита скважины, от меньших к боль­шим (прямой ход). Работа скважины на режиме исследования продолжается до полной стабилизации термогазодинамических параметров. Конечная точка режима для расчета индикаторной кривой выбирается тогда, когда давление и дебит скважины на данной диафрагме (штуцере) перестает изменятся во времени (рис. 7.6). Процесс стабилизации давления и дебита непрерывно регистрируется и полученные данные (кривая КСД) использу­ются в дальнейшем для определения параметров пласта.

Рис. 7.6. Изменение давления при исследовании сква­жины на одном режиме.

После проведения замеров давлений на забое, на устье, дебита газа, количества жидкости и твердых частиц - скважину закрывают для восстановления статического давления. Про­цесс непрерывно регистрируется во времени записью КВД. В дальнейшем, путем соответствующей обработке данных КВД определяют параметры пласта.

Исследования проводят на 5-6 режимах прямого хода и 2-3 режимах обратного хода, в зависимости от утвержденной программы. При наличии пакера в затрубном пространстве, значительного количества жидкости в потоке газа, определение забойного давления по устьевым замерам приводит к большим погрешностям. Поэтому рекомендуется использовать глубин­ные манометры в комплексе с термометром для непосредствен­ного замера забойных давлений и температур.

Основным и обязательным условием метода установивших­ся отборов является полная стабилизация давления, темпера­туры и дебита на режимах исследования. При исследовании высокопродуктивных пластов и скважин это условие выполня­ется достаточно быстро и стабилизация параметров происходит в период от нескольких минут до нескольких часов.

По окончяании исследования проводят обработку результа­тов исследования с определением всех необходимых параметров пласта и получают данные для установления технологического режима работы скважины.

ГЛАВА 7

ОСОБЕННОСТИ ДОБЫЧИ ГАЗА

И КОНДЕНСАТА

Особенности конструкций газовых скважин

Особенности конструкции и оборудования газовых скважин по сравнению с нефтяными, в частности с фонтанными скважи­нами, обусловлены отличиями свойств газа и нефти.

Физические свойства газа - плотность и вязкость, их изме­нение в зависимости от явления и температуры существенно отличаются от плотности и вязкости нефти и воды. Во многих случаях плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент динамической вязкости газа в 50-100 раз меньше, чем у воды и нефти.

Различие плотностей газа и жидкостей вызывает необхо­димость спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину чем в нефтяных для предотвращения взрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды, выхода газа на дневную поверхность.

Скорость движения газа в стволе скважины в 5—25 раз больше, чем скорость движения нефти. Извлечение газа из недр на поверхность происходит пока только за счет использования пластовой энергии. Газ некоторых месторождений содержит агрессивные, коррозионные компоненты (сероводород, угле­кислый газ). Отсюда к прочности и герметичности газовой скважины предъявляют более жесткие требования.

Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в зем­ной коре на различных глубинах: от 250 до 10000 м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность бурятся газовые и газоконденсатные скважины. Газовые скважины используются для: 1) движения газа из пла­ста в поверхностные установки промысла; 2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов; 3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов; 4) предотвращения под­земных потерь газа.

Давление газа на устье газовой скважины всего на 5—10% меньше забойного давления или пластового давления в оста­новленной скважине. При истощении залежи или при особых условиях (открытый газовый фонтан, перекрытие ствола скважинным клапаном-отсекателем) устьевое давление при­ближается к атмосферному давлению. Значит, на обсадные трубы создаются большие давления и их перепады при наличии температурных напряжений. В случае малейшей негерметично­сти обсадной колонны вследствие малой вязкости газ проникает в вышележащие пласты, что может привести к загазованности территорий, образованию грифонов и создать взрывоопасные условия. Агрессивные компоненты не должны вызывать сни­жение прочности обсадных колонн и газопромыслового обо­рудования. Вследствие больших скоростей газа повышается опасность эрозии оборудования в газовой струе. Поэтому подби­рают соответствующие материалы обсадных колонн, повышают герметичность труб применением уплотнительных смазок для резьб или сварных соединений, цементируют трубы по воз­можности на большую высоту (до устья) и др. Герметичность колонн обсадных труб достигается различными способами: применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений. Герме­тичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газоне­проницаемый, трещиностойкий цементный камень.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действи­тельно, давление газа в скважинах доходит до 100 МПа, темпе­ратура газа достигает 523 К. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.

Скважины - дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60—80% в зависимости от глубины залегания место­рождения, геологических условий бурения скважин, географи­ческих условий расположения месторождений. Долговечность работы и стоимость строительства скважин определяются их конструкциями.

Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускае­мых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем, поднимаемым за трубами на определенную высоту.

Конструкция скважины должна обеспечивать: доведение скважины до проектной глубины; осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации; предотвращение осложнений в процессе бурения и эксплуатации; ремонт скважины; выполнение исследователь­ских работ; минимум затрат на строительство скважины, как законченного объекта в целом.

Конструкция добывающих газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от пластового давления и от­ношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пласта­ми, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений.

При движении газа в стволе с забоя на поверхность, осо­бенно в высокодебитных скважинах, происходят большие по­тери давления на гидравлическое сопротивление, которые при дебите 0,5 млн. м³/сут в 2—3 раза превышают депрессию. Эти потери давления могут уменьшать дебит газовой скважины. При увеличении диаметра скважины (эксплуатационной ко­лонны) уменьшается расход пластовой энергии, но возрастают капитальные вложения на строительство скважины и снижается надежность. В настоящее время экономически оправдано при­менение в высокодебитных газовых скважинах эксплуатацион­ных колонн диаметром 219—245 мм.