Лекция 7. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

7.1 Основные отличия газовых скважин от нефтяных

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 друг от друга;

4)    предотвращения подземных потерь газа.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного вре­мени в сложных, резко изменяющихся условиях. Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10000м и более. Давление газа в скважинах доходит от 100 МПа, температура газа достигает 523 К.  Горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. 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%.

Газ, поступающий к забою добывающей скважины, под дей­ствием градиентов давления в пласте за счет своей потенциаль­ной энергии поднимается на устье скважины, поэтому  в течение всего срока разработки газового месторождения скважины эксплуатируются фонтанным способом.

При высоких пластовых давлениях, содержании в газе агрессивных компонентов - сероводорода, углекислоты, ор­ганических кислот и т. д., изоляция кольцевого пространства обязательна.  Кольцевое пространство заполняют специально выбранными для условий данного месторождения  ингибиторными жидкостями.

При необходимости эксплуатации двух или нескольких про­дуктивных горизонтов, отличающихся величинами давлений, дебитов, составом газа и другими параметрами, применяют раз­дельную эксплуатацию пластов со спуском фонтанных труб и использованием пакеров.

         При эксплуатации скважин по межтрубному пространству наличие статического столба газа в фонтанных трубах позволяет непрерывно контролировать забойное давление и при необходи­мости очищать забой скважины продувкой ее через фонтанные трубы.

Основные причины уменьшения дебитов га­зовых скважин в процессе их эксплуатации

-         разрушение пласта и образование песчаных пробок на забое,

-         обводнение скважин вследствие проникновения на забой контурных или подошвен­ных вод,

-         накопление конденсата в призабойной зоне и на забое и связанное с этим уменьшение фазовой проницаемости для газа,

-         разбухание глинистого материала в призабойной зоне вследствие его контакта с конденсационной и пласто­вой водой и уменьшение проницаемости призабойной зоны,

-         заку­порка части перфорационных отверстий в процессе эксплуатации и др.

Физические свойства газа — плотность и вязкость, их измене­ние в зависимости от давления и температуры существенно отли­чается от изменения 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 разрыва газом горных по­род, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды, выхода газа на дневную поверхность.

Глубину спуска кондуктора в газовых скважинах h (в м) можно определить подбором из равенства

                                                                                    (7.1)

где L — глубина скважины; R — удельная газовая постоянная; Т — средняя температура на длине (L– h); ρ_сp – средняя объем­ная плотность горных пород разреза на длине h; р_н — начальное пластовое давление газа; g — ускорение свободного падения, или приближенно по формуле :       h = ρ_вL/ρ_ср » 0,425L,                                                                                 (7.2)

где ρ_в — плотность пластовой воды.

Малая вязкость газа вызывает необходимость принимать осо­бые меры по созданию герметичности как обсадных колонн, так и межтрубного пространства газовых скважин.

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 типа УС-1, ГС-1.  Герметичность заколонного пространства скважин обеспе­чивается применением цементов определенных марок, дающих га­зонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.

Конструкция и оборудование газовых и газоконденсатных скважин имеют много общего с нефтяными скважинами, которые эксплуатируются фонтанным способом. В обоих случаях оборудование скважин состоит из колонны подъемных труб, спускаемых до фильтровой зоны, и устьевой фонтанной арматуры. Вместе с тем имеются определенные отличия газовых и нефтяных скважин, обусловленные отличиями свойств нефти и газа.

-      Плотность и вязкость газа в сотни и тысячи раз меньше плотности и вязкости нефти.

-      Скорость движения газа в стволе скважины в 5 –25 раз больше, чем скорость нефти. Давление на устье газовой скважины почти не отличается от забойного давления и является весьма высоким.

-      Добыча газа происходит только фонтанным способом.

-      Газ некоторых месторождений содержит в своем составе агрессивные компоненты (сероводород и углекислый газ).

 

 7.2 Наземное оборудование газовых скважин

Оборудование устья газовой скважины предназначено для соеди­нения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герме­тизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регу­лированию технологического режима эксплуатации скважин.

 Оно состоит из трех частей:

1)    колонной головки,

2)    трубной головки

3)    фонтанной елки.

Колонная  головка  соединяет верхние концы кон­дуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой.

Рисунок 7.1 - Оборудование устья скважины
а — тройниковая арматура: 1, 11 — фланцы, 2, 9 — буферы, 3 — вентиль,  4 — манометр, 5 – задвижка,  6–крестовина, 7, 10–катушки, 8–тройник, 12–штуцер;	б — крестовиковая арматура: 1 — фланец, 2 — уплотнитель, 3, 8, 11 — буферы, 4 — вентиль, 5–манометр, 6–задвижка, 7,9–крестовины, 10- тройник, 12–штуцер,  13 — катушка, 14–фланец.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки и устанавливается на колонную головку

Трубная головка  служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуата­ционной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового или тройникового типа.

Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для:

1) освоения скважины;

2) закрытия скважины;

4)    контроля и регулирования технологи­ческого режима работы скважины.

Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа — крестовина, а тройниковой елки — тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель.

Межтрубные про­странства уплотняются кольцевыми прокладками. Нижние боко­вые отводы от трубной головки предназначены для обработки сква­жины и замера межтрубного давления. Из двух отводов фонтанной елки один рабочий, второй резервный.

Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два трой­ника. Верхний — рабочий, нижний — резервный. Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины – при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры.

Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 4,5; 12,5; 20; 30; 70; и 100 МПа. Устьевой клапан-отсекатель  (К-301) предназ­начен для автоматического перекрытия выходной линии от сква­жины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе).

 

Регулирование дебита газовых скважин

Дебит (давление) изменяется при помощи различных техниче­ских средств:

1)      нерегулируемых штуцеров, постоянного или пе­ременного диаметра;

2)      регулируемых штуцеров;

3)      регуляторов давления;

4)       расширительных машин.

Штуцер регулируемый ШР-12 пред­назначен для ручного регулирования дебита газовых скважин из­менением площади проходного сечения для газового потока. Он может быть выполнен в сероводородостойком исполнении для ре­гулирования дебита газовых скважин, в продукции которых объем­ное содержание как сероводорода, так и углекислого газа не пре­вышает 6 % (ШР-12С).

 

7.3 Подземное оборудование газовых скважин

Подземное оборудование ствола сква­жины позволяет осуществлять:

1)    защиту скважины от открытого фонтанирования;

2)    освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью;

3)    воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине;

4)    эксплуата­цию скважины на установленном технологическом режиме;

5)    замену колонны насосно-компрессорных (фон­танных) труб без задавки скважины жидкостью.

 

7.3.1 Элементы подземного оборудования, их назначение

Для надежной эксплуатации га­зовых скважин используется следу­ющее основное подземное оборудо­вание: Колонна НКТ спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх. Хвостовик применяется для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины. Разобщитель  (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (Н₂S, CO₂, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа. Ниппель  служит для установки, фиксирования и гермети­зации а нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакер. Циркуляционный клапан  обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства в колонны НКТ, обработки скважины различными химическими реагентами и т. д.  Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней. Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидрат образования в колонну. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска и извлекается вместе с ней (КИМ-89В-350К). Устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего юнца колонны фонтанных труб при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ. Kлапан аварийный срезной КАС168-140 предназначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан типа КЦ при полощи проволочного приспособления. Устанавливается с колонной НКТ, входит в состав комплекта скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной  колонны 219 мм  на давление 14 МПа (К0219/168-140). Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанирование при повреждении или разрушении устьевого обору­дования и колонны НКТ выше места установки забойного клапана-отсекателя. Они служат автоматическим запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме ко­лонны НКТ из скважины без задавки жидкостью.

 

Рисунок 7.2 - Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины:   1 – пакер эксплуатационный; 2 — циркуляционный клапан; 3 — ниппель; 4 — забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 – разобщитель колонны НКТ; 6 – ингибиторный клапан; 7 – клапан аварийный, срезной; 9 – НКТ; 9 — жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 — хвостовик

Дополнительное рабочее оборудование для работы с клапанами-отсекателями включает в себя: посадочный инструмент; ловители; шар с седлом для посадка пакера; приемный клапан; головку к скважинным приборам; грузы; гидравлический ясс; механический ясс; шлипсовый замок; груз для обрыва скребковой проволоки; двурогий крюк; уравнительную штангу; инструмент для управления циркуляционным клапаном.

 

7.4                   Виды забоев  газовых скважин

Если пласт сложен устойчивыми породами и не содержит пропластков обваливающихся глин, то ствол скважины целесо­образно оставить открытым (рис.7.3, а). Такая конструкция называется открытый забой. Если пласт сложен рыхлыми породами, то для предупреждения попадания песка в эксплуатационную колонну против продуктивного пласта устанавливают фильтр (рис. 7.3 б, в). Описанные конструкции при­меняются, когда отсутствуют водоносные горизонты в пласте, в его кровле и подошве.

 

Рисунок 7.3- Конструкция призабойной части скважины с открытым забоем   1—эксплуатационная колонна; 2 — цементный раствор; 3 — место установки манжет;  4 - фильтр – хвостовик; 5 – фильтр - продолжение эксплуатационной колонны

Другой метод: скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну, цементируют ее. После затвердения цементного раствора против продуктивного  пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо для сообщения эксплуатационной колонны с пластом.

 

Рисунок 7.4  - Виды несовершенных скважин

а - скважина, несовершенная по степени вскрытия; б - скважина,  несовершенная по характеру вскрытия, в - скважина с двойным видом несовершенства по степени и характеру вскрытия

 

 

Скважина, вскрывшая пласт на полную его толщину и имеющая открытый забой, называется гидродинамически совершенной скважиной. В практике такие скважины встречаются редко.  Скважина, вскрывшая пласт не на полную его толщину, но имеющая открытый забой называется несовершенной по степени вскрытия. Если скважина обсажена  колонной, зацементирована и перфорирована, то она называется несовершенной по характеру вскрытия.

Осн: 1[63-77,171-176,206-212], 2[60-75]

Доп: 6[107-112, 118-121]

 

Контрольные вопросы:

1.     Причины уменьшения дебитов га­зовых скважин в процессе их эксплуатации

2.     Отличия газовых скважин от нефтяных

3.     Наземное оборудование газовых скважин

4.     Как регулируется дебит газовых скважин

5.     Каким способом эксплуатируют газовые скважины?

6.     Какие клапаны входят в подземное оборудование газовых скважин?

7.     Какие существуют виды забоев газовых скважин?