Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

ГЛАВА

з

ГАЗОВЫЕ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СКВАЖИНЫ

Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в осадочном чехле и фундаменте земной коры на различных глубинах: от 250 до 10 000 м и более. Для извлечения пластового флюида на поверхность бурятся газовые и газоконденсатные скважины. По назначению скважины подразделяются на: разведочные, эксплуатационные, наблюдательные и нагнетательные. 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; 5) получения информации о пласте и забое.

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, движующегося в скважине.

В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес строительства 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 во многом определяются их конструкциями.

Оборудование газовой скважины, необходимое для ее эксплуатации, испытания и исследований, состоит из наземного и подземного.

К наземному оборудованию газовых скважин относится арматура и аппаратура, устанавливаемые на устье скважины.

137

Подземное оборудование включает оборудование забоя и ствола скважины. Оборудование забоя, через который осуществляется сообщение пласта со скважиной, предусматривает обеспечение рабочего дебита при длительной эксплуатации скважин без осложнений и аварий в течение всего срока разработки месторождения. Оборудование ствола скважины состоит из ряда обсадных колонн, включая кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонны, обеспечивающих надежность эксплуатации скважины в течение всего периода ее работы, и насосно-компрессорных труб (НКТ), спускаемых для подачи газа от забоя до устья, пакеров, забойных и приустьевых клапанов и клапанов для подачи ингибиторов для борьбы с коррозией и гидратами.

3.1. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И ОСВОЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

3.1.1. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Вскрытие газового пласта является завершающим процессом бурения скважины. Технология вскрытия продуктивного пласта значительно влияет на условия освоения и определяет продуктивную характеристику скважины. Методы вскрытия пласта зависят от текущего пластового давления, прочности и фильтрационных характеристик, ожидаемого дебита продуктивного пласта и других факторов.

При вскрытии продуктивного пласта нарушается упругое равновесие пород вокруг ствола скважины. При этом изменяются структура порового пространства и прочностные характеристики пласта, что может привести к значительному снижению проницаемости призабойной зоны пласта и дебита газа.

Для восстановления дебитов обычно рекомендуется интенсификация притока путем создания вертикальных трещин с помощью гидропескоструйной перфорации.

При вскрытии и освоении скважин происходит перестройка напряжений в призабойной зоне за счет снижения пластового давления при постоянстве горного давления. Это может привести к тому, что перед началом деформации вышележащего массива горных пород произойдет расширение пор пласта, нарушающее целостность пород призабойной зоны. В последующем при деформации всего массива вышеле-

138

жащих горных пород соотношение горного и пластового давлений изменяется, что ведет к уменьшению пористости, а следовательно, возможны соответствующие нарушения целостности пород призабойной зоны. Указанные явления могут приводить к деформациям призабойной зоны. Эти явления усиливаются акустическими колебаниями пород, возникающими при эксплуатации скважины при дебитах, когда фильтрация газа сопровождается нарушением линейного закона фильтрации.

При вскрытии продуктивного пласта должна быть исключена возможность открытого фонтанирования скважины и в то же время сохранены природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, принимаются меры к улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины путем применения различных методов интенсификации притока газа. Кроме того, необходимо, чтобы работали все вскрытые при бурении интервалы пласта. Это гарантирует длительную безводную эксплуатацию скважин (максимальный коэффициент газоотдачи), наилучшие условия притока газа из каждого пропластка, минимальные коэффициенты фильтрационного сопротивления и высокие энергосберегающие дебиты газа.

Предупреждение открытого аварийного фонтанирования достигается противодавлением столба бурового раствора на забой. Для этого необходимо, чтобы давление столба бурового раствора в стволе скважины на забой на 10—15 % превышало ожидаемое пластовое давление, что создается путем применения бурового раствора, в котором регулируется его плотность. Например, используются меловой раствор с добавками для его утяжеления барита или гематита, раствор с добавками КМЦ (карбонил-метил-целлюлоза) и др. При низком качестве бурового раствора вода может фильтроваться в пласт на глубину от нескольких сантиметров до метра и более. На стенках ствола скважин образуется плотная глинистая корка, которую довольно трудно удалить. Отметим, что проницаемость глинистой корки обычно на два порядка ниже проницаемости пласта. Наличие глинистой корки и от-фильтровавшейся в пласт воды резко снижает коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны скважины. Поэтому при вскрытии продуктивного горизонта необходимо обращать особое внимание на качество бурового раствора. Водоотдача бурового раствора должна быть минимальной — до 2 — 3 см3 за 30 мин, условная вязкость в преде-

139

Рис. 3.1. Схема гидродинамически совершенной и несовершенной

скважин:

а — совершенная по степени и характеру вскрытия; б — несовершенная

по степени и совершенная по характеру вскрытия; в - совершенная по

степени и несовершенная по характеру вскрытия; г - несовершенная по

степени и характеру вскрытия

лах 18-25 с. Толщина образуемой корки на стенках скважин не должна превышать 2 — 3 мм.

Бурение при вскрытии пласта ведут с замедленной подачей долота на забой и тщательно следят, особенно при подъеме бурового инструмента, за обязательным заполнением скважины до устья буровым раствором.

При наличии в продуктивном интервале глинистых прослоев необходимо принимать меры по борьбе с разбухаемо-стью глин, которая может привести к ухудшению продуктивной характеристики скважины и осложнениям при эксплуатации.

Ори вскрытии пластов с давлением ниже гидростатического в целях предупреждения фильтрации воды в пласт и обеспечения высокой продуктивности скважины применяют буровые растворы на нефтяной основе или используют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Ори составлении проектов разработки следует рассматривать возможность вскрытия малодебитных пластов с продувкой забоя газом или использования других средств или методов интенсификации притока газа для уменьшения коэффициентов фильтрационного сопротивления.

140

Рис. 3.2. Схемы конструкций забоев при заканчивании скважин:

1 - обсадная колонна; 2 - фильтр; 3 - цементный камень; 4 - пакер; 5 - перфорационные отверстия; 6 - продуктивный пласт; 7 - хвостовик

При вскрытии продуктивного пласта устье скважины оборудуется противовыбросовым устройством - превентором. В газовых скважинах до вскрытия продуктивных пластов предусматривается спуск, как минимум, одной промежуточной колонны или кондуктора на глубину, исключающую возможность разрыва пород давлением газа при закрытии пре-вентора в случае выброса. На газовых месторождениях с большим этажом газоносности и аномально высоким пластовым давлением спускаются дополнительные промежуточные колонны для прохождения всего этажа газоносности без поглощения промывочной жидкости, а также для предотвращения связанных с этим выбросов. До вскрытия газового пласта промежуточной колонной или кондуктором перекрываются породы, поглощающие буровой раствор, а также породы, сообщающиеся с дневной поверхностью. Башмаки колонн устанавливаются в плотных, непроницаемых породах. В случае бурения, когда в качестве промывочной жидкости используется газ или воздух, скважина оборудуется специальным вращающимся превентором. Вскрытие пласта газом или воздухом обеспечивает получение больших дебитов газа и предотвращает засорение призабойной зоны глинистым раствором.

Продуктивный пласт вскрывают полностью или частично (рис. 3.1). Если в данном интервале или участке пласта нет подошвенных или контурных вод и не ожидается их поступления в процессе разработки, пласт может вскрываться на полную толщину (см. рис. 3.1, ‡, ‚); в противном случае вскрывают часть толщины пласта, при которой не должно быть притока вод к забою скважины в течение всего или

141

длительного периода эксплуатации (см. рис. 3.1, 6, г). Обычно при большой толщине пласта не доходят на 50—100м до газоводяного контакта. В целом задача о величине вскрытия пласта и выборе рабочего, в том числе и энергосберегающего, дебита является технико-экономической, решаемой путем оценки многих вариантов и выбора из них оптимального, исходя из условий обеспечения длительного безводного периода эксплуатации и наибольшего коэффициента газоотдачи.

В зависимости от характеристики пород призабойной зоны пласта (устойчивости от разрушения при ожидаемом дебите, наличии подошвенной воды и воды в пропластках между объединяемыми горизонтами, пластовых давлений и др.) выбирается соответствующее оборудование забоя газовой скважины. Если призабойная зона сложена устойчивыми породами (песчаниками, известняками, ангидритами), то сообщение продуктивного пласта со скважиной осуществляется открытым забоем (см. рис. 3.1, а, б).

При наличии устойчивых коллекторов применяется оборудование забоя фильтром с манжетным цементированием или спуск хвостовика. На рис. 3.2 приведены схемы конструкций забоев при заканчивании скважин.

Фильтры обычно изготовляются из труб, на которых имеются вертикальные или горизонтальные щели. Ширина щелей в зависимости от фракционного состава песка, слагающего продуктивный пласт, составляет от 0,75 до 3 мм. Когда фильтр имеет диаметр эксплуатационной колонны, он спускается одновременно с ней после вскрытия скважины на полную глубину. Цементаж осуществляется с помощью манжетной заливки, т.е. от кровли продуктивного пласта. Когда фильтр имеет диаметр меньше диаметра эксплуатационной колонны, то эксплуатационная колонна спускается до кровли продуктивного горизонта, производится ее цементаж:, после чего скважина бурится до проектной глубины и оборудуется фильтром-хвостовиком. Спуск фильтра-хвостовика в скважину производится на бурильных трубах с переводником, имеющим левую резьбу, который навинчивается на специальную муфту с конической резьбой, ввернутой на конец фильтра. После спуска и установки фильтра на забое поворотом бурильных труб вправо вывинчивают левый переводник специальной муфты и затем производят подъем бурильных труб из скважины.

Специальные гравийно-намывные и другие виды фильтров, а также крепление призабойной зоны фильтрующими смолами и пластмассами находят практическое применение

142

на скважинах подземных газовых хранилищ, которые сложены неустойчивыми и рыхлыми песками, склонными к пробкообразованию.

Когда призабойная зона сложена из неустойчивых пород, склонных к обвалу, сообщение скважины с пластом осуществляется путем перфорации (см. рис. 3.2, г, д). В случае применения перфорации эксплуатационная колонна спускается с перекрытием и цементажом продуктивного пласта. После затвердения цемента и разбуривания цементного стакана скважину подготавливают для перфорации. Вначале производят промывку скважины со спуском НКТ или бурильных труб до забоя с целью удаления осадка из глинистого раствора и разбуренного цемента. Скважина после промывки не должна простаивать, чтобы не образовался осадок бурового раствора на забое. После перфорации скважину промывают со спуском труб до фактического забоя (дна) с последующей заменой раствора на воду.

Оценка проникновения бурового раствора в пласт

При бурении скважин на забое устанавливается давление, обычно превышающее пластовое. Поэтому в пласт проникает буровой раствор или его фильтрат, ухудшая фильтрационные параметры продуктивного пласта. Если толщина продуктивного пласта значительна, а скорость бурения невелика, то раствор может проникнуть на большое расстояние. Ниже приводится метод оценки проникновения раствора в пласт.

Пусть фильтрация раствора происходит в соответствии с законом Дарси. При этом вязкость раствора постоянна и вытеснение газа происходит поршневым образом, а проницаемость пласта по вертикали равна нулю. Расход раствора, приходящийся на единицу толщины,

\х Щт/т0)

где к — проницаемость пласта в горизонтальном направлении; ц — вязкость раствора; р3 — забойное давление; рпд — пластовое давление на глубине п; г — радиус проникновения раствора в пласт; г0 — радиус скважины.

В том случае, когда в призабойной зоне образуется глинистая корка радиуса тх и проницаемости kv ее влияние на расход раствора можно учесть. Для этого в формулу (3.1) нужно подставить величину

143

I 1*1

где гс — истинный радиус скважины.

Полагая, что забойное давление определяется весом столба раствора в скважине, получаем

р3 = pgh, (3.2)

где р — плотность раствора.

Будем считать, что пластовое давление с глубиной изменяется линейно и определяется равенством

Рпл = Ро + (P1 ~ Ро) П " h° > (3-3)

где ii0 и ii1 — глубины кровли и подошвы пласта; р0 и р1 — давления на этих глубинах.

Вычитая из уравнения (3.2) равенство (3.3), получаем значение депрессии на пласт

Ар = pgh - р0 - (P1 - р0) h~h° . (3.4)

h1 ~ ho

Из условия материального баланса запишем

2

q = лт —. (3.5)

df

Сравнивая уравнение (3.5) с (3.1), получаем

In —— = —Ар. (3.6)

r0 df Ш[1

Интегрируем уравнение (3.6) по г в пределах от г0 до г, отсчитывая время от момента пересечения забоем уровня h, при t = 0, г = г0 и при ? = t, г = г.

?iflnll-1|+1 = i^P. (3.7)

9 9 9

Зная момент вскрытия уровня h, по формуле (3.7) можно найти радиус проникновения раствора для любого момента времени. При этом следует помнить, что Ар также зависит от h.

При пользовании формулой (3.7) зависимость начала отсчета времени от глубины h вызывает некоторое неудобство.

144

Рис. 3.3. График для расчета радиуса проникновения раствора

Рис. 3.4. График изменения радиуса проникновения раствора г в зависимости от глубины h за различное время, сут: 1 - 174; 2 - 348; 3 - 378

Для получения единого времени введем в формулу время т, отсчитываемое от момента вскрытия забоем кровли пласта (отметки h0). Если бурение производится с постоянной скоростью V, то отметка вскрывается забоем в момент

т*

h-h

Тогда
в формуле (3.7)

f =
т -
Т*.

Расчетная при х < (h
зависимость - h0)/v
имеет вид:

x
= J •

при т
> (h
- h0)/v

f(r/
*>) =
Щх
IT
- X
2
\ir0
)Ар

где f(x) = x2(lnx2 - 1) + 1; х = (r/r0).

(3.8) (3.9)

(3.10)

145

у

График функции 1п/(х) представлен на рис. 3.3. Если х < х*, то долото не дошло до глубины h и, следовательно, раствор на этой отметке в пласт не проник. Если х > х*, расчет ведется по формуле (3.10). Для этого, подставляя соответствующие параметры, вычисляем правую часть формулы. Зная f(r/r0), по графику (см. рис. 3.3) находим г/г0.

Приведем результаты расчета радиуса проникновения раствора для следующих исходных данных: v = 2,88 м/сут; т = о,15; к = 10О1(Г3мкм2; ц = 50 сП; р = 1700 кг/м3; р0 = 33,3 МПа; р1 = 38,3 МПа; г0 = 10 см; h0 = 2300 м; h1 = = 3300 м.

Кривые зависимости г от h для трех моментов времени приведены на рис. 3.4. Кривая 1 соответствует моменту, когда буровой инструмент достиг отметки 2800 м (пройдена половина толщины продуктивного пласта); кривая 2 — моменту прохождения инструментом подошвы пласта (отметки 3300 м). Если после вскрытия подошвы прошел еще один месяц, то распределение радиуса проникновения определяется кривой 3. Примерно посредине разреза раствор проникает в пласт на максимальное расстояние (кривые 2, 3). Наличие максимума молено объяснить тем, что с увеличением глубины растет депрессия на пласт при уменьшении времени фильтрации из скважины. Сочетание этих факторов, действующих в противоположные стороны, определяет существование максимума.

Как показывают расчеты, снижение скорости бурения приводит к более значительному проникновению раствора. Максимум на кривых 2 та 3 становится более четким.

Перфорация газовых скважин

Основным методом сообщения ствола с пластом на газовых скважинах является перфорация, осуществляемая с помощью специальных стреляющих аппаратов, называемых перфораторами. Спуск и подъем перфоратора из скважины производится на бронированном каротажном кабеле при помощи подъемника, смонтированного на автомобиле. Выстрел из перфоратора вызывается электрическим током, подводимым по кабелю с пульта управления каротажной станции. Современное оборудование допускает селективную работу по одной пуле, отдельными группами или залповую работу всеми снарядами одновременно.

Перед перфорацией эксплуатационную колонну в скважине опрессовывают с целью проверки ее герметичности. В

146

большинстве случаев перфорация осуществляется в скважинах, заполненных промывочной жидкостью или водой. При перфорации каналы пробиваются пулями, торпедами (снарядами) и кумулятивной струей, образующейся за счет истечения металла с внутренней поверхности облицовки заряда. Действие перфораторов различного типа характеризуется их пробивной способностью.

Размеры перфорационных каналов, получаемых при применении различных перфораторов, показаны на рис. 3.5.

Помимо конструктивных особенностей перфораторов глубина перфорационного канала зависит от гидростатического давления, температуры, плотности среды, толщины слоя жидкости между перфоратором и стенкой скважины, твердости металла и цементного камня и др. Исследованиями установлено, что с увеличением пористости и проницаемости породы глубина перфорационного канала растет. С увеличением прочности породы размеры перфорационного канала уменьшаются.

Перфораторы пулевые (ППЗ) выпускаются диаметром 65, 80 и 98 мм и рассчитаны на максимальное давление 50,0 МПа и температуру среды 115 °С. Для глубоких скважин с высокой температурой на забое выпускаются специальные перфораторы ППТ-90 и ППТ-105, для которых допускается температура 165 °С.

По сравнению с пулевыми более эффективными являются торпедные перфораторы, принципиальным отличием кото-

Рис 3 5 Каналы обюазуюшиеся в поюоде пюи вскюытии пластов (в мм)

Перфорация: Р Р

а _ щелевая- б — товпелная ПТЖ-22)- в — рапуг^лятивная (ПК-ЮЗ)- г — гил-

ропескоструйная

147

рых является использование вместо пули-болванки снаряда диаметром 22-32 мм. Проникая на определенную глубину, такой снаряд, взрываясь, создает каверны и разветвленную систему трещин, которые служат дополнительными каналами для притока газа в скважину. Перфорацию проводят в плот-ных породах, так как в рыхлых породах могут образовываться песчаные пробки на забое.

Снарядные перфораторы изготовляются различных размеров: ТПК-22 для спуска в 5” колонну и ТПК-32 для спуска в 6” обсадную колонну.

Для обеспечения большей глубины прострела, особенно в твердых породах, широкое распространение нашла кумуля-тивная (беспулевая) перфорация. Эта перфорация основана на принципе осевой кумуляции. Отверстия в колонне создаются не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов. При взрыве образуется направленная струя газов. Скорость струи газов достигает 9 км/с, а давление, оказываемое ею на поверхность ствола, составляет порядка 30 000 МПа.

При кумулятивной перфорации создаются отверстия без повреждения колонны и цементного кольца.

Кумулятивный заряд массой 30 г пробивает в плотных породах канал глубиной 200-250 мм (пуля обычного перфоратора образует канал глубиной не более 20-25 мм). Бескорпусные кумулятивные перфораторы дают возможность уве-личить массу заряда до 200-250 г, благодаря чему глубина каналов вырастает до 400 мм и более.

Диаметр пробиваемого отверстия прямо пропорционален калибру кумулятивного заряда и зависит от формы кумуля-тивной выемки. Заряд кумулятивного перфоратора представляет собой шапку взрывчатого вещества, имеющего специ-альную конусообразную выемку, расположенную со стороны, противоположной месту детонации взрыва.

Диаметр перфоратора максимально приближается к диаметру перфорируемой колонны с целью снижения бесполез-ного расхода энергии заряда на прохождение пространства между перфораторами и перфорируемой колонной.

Изготовляются кумулятивные перфораторы различных видов: корпусные ПК-103 и бескорпусные ПКС-80 и ПКС-105. Бескорпусные кумулятивные перфораторы ПКС являются более мощными и производительными по сравнению с куму-лятивными корпусными перфораторами ПК-103.

Кумулятивную перфорацию, как наиболее эффективную, целесообразно применять в твердых породах в условиях наи-

148

более трудного сообщения призабойной зоны скважин с продуктивным пластом.

Однако в тех скважинах, где может быть обеспечено хорошее вскрытие продуктивного пласта пулевой перфорацией, следует применять ее, как наиболее дешевую по сравнению с перфорацией других видов.

Перфорацию обычно осуществляют в скважине, заполненной глинистым раствором, и на устье устанавливается проти-вовыбросовая задвижка высокого давления, позволяющая закрыть скважину при аварийном проявлении пласта после перфорации.

В середине 50-х годов применялась перфорация газовых скважин в газовой среде под давлением с целью предохранения от засорения глинистым раствором призабойной зоны в процессе и после перфорации. Перфорация в газовой среде под давлением, осуществляемая через лубрикатор, была предложена во ВНИИГазе. Она начала находить применение на газовых месторождениях Западной Украины и Северо-Ставропольского месторождения и обычно использовалась на скважинах, в которых отсутствовали фонтанные трубы. Из-за необходимости последующей задавки скважин для спуска НКТ и ряда самопроизвольных прострелов на устье в лубрикаторе в дальнейшем эта перфорация применения не нашла. При разработке модифицированной технологии перфорации в газовой среде при спущенных НКТ или последующем спуске НКТ под давлением ее можно использовать как один из методов интенсификации притока газа, в том числе в плотных низкопроницаемых коллекторах, для которых большое значение имеют эффективные условия вскрытия пласта.

В качестве метода интенсификации притока находит применение гидроабразивный - гидропескоструйная перфорация. Гидроабразивный метод основан на использовании кинетической энергии струи жидкости с абразивными частицами (песком), истекающей с большой скоростью из насадок, спускаемых в скважину на колонне НКТ.

В качестве основного оборудования гидропескоструйной перфорации служит струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. Для нагнетания жидкости обычно используют цементировочные агрегаты. Сущность гидропескоструйной перфорации состоит в том, что при нагнетании в трубы под большим давлением жидкость с песком с большой скоростью выходит из сопел и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу.

149

Гидроабразивный метод имеет ряд преимуществ перед другими методами: отверстие в колонне и в цементном кольце не имеет трещин, интервал вскрытия устанавливается более точно, имеются возможности регулировать диаметр и глубину отверстий, молено создать горизонтальные и вертикальные надрезы и трещины.

Гидропескоструйная перфорация применяется для вскрытия пластов при опробовании разведочных и эксплуатационных скважин, в том числе с ухудшенными фильтрационными параметрами призабойной зоны, для вскрытия пластов в скважинах, оборудуемых для раздельной эксплуатации двух и более пластов в одной скважине, вскрытия пластов с трещиноватыми и плотными низкопроницаемыми коллекторами.

Гидропескоструйное вскрытие обычно не дает должного эффекта в интервалах, ранее обработанных соляной кислотой, или после гидроразрыва, а также при повторном вскрытии высокопроницаемых пластов с низким пластовым давлением.

Кроме того, применяется комбинированное вскрытие перфорацией (или открытым забоем) и последующей соляно-кислотной обработкой (например, на Вуктыльском, Оренбургском месторождениях и др.) или перфорацией и гидравлическим разрывом пласта и т.д.

Ранее (в большей степени за рубежом и в меньшей у нас) применяли ядерные взрывы для глушения аварийных газовых фонтанов, вскрытия и интенсификации газовых и нефтяных пластов, перевода непромышленных залежей в промышленные, а также для увеличения дебита скважин. После объявления моратория на ядерные взрывы этот вид работ был прекращен. (В частности, ядерным взрывом в пробуренной специально наклонной скважине был погашен аварийный фонтан на месторождении Урта-Булак, дебит которого по данным акустико-гидродинамических исследований превышал 18млн.м7сут).

После вскрытия продуктивного пласта одним из указанных выше способов в скважину спускают насосно-компрес-сорные трубы и приступают к промывке со спуском труб до нижней отметки забоя и освоению скважины на приток газа. После возбуждения для очистки призабойной зоны проводится продувка скважины. В процессе продувки выносятся вода и глинистый раствор, поступившие в призабойную зону при бурении и перфорации. В случае применения глинистых растворов с большой плотностью, значительно превышающей пластовое давление, что имеет место, например, при

150

вскрытии пластов большой толщины (Карачаганакское месторождение и др.), часть интервалов пласта в призабойной зоне может быть запечатана из-за поступления в них значительного количества раствора. В результате этого будет получен небольшой дебит газа. В этом случае необходимо для очистки от глинистого раствора, если продувка не дает должного эффекта, закачать в призабойную зону воду с добавками ПАВ, метанол или конденсат и повторить продувку. Кроме того, в случае необходимости проводятся работы по дополнительной перфорации или интенсификации притока. Количество отверстий и оптимальная плотность перфорации рассчитываются, исходя из конкретных условий данного месторождения, применяемого оборудования ствола и конструкции перфораторов.

3.1.2. ОСВОЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПОСЛЕ БУРЕНИЯ

Процесс освоения заключается в возбуждении скважины, очистке от жидкости и других примесей ствола, забоя и призабойной зоны. Освоение заканчивается проведением полного комплекса гидродинамических и акустико-гидродинамиче-ских исследований.

Возбуждение скважины состоит в понижении давления, создаваемого столбом жидкости (буровой раствор или вода) на забое, до давления меньше пластового, чтобы обеспечить приток газа из пласта.

Понижение давления на забое при освоении скважины достигается путем:

замены промывочного раствора водой с целью уменьшения плотности жидкости; если пласт не возбуждается, воду заменяют более легким раствором, например, нефтью;

одновременного нагнетания в скважину воды и воздуха (или газа);

снижения уровня жидкости в скважине при помощи сваба или желонки.

Жидкость в стволе скважины оказывает на пласт давление:

р = рждн, (з.11)

гАе Рж — плотность жидкости, кг/м3; д — ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с2; Н — высота столба жидкости, м (до верхних дыр перфорации).

151

Пример. Скважина глубиной 2000 м и пластовым давлением 25,0 МПа заполнена до устья буровым раствором плотностью, равной рж = 1500 кг/м3. Давление, оказываемое столбом бурового раствора, составляет 30,0 МПа, т.е. превышает пластовое давление на Ар = 5,0 МПа. Скважину можно освоить путем снижения плотности раствора или понижения уровня жидкости.

Определим, до какого значения необходимо снизить плотность раствора в скважине, чтобы забойное давление стало равным пластовому рпд (25 МПа = 25-Ю6 Па):

= РВЛ_ = 25-Ю6 =1274кг/м3.

ж дН 2000-9,81

При неизменной плотности раствора в скважине для обеспечения условия р3 = рпд его уровень необходимо снизить на

м = Рр - Рпл = 5-Ю6 = 4001 ^ рж<7 12,74-9,81

На практике для обеспечения притока газа в скважину забойное давление необходимо снизить ниже пластового дополнительно на значение потерь на трение при движении газа от забоя до устья и учесть депрессию Ар3, которую необходимо создать для вызова притока газа из пласта в скважи-

НУ-

При замене промывочного раствора на более легкий необходимо знать, какое давление потребуется создать на насосах, прокачивающих жидкость (а при аэрации раствора — давление газа на устье).

Освоение скважин, в которых отсутствуют НКТ (что иногда применяется в виде исключения для неглубоких скважин), производится путем оттартывания жидкости при помощи желонки. Оттартывание осуществляется до уровня, при котором создавшаяся разность между пластовым давлением и давлением, создаваемым столбом жидкости в стволе сквжины, достаточна для того, чтобы выбросить промывочный раствор или воду и перейти на фонтанирование газом.

Скважины можно освоить нагнетанием в затрубное пространство воздуха или газа с помощью передвижных компрессоров или газом высокого давления из соседних освоенных скважин.

При методе “раскачки” для освоения скважины первоначально создается давление газа или воздуха в затрубном пространстве, вследствие чего часть жидкости из скважины че-

152

рез фонтанные трубы будет выброшена на поверхность. После прекращения истечения жидкости из НКТ затрубное пространство резко соединяют с атмосферой. Затем напорную линию от компрессора или газопровода присоединяют к НКТ, вновь создавая давление. В результате нескольких таких “раскачек" давление столба жидкости на забой скважины станет меньше пластового и скважина будет фонтанировать.

В некоторых случаях освоение рядом расположенных газовых скважин производят сжатым газом, который подводят по газопроводу от работающей скважины.

Перед освоением скважину тщательно промывают со спуском НКТ до нижней отметки забоя, чтобы не допустить образования осадка бурового раствора в нижней части фильтра, так как в скважинах при отсутствии НКТ или когда они опущены до верхнего интервала перфорации при значительной толщине пласта, а также когда при промывке НКТ не доходят до нижних отметок забоя, после освоения работает только верхняя часть вскрытого интервала продуктивного пласта, а нижняя часть его запечатана осадком из глинистого раствора.

Примером могут служить отбивки фактических забоев по скважинам большинства разрабатываемых месторождений.

В процессе освоения при наличии в стволе значительного количества твердых примесей недопустима остановка скважины до окончания выноса этих примесей и перехода на фонтанирование газом, так как в противном случае может образоваться пробка, которая может привести к засорению или прихвату фонтанных труб. В качестве примера может служить скв. 42 Шебелинского месторождения, в процессе освоения которой выносилось большое количество бурового раствора, и, не дождавшись продувки скважины до получения чистого газа, освоение ее было остановлено, в результате чего образовалась пробка, на ликвидацию которой было затрачено несколько месяцев.

После возбуждения и очистки забоя и призабойной зоны от глинистого раствора и других примесей скважину продувают на одном из рабочих дебитов с выпуском газа в атмосферу на факел. Время продувки колеблется от нескольких часов до суток и зависит от количества и характера выносимых примесей. Для скважин с возможным интенсивным выносом породы, увеличивающимся во времени, который может привести к осложнениям при эксплуатации, продолжительную продувку при высоких депрессиях делать нельзя. Де-

153

бит газа, допускаемый при продувке, зависит от характеристики пласта и состояния надземного оборудования. Более эффективными для очистки призабойной зоны являются периодические продувки скважины до получения при каждой из них чистого газа без примесей. При опасном разрушении призабойной зоны продувку осуществляют через штуцера, последовательно во времени увеличивая размер последних и наблюдая за количеством выносимых твердых частиц и жидкости.

Обычно со временем дебит газа и давление на устье скважины при продувках на неизменном штуцере увеличиваются по мере очищения призабойной зоны. Уменьшение дебита и давления на устье в процессе продувки свидетельствует о засорении забоя и требует немедленного прекращения продувки. Для определения количества примесей, выносимых из пласта, и характера их изменения во времени применяют се-парационные передвижные установки.

В процессе исследований и последующей эксплуатации скважины следят за состоянием забоя. Для этого ведут наблюдение за примесями, скопившимися в сепараторах, и проводят периодическую отбивку забоя специальной желонкой, спускаемой на проволоке через лубрикатор с помощью лебедки. Для того чтобы желонка не оборвалась при подъеме, на башмаке фонтанных труб устанавливается раструб, через который спускаются до забоя грузы: желонка - для отбивки забоя, глубинные приборы - для исследований. Наилучшие результаты дает применение глубинных шумомеров или информационно-управляющих комплексов.

Скопление примесей выше башмака НКТ может быть замечено по показаниям давления на буфере и затрубье после закрытия скважины.

Наиболее простым мероприятием для очистки забоя от скопившихся примесей в большинстве случаев является продувка скважин, которая производится периодически по мере накопления жидких и твердых примесей. Весьма эффективным способом разрушения и выноса песчаных пробок и жидкости является низкочастотное озвучивание забоя большой мощности. На завершающей стадии разработки месторождений, когда пластовое давление значительно ниже гидростатического, эффектиность продувки снижается.

В ряде скважин имеется зумпф, расположенный ниже вскрытого интервала, который, как правило, заполнен жидкими и твердыми примесями. В том случае, если при засоре-

154

нии забоя продувка не дает желаемых результатов, осуществляется капитальный ремонт скважины.

Для удаления жидкости с забоя скважины на завершающей стадии разработки эффективно применять плунжерный лифт и поверхностно-активные вещества.

3.2. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

3.2.1. КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

Газовые скважины подразделяются на вертикальные, наклонные, горизонтальные и многозабойные.

Наклонные, горизонтальные и многозабойные скважины применяются с целью увеличения дебита в низкопроницаемых коллекторах, при наличии на территории месторождения жилых или промышленных объектов, расположении месторождений в зоне континентального шельфа, тяжелых климатических условиях (тундра, болота) и т.п., а также на завершающей стадии разработки на макроуровне, обойденные продвинувшейся пластовой водой.

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 газовых скважин зависит 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 и других факторов.

На рис. 3.6 приведены схемы конструкций газовых и га-зоконденсатных скважин.

Физические свойства газа (плотность и вязкость), их изменение в зависимости от давления и температуры существенно отличаются от плотности и вязкости нефти и воды. Плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент динамической вязкости газа в 50-100 раз меньше, чем у воды и нефти.

155

Рис. 3.6. Конструкции скважин на газовых, га-зоконденсатных месторождениях и в подземных хранилищах газа: $ - Майкопское газо-конденсатное месторождение (скв. 37), 146-мм обсадная колонна (сварная); • - Вуктыль-ское газоконденсатное месторождение; , — Уренгойское газокон-денсатное месторождение (высокодебитная скв. 22); „ - Медвежье газовое месторождение (высокодебитная скв. 18); д - ПХГ1; А -ПХГ2; 1 — хвостовик

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 и выхода газа на дневную поверхность.

Глубина спуска кондуктора в газовых скважинах

h = L-RTln^—, (3.12)

pcpgh

где L — глубина скважины; R — удельная газовая постоянная; Г — средняя температура на длине (L — h); рн — начальное пластовое давление газа; рср — средняя плотность горных пород разреза на длине h; g — ускорение свободного падения.

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 типов УС-1, ГС-1. Герметичность заколонно-го пространства скважин обеспечивается использованием цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.

3.2.2. ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЯ СКВАЖИН

Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов: 1) литологического и фациального 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), а в продуктивном разрезе отсутствуют нефте-

157

Рис. 3.7. Схема оборудования забоя

газовых скважин в рыхлых горных

породах на ПХГ:

1 — бурильные штанги диаметром 60,3 мм; 2 — переводник с левой резьбой; 3 - обсадная колонна диаметром 146 мм; 4 — интервал ствола скважины, расширенной до 256 мм; 5 - гравий; 6 - щелевой фильтр; 7 - труба диаметром 50 мм; 8, 9 - клапаны обратной и прямой циркуляции соответственно; 10 — хвостовик диаметром 62,7 мм; 11 - забой

Рис. 3.8. Принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине подземного хранилища газа:

1 — обсадная колонна диаметром 146 мм; 2 - противовыбросовая головка; 3 - манометр; 4 - соединительные трубы; 5 - кран, регулирующий подачу гравия; 6 - бункер для гравия; 7 - цементировочный агрегат" 8 - емкость

с водой

и водонасыщенные горизонты, то добывающие скважины могут иметь открытый забой. Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины в фильтровую часть пласта на забой скважины спускается хвостовик. Когда газонасыщенный пласт представлен слабосцементированными породами, а в продуктивном разрезе отсутствуют нефте- и водонасыщенные пропластки, то открытый забой скважин оборудуется сетчатыми, керамическими, металлокерамически-ми, гравийными, стеклопластиковыми фильтрами различных типов либо рыхлые породы призабойной зоны пласта укрепляются вяжущими веществами.

В последнее время наибольшее распространение, особенно при оборудовании забоя скважин, расположенных в рыхлых

158

песчаных пластах на подземных хранилищах газа (ПХГ), создают намывные гравийные фильтры. В этом случае с помощью специальных гидравлических расширителей увеличивается диаметр зоны пласта, в которой намечается намывка гравия, например со 146 до 256 мм. Диаметр образованной зоны определяют с помощью каверномера. После расширения зоны намывки гравия в скважину на НКТ спускают забойный фильтр (рис. 3.7) длиной 10,6 м, трубу, перфорированную круглыми отверстиями диаметром 10—12 мм, общая площадь которых составляет 15 — 20 % площади боковой поверхности трубы. Труба обматывается сеткой галунного плетения № 18, проволокой из нержавеющей стали или капронового волокна с зазорами 0,5— 1 мм между витками. В нижней части фильтра имеется клапанная коробка с клапанами ^\я осуществления прямой и обратной промывки скважины. Ниже клапанной коробки фильтра находится хвостовик из НКТ диаметром 62,7 мм, длиной 19 м. Выше фильтра устанавливается затвор из 100-мм НКТ длиной 13 м.

На рис. 3.8 изображена принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине ПХГ. Перед намывом гравия со средним диаметром частиц 1 мм проводится прямая и обратная промывка скважины. После полного вытеснения глинистого раствора водой начинается закачка гравия в расширенную часть пласта. После намыва гравия пласт испытывает-ся на вынос песка. Для уменьшения проявления арочного эффекта и предотвращения возможного образования пустот в гравийном массиве и выноса частиц пласта в скважину через эти пустоты рекомендуется увеличивать зазор между надфильтровой трубой и обсадной колонной скважины.

Призабойная зона пласта в рыхлых коллекторах может укрепляться закачкой в поровое пространство жидких вяжущих веществ — органических полимерных ма-

Рис 3 9 Схема обооудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта

159

териалов, 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 органические смолы, пластмассы, специальные составы типа “перматрол".

В качестве органических смол применяют эпоксидную, фе-нолформальдегидную, карбамидную (крепитель М), а также смолы из сырых фенолов и формалина, РР-1. На рис. 3.9 изображена схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта. Исходными реагентами для получения смолы служат сырые фенолы и формалин. В качестве катализатора полимеризации применяется едкий натр. Работа по обработке скважины проводится в следующем порядке.

1. В скважине определяют глубину забоя, температуру пласта, удаляют песчаную пробку, исследуют поглотительную способность.

2. В скважину спускают заливочные трубы 6 диаметром 50 или 75 мм. Кольцевое пространство между обсадной колонной и заливочными трубами герметизируют пакером 7.

3. Устье скважины оборудуют заливочной головкой 5.

4. Цементировочный агрегат 3 закачивает в скважину формалин, а цементировочный агрегат 1 - раствор сырых фенолов и щелочи. Исходные реагенты смешиваются в тройнике-смесителе 4.

5. После закачки исходных реагентов в скважину при помощи агрегата 2 осуществляют продавку смолы в пласт водой.

Реагенты закачивают в пласт в предельно короткий срок — от 15 до 30 мин.

6. После продавки скважину оставляют на время, необходимое для затвердевания смолы, в зависимости от температуры пласта: при температуре пласта 353 К время затвердевания смолы равно 2 сут, при 343 и 333 К — 4,8 и 14 сут соответственно.

7. Проверку результатов крепления призабойной зоны пласта проводят путем ее исследования при установившихся отборах. Способ крепления призабойных зон скважин органическими смолами был усовершенствован за счет одновременной закачки в скважину жидкой фенолформалиновой смеси с песком. Содержание фенолформалиновой смеси составляет 35 — 40 % массы песка. В этом случае прочность закрепленного песка призабойной зоны практически не умень-

160

шается и, что особенно важно, не уменьшается коэффициент проницаемости обработанной призабойной зоны. Смесь указанного состава отвечает всем требованиям перекачки.

Для крепления рыхлых песков на подземных хранилищах газа при низких температурах пласта (293 — 303 К) разработан метод крепления смолой из фенолоспирта. В качестве катализатора полимеризации (поликонденсации) используется бен-золсульфокислота (БСК).

Отличительные черты технологии крепления этим способом: 1) смола продавливается в пласт при помощи углеводородной жидкости (газовый конденсат или дизельное топливо);

2) после продавки смолы в пласт в объеме, равном объему порового пространства пласта радиусом 1м, в пласт закачивается теплый газ, что способствует повышению прочности смолы и упрощает освоение скважины после обработки;

3) обработка призабойной зоны смолой проводится без задавки скважины жидкостью; это сокращает время обработки, сводит до минимума проблему взаимодействия воды с породами цементирующего вещества пласта-коллектора (особенно с глинами монтмориллонитового типа, набухающими при взаимодействии с пресной водой), повышает качество сцепления смолы с породами пласта. Таким методом были обработаны призабойные зоны многих скважин на различных ПХГ.

Если в продуктивном разрезе скважин имеются газоносные пласты с различным составом газа или имеет место чередование газо-, нефте- и водоносных пластов, разделенных глинистыми пропластками, 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 нее можно спускать фильтры, собранные на поверхности.

3.2.3. ОБОРУДОВАНИЕ СТВОЛА СКВАЖИН

Ствол скважины — промышленное сооружение, которое обеспечивает безаварийную работу в течение всего срока разработки месторождения.

С целью изоляции проходимых при бурении водяных пластов, а также для предохранения стенок скважины от обвалов, сообщения пласта с устьем после бурения ствол скважи-

161

ны крепят (обсаживают) стальными обсадными трубами с последующим их цементажом.

Под конструкцией газовой скважины понимают ее глубину, диаметр и глубину спуска обсадных колонн, высоту подъема цементного раствора за колоннами, оборудование забоя, диаметр и глубину спуска насосно-компрессорных труб, а также комплекс оборудования, включающий пакера, забойные и приустьевые клапаны и соответствующую аппаратуру для контроля за работой скважины.

Чтобы в начале бурения не было искривления ствола скважины, в специально вырытом шурфе (шахте) устанавливается направление соответствующего диаметра длиной 2 — 3 м. Следующую колонну, называемую кондуктором, обычно спускают на глубину 50 — 500 м с целью предохранения скважины от обвалов пород и поступления в скважину воды из водоносных пластов, залегающих в этом интервале глубин.

После кондуктора в скважину спускают еще одну или две, в зависимости от глубины или других условий, обсадные колонны. Если после кондуктора спускают две колонны, то первая (наибольшего диаметра) называется промежуточной, а вторая - эксплуатационной. При соединении труб в колонны для обеспечения герметичности соединений в процессе эксплуатации скважины применяют специальные уплот-нительные смазки, которые используют и для муфт, навинченных в заводских условиях, и поднимают цемент до устья.

Для каждого месторождения выбор конструкции газовой скважины производится исходя из особенностей геологического строения месторождения, климатических условий, физико-химических характеристик газа и жидкости, распределения температур от устья до забоя, условий бурения и эксплуатации в течение всего срока разработки месторождения.

Конструкция газовых скважин должна обеспечивать:

экологическую безопасность в течение всего срока разработки месторождения;

прочность скважины как технического сооружения, исключающую смятие и разрушение обсадных колонн в течение всего периода эксплуатации;

изоляцию водо-, нефте- и газоносных пластов;

разобщение продуктивных горизонтов, являющихся объектами самостоятельной разработки;

предотвращение межколонных газопроявлений, прорывов газа и грифонообразований в процессе бурения и эксплуатации скважины;

162

минимально необходимый расход материалов и средств в процессе разведки и разработки месторождения;

получение максимально допустимого дебита скважин;

возможность работы при оптимальных технологических режимах при максимальном эффективном использовании пластовой энергии;

вынос жидкости с забоя скважин;

возможность подачи ингибитора для борьбы с коррозией и гидратообразованием в стволе и на забое скважины.

Специальная конструкция скважин предусматривается в случае раздельной эксплуатации двух и более горизонтов в одной скважине. Особая конструкция скважин с точки зрения прочности и создания необходимой герметичности (например, даже путем спуска сварных колонн) должна предусматриваться для скважин, в которых из одного пласта осуществляется добыча газа, а в другой пласт производится закачка газа или воды. Такого рода скважины могут потребоваться на многопластовых месторожедниях и при закачке газа или воды в газоконденсатные залежи с большим содержанием конденсата при разработке их с поддержанием давления.

Скважины в зонах вечной мерзлоты, где возможны смятие колонн после бурения при длительной их остановке, а также потеря устойчивости за счет растепления ствола при эксплуатации скважины, должны сооружаться с большей надежностью. Для зон вечной мерзлоты на кондукторе может устанавливаться изоляция или специальный второй кондуктор для обеспечения циркуляции хладагента. Межколонное пространство над цементным стаканом заполняется незамерзающей жидкостью, например, соляркой, а ствол скважины при длительной ее консервации — соляркой или раствором хлористого кальция.

Иногда для улучшения связи цементного кольца с колонной наружная поверхность эксплуатационных колонн покрывается песком.

В газовых скважинах эксплуатационные колонны дополнительно рассчитываются на внутреннее давление, соответствующее статическому давлению после вызова притока газа, а промежуточные колонны — на максимальное давление при выбросе.

Высота подъема цементного раствора за обсадными колоннами газовых скважин, как правило, устанавливается:

за кондуктором — до устья;

163

за промежуточными колоннами — с перекрытием башмака предыдущей колонны на 100 м;

за эксплуатационными колоннами при осуществлении мероприятий, обеспечивающих герметичность резьбовых соединений обсадных труб, из расчета перекрытия башмака предыдущей промежуточной колонны на 100 м.

В случае опасности утечек газа через резьбовые соединения обсадных труб, а также при наличии в газе агрессивных компонентов (углекислоты, сероводорода) цементный раствор за эксплуатационной колонной поднимается до устья скважин. Наличие сероводорода в газе требует выбора соответствующего металла или покрытий для эксплуатационных колонн и фонтанных труб.

После цементажа каждая колонна подвергается испытанию на прочность и герметичность.

Контроль за высотой подъема цементного раствора за обсадными колоннами осуществляется электротермометром или другими методами через 8 — 12 ч после окончания цементирования, а качество заполнения кольцевого пространства цементным раствором определяется цементомером после подготовки скважины к перфорации.

Испытание эксплуатационной колонны состоит в предварительном снижении уровня и наблюдении за его изменением (подъемом) в течение заданного промежутка времени. Например, колонна считается герметичной, если за 8 ч уровень жидкости не поднимается более 1 м в 125— 152-мм колоннах, 0,5 м в 178-203-мм колоннах и 0,3 м в 229-254-мм колоннах. Если при испытании обсадной колонны уровень жидкости поднялся выше допустимого, то обсадная колонна считается негерметичной. В этом случае проводится повторное испытание и в зависимости от полученного результата составляется план дальнейших работ по данной скважине.

На большинстве газовых промыслов применяются одно-или двухколонные конструкции скважин. При этом одноколонная конструкция, состоящая из кондуктора и эксплуатационной колонны, обычно используется для небольших глубин до 600-1000 м. Для значительных глубин более 2500-3000 м применяются трехколонные конструкции скважин.

Размер эксплуатационной колонны, как правило, составляет 12,7 или 15,2 см и реже 20,3 или 25,4 см.

При проектировании конструкции газовой скважины исходный диаметр эксплуатационной колонны определяется исходя из обеспечения надежной и безопасной дли-

164

тельной эксплуатации скважины, а диаметр НКТ выбирается исходя из условий обеспечения заданного рабочего дебита и выноса с забоя на поверхность твердых и жидких примесей потоком газа, а также из необходимости обеспечения минимума потерь давления в стволе скважины.

Эксплуатация газовой скважины должна осуществляться по НКТ.

НКТ обеспечивают надежную добычу газа и подъем жидкости с забоя, предохраняют эксплуатационную колонну от абразивного и коррозионного разрушения, дают возможность подавать в ствол и на забой антигидратные и антикоррозионные ингибиторы, а при необходимости без особых затруднений залавливать скважину раствором или водой. Кроме того, НКТ способствуют проведению необходимых исследований глубинными приборами.

В зарубежной практике для освобождения ствола газовых скважин от жидкости используются сифонные трубки диаметром 2,54 —3,81см, которые спускаются в НКТ или параллельно с ними, если скорость восходящего потока газа в них недостаточна для выноса жидкости с забоя.

Диаметр эксплуатационных колонн газовых и газокон-денсатных скважин выбирается в зависимости от геоло-гопромысловой характеристики продуктивных горизонтов и обеспечения надежных условий эксплуатации скажин, а также на основании технико-экономических расчетов, в которых рассматриваются зависимости получаемых дебитов газа и потерь давления в скважинах разного диаметра и оптимальных значений газоотдачи по пласту в целом с затратами на скважины. Выбранный диаметр скважины влияет на эффективность разработки, промысловое обустройство и транспорт газа.

Скважины с увеличенными диаметрами эксплуатационных колонн диаметром 20,3-25,4 см пробурены на Уренгойском и Медвежьем месторождениях, где из каждой такой скважины предполагался дебит газа 3-6 млн. м3/сутки.

Для газовых и газоконденсатных месторождений, особенно если газ содержит агрессивные компоненты, необходимо предусматривать дополнительные условия, обеспечивающие надежность скважин, в том числе спуск заколонного пакера на конце эксплуатационной колонны, оборудование забоя специальными забойными клапанами и пакером, спускаемым на НКТ, и заполнение затрубного пространства ингибитором для борьбы с коррозией.

Примером выбора утяжеленных конструкций газовых

165

Рис. 3.10. Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины:

1 - эксплуатационный пакер; 2 - циркуляционный клапанГ3 - ниппель 4 - забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 - разобщитель НКТ; 6 - ингибиторный клапан; 7 - аварийный срезной клапан; 8 - НКТ; 9 - жидкий ингибитор коррозии и гидратооб-разования; 10 - хвостовик

скважин могут служить скважины Оренбургского и Карачаганакского месторождений, где вслед за кондуктором спускается 20,3-см промежуточная колонна до кровли продуктив-ног горизонта, далее спускается 12,7— 15,2-см эксплуатационная колонна.

С падением давления в залежи уменьшаются дебиты газовых скважин, меняются условия бурения, а также изменяются конструкции пробуренных на поздних этапах эксплуатационных скважин.

В процессе эксплуатации скважины необходимо осуществлять регулярное наблюдение за состоянием ствола и устья, в том числе за возможными вибрациями башмака НКТ, деформациями колонн, и контроль за межколонным давлением. Для регистрации межколонного давления колонная головка оборудуется специальным патрубком с вентилем и манометром. При возрастании межколонного давления следует принять соответствующие меры по его ликвидации вплоть до глушения скважины для ее ремонта.

При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите среды обитания. Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должна удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола, устья и забоя. Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять; 1) защиту скважины от открытого фонтанирования; 2) освоение, исследование и остановку скважины без залавки ее жидкостью; 3) воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине; 4) эксплута-цию скважины на установленном технологическом режиме;

166

5) замену насосно-компрессорных (фонтанных) труб (НКТ) без задавки скважины жидкостью. Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рис. 3.10.

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитель (пакер); колонна насосно-компрессорных труб; ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок; аварийный, срезной клапан; разъединитель колонны НКТ; хвостовик. Дополнительное рабочее оборудование для работы с клапанами-отсе-кателями включает: посадочный инструмент, ловители, шар с седлом для посадки 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.

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 (H2S, C02, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа.

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.

Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на НКТ и устанавливается обычно выше пакера.

Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства и НКТ, обработки скважины различными химическими реагентами и т.д. Клапан устанавливается в НКТ во время их спуска в скважину и извлекается вместе с ними.

Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидра-тообразования. Клапан устанавливается в НКТ во время их спуска и извлекается вместе с ними (КИМ-89В-350К).

167

Устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца НКТ при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ.

Аварийный срезной клапан КАС168-140 предназначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан типа КЦ при помощи проволочного приспособления. Устанавливается с НКТ, входит в состав комплекта скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа (КО219/168-140).

Скважинное предохранительное оборудование газовых скважин состоит из двух отдельных узлов: разобщителя (па-кера); собственно клапана-отсекателя. К пакерам, применяемым вместе с забойными клапанами-отсекателями, предъявляются высокие требования: безотказность в работе; надежность разобщения пласта от затрубного пространства; возможность установки на любой заданной глубине; малое время для соединения с колонной НКТ; простота конструкции, минимально возможные основные размеры и металлоемкость; устойчивость к агрессивным средам при высоких давлениях и температурах.

На рис. 3.11 дана схема пакера типа HRP-1 фирмы “Камко" (США). Он имеет корпус, состоящий из верхней 8 и нижней 38 труб, соединенных между собой. Верхний и нижний концы корпуса заканчиваются переводниками 1 и 45. На наружной поверхности верхней трубы размещен уплотнительный элемент в сборе. Он состоит из резиновых манжет 17 и 18, фигурных колец 16, гильзы 19, упора 14 и сдвигающегося кольца 21. На наружной поверхности нижней трубы корпуса смонтирован шлипсовый узел, состоящий из упора 42 с втулкой 43, шлипсов 39 и толкателя 37. Между уплотнительным элементом и шлипсовым узлом имеется камера А, которую образует цилиндр 29 и соединенный с ним толкатель 37, поршень 27 со стаканом 34, связанным через втулку храпового механизма 26 кольцом 21 с корпусом пакера. В нее нагнетается жидкость при установке пакера в скважине. Для удержания пакера в рабочем (уплотненном и заякоренном) состоянии поршень 27 и цилиндр 29 снабжены храповыми механизмами 32 и 23, состоящими из четырех секторов и двух пружинных колец 22 и 31 каждый.

168

Рис. 3.11. Разобщитель (пакер) HRP-1 фирмы “Камко” (США)

Рис. 3.12. Пусковая пробка РЕ-500

Для освобождения пакера от обсадной колонны перед извлечением его из скважины предусмотрен механизм распаке-ровки, состоящий из разгрузочной муфты 7 с наружной и внутренней левыми резьбами. Внутренней резьбой разгрузочная муфта соединяется с верхним концом корпуса пакера, а наружной - через разгрузочный упор 9 и втулку 2 с колонной НКТ. Кроме того, разгрузочная муфта через корпус подшипника 12 соединена с упорным кольцом 33 уплотнительно-го элемента. Для облегчения вращения колонны НКТ при распакеровке служат подшипники 11, а для предотвращения проворачивания корпуса пакера при этом — пружины 40, прикрепленные к шлипсам винтами 41. В местах возможных утечек и перетоков жидкости в пакере установлены уплотни-тельные резиновые кольца 4, 10, 13, 15, 30, а резиновые соединения закреплены винтами 3, 25, 28, 36, 44. Для удержания подвижных деталей в статическом положении при спуске пакера в скважину, а также для предварительной опрессовки его (4 МПа) служат штифты 20 во втулке 24 и кольцо 35.

После достижения пакером места посадки в скважине в НКТ бросается шар 2 (рис. 3.12), который садится на седло 3 пусковой стационарной пробки РЕ-500, удерживаемое в корпусе клапана 1 на срезных тарированных штифтах 5 на нижнем конце пакера. Седло уплотнено в корпусе резиновым кольцом 4.

В колонну НКТ под давлением нагнетают жидкость. Жидкость через отверстие в корпусе пакера поступает в камеру A (см. рис. 3.11). Под действием усилия, возникающего под давлением жидкости в камере, штифты 20 срезаются, поршень 27 и толкатель 37 перемещаются в противоположные стороны. При движении поршня 27 вверх усилие от него че-

170

рез втулку храпового механизма 26 передается на сдвигающееся кольцо 21. При этом резиновые манжеты 17, 18 деформируются и разобщают зоны затрубного пространства, расположенные выше и ниже пакера. При движении толкателя 37 вниз пелипсы 39 выдвигаются наружу, чем достигается заяко-ривание пакера в обсадной колонне. Когда давление в колонне НКТ достигает 23-27 МПа, срезные тарированные штифты ‡ разрушаются и шар с седлом падают на забой, а храповые механизмы 23 и 32 фиксируют пакер в уплотненном и заякоренном состоянии в обсадной колонне.

Для освобождения пакера от обсадной колонны колонну НКТ вращают по часовой стрелке на 15 оборотов, одновре-менно поднимая ее. При этом прежде всего от приложенного момента вращения срезаются штифты 5, затем при первых четырех оборотах разгрузочный упор 9 сворачивается с разгрузочной муфты 7 до упора вращающейся муфтой 6. При этом отверстие во втулке 2 оказывается выше конца верхней трубы 8 и центральный канал пакера сообщается с затруб-ным пространством. Через него закачкой жидкости в затруб-ное пространство промывается надпакерная зона затрубного пространства от возможных накоплений механических примесей перед срывом пакера с места установки. При дальнейшем повороте разгрузочная муфта 7 сворачивается с верхней трубы 8, которая последовательно перемещает за собой вверх корпус подшипника 12, упор подшипника 14, гильзу 19, сдвигающееся кольцо 21, втулку храпового механизма 26, поршень 27.

Поршень увлекает за собой цилиндр 29 и толкатель 37, при этом как уплотнительные элементы 17 и 18, так и пелипсы 39 освобождаются от торцевых упоров и принимают первоначальные диаметральные размеры. В этом состоянии пакер можно извлечь из скажины.

Во ВНИИГазе производится гидравлический пакер типа ПГ (ПГ-118-50 и ПГ-140-50), технической особенностью которого является использование патентованной системы с запорным храповым механизмом и сдвоенными плунжерами. Такое конструктивное решение впервые дает возможность осуществить посадку и извлечение пакера гидравлическим способом без вращения или осевого перемещения колонны НКТ в месте установки пакера, что позволяет спускать в скважину одновременно два или более пакера.

Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанирование при повреждении или разрушении устьевого оборудования и колонны НКТ выше места установки забой-

171

Рис. 3.13. Забойный прямоточный клапан-отсекатель ОЗП-73

ного клапана-отсекателя. Они служат автоматическим запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме колонны НКТ из скважины без залавки жидкостью.

На рис. 3.13 дана схема клапана-отсекателя типа ОЗП-73. Забойный прямоточный от-секатель (ОЗП) состоит из корпуса 6, к нижнему концу которого присоединен клапанный узел, имеющий седло 10, заслонку 14, пружину 12, ось 13 и кожух 15. К верхнему концу кожуха присоединен переводник 1, имеющий упор ‡. В центральном канале устройства помещен подвижный патрубок 4 со сменным штуцером 11. Подвижный патрубок 4 имеет наружную проточку. Между подвижным патрубком 4 и корпусом 6 уста-1 новлено фиксирующее устройство, состоящее из пружины 5, цанги 7 и регулировоч-; ной гайки 3. Лепестки в цанге вазаимодейст-, вуют с проточкой подвижного патрубка 4 и кольцевым выступом ‚ корпуса 6. Кольца 2, 8 и 9 уплотняют поверхности сопрягаемых деталей. Устройство работает следующим образом. Перед спуском отсекателя в скважину, исходя из рассчитанного дебита, устанавливают сменный штуцер 11 и гайкой 3 регулируют пружину 5 на определенное усилие. К переводнику 1 присоединяют уравнительный клапан и замок; сборку спускают в скважину и устанавливают в ниппеле.

Во время нормальной работы скважины газ или жидкость из пласта, проходя через центральный клапан устройства, поднимаются на поверхность по колонне НКТ. При прохож-дении газа через штуцер 11 создается перепад давлений, усилие от которого перемещает штуцер 11с подвижным патрубком 4 в крайнее верхнее положение, но усилие пружины 5 фиксируемого устройства препятствует этому, в результате заслонка 14 остается открытой. Увеличение расхода газа через штуцер приводит к возрастанию перепада давлений на нем. Когда усилие, вызванное перепадом давлений, превысит усилие пружины 5, подвижный патрубок 4, отжимая пружи-

172

ну, начнет перемещаться вверх. После перемещения подвижного патрубка на 3 —5 мм цанга 7 отходит от выступа ‚ корпуса 6 и, выходя из взаимодействия с проточкой, освобождает подвижный патрубок 4 от действия пружины 5. Подвижный патрубок мгновенно перемещается до упора ‡ переводника 1. В этот момент под действием пружины 12 заслонка 14 перекрывает центральный канал устройства.

Клапан-отсекатель открывается следующим образом. В НКТ на скребковой проволоке спускают уравнительную штангу, которая открывает уравнительный клапан. При этом нижний конец ее упирается в подвижный патрубок 4. После выравнивания давлений над и под заслонкой 14 подвижный патрубок 4 со сменным штуцером 11 под действием веса уравнительной штанги перемещается в крайнее нижнее положение. В результате заслонка устанавливается в положение ”открыто”. Лепестки цанги 7, взаимодействуя с кольцевым выступом корпуса 6 и проточкой · подвижного патрубка 4, фиксируют последний в рабочем положении.

Клапан-отсекатель ОЗП-73 имеет следующие преимущества: 1) седло и заслонка клапана находятся вне действия потока газа, не подвергаются абразивному износу; 2) отсутствует мертвая зона, влияющая на надежность работы отсекателя в скважинах, имеющих в потоке газа твердые взвеси; 3) небольшая длина отсекателя, благодаря тому что пружина фиксирующего устройства при наличии цанги имеет жесткую характеристику; 4) четкость срабатывания на закрытие, так как пружина сжимается только на 3 — 5 мм и перестает действовать на подвижную трубу, тогда как в других конструкциях усилие пружины постоянно воздействует на подвижный элемент устройства.

Саратовский филиал СКВ “Росгазавтоматика” разработал конструкцию клапана-отсекателя К-168-140, входящего в комплект скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа (К-219/168-140).

Пластовые газы многих газоконденсатных месторождений содержат коррозионные компоненты: сероводород, углекислый газ, кислоты жирного ряда (муравьиную, пропионовую, щавелевую, масляную). Так, например, пластовый газ Астраханского месторождения имеет следующий состав (% по объему): сероводород 26,5, углекислый газ 11; месторождения Урта-Булак - 5,35 и 3,15; Оренбургского - 1,3-5 и 0,5-1,75.

Коррозионные компоненты при наличии пластовой минерализованной или конденсационной воды, высоких давлений

173

Рис. 3.14. Схема компоновки подземного

оборудования скважин на Оренбургском газо-

конденсатном месторождении:

1 — хвостовик диаметром 127 или 114 мм и длиной 100- 380 м; 2 - пакерное устройство с минимальным диаметром проходного сечения 57 мм; 3 — клапан-отсекатель с проходным сечением 33,4 мм; 4 - циркуляционный клапан типа “скользящая втулка” с внутренним диаметром 73 мм; 5 — НКТ диаметром 127 или 114 мм

и температур вызывают интенсивную коррозию металлических обсадных колонн НКТГ оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования промыслов. При большом содержании сероводорода в газе невозможно использовать обычные скважинные приборы для измерения давления и температур, проводить геофизические работы в скважинах. Наибольшей коррозии подвергаются тройники, крестовины, катушки, уп-лотнительные кольца фланцевых соединений, задвижки фонтанной арматуры. Интенсивность коррозии элементов оборудования устья скважин изменяется от 0,1 до 4 мм/год.

Срок службы НКТ до обрыва в верхней части и падения на забой скважины на месторождениях Краснодарского края составляет 1 —18мес, нарушение герметичности задвижек фонтанной арматуры происходит в течение 1 -2 мес, фланцевых соединений - в течение 4-6 мес.

На рис. 3.14 изображена схема компоновки скважинного оборудования на Оренбургском газоконденсатном месторождении. В добывающие скважины спускается скважинное оборудование фирмы “Камко” (США), включающее: хвостовик диаметром 127 или 114 мм, длиной 100 —380 м, предназначенный для улучшения условий освоения и эксплуатации вскрытой продуктивной толщины пласта; пакерное устройство с диаметром проходного сечения 57 мм для разобщения затруб-ного пространства от внутренней полости НКТ с целью предохранения эксплуатационной колонны от воздействия кор-розионно-активных компонентов в добываемом газе; клапан-отсекатель с диаметром проходного сечения 33,4 мм в пакерном устройстве для предотвращения чрезмерного увеличения дебита скважины; циркуляционный клапан с

174

внутренним диаметром 73 мм типа “скользящая втулка" для сообщения трубного пространства с затрубным; НКТ диамет-ром 127 или 114 мм.

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 метал-лического оборудования скважины 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 защиты от коррозии внешней поверхности хвостовика, направленного воздействия соляной кислотой на карбонатные породы открытого забоя скважины, получения более точных данных при геофизических исследованиях скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении усложнили конструкцию хвостовика, изменили узел разобщения при-забойной зоны пласта от затрубного пространства.

Хвостовики скв. 196, 743, 775 оборудовали подпакерным циркуляционным клапаном, струйными клапанами, ниппелем для установки скважинной пробки.

Для проведения дебитометрии, поинтервального замера пластовых давлений, отбора проб в колонне обсадных труб в призабойной зоне скважины в ТюменНИИгипрогаз разработали конструкцию подвижного хвостовика. В процессе эксплуатации скважины хвостовик находится в крайнем нижнем положении. Продукция скважины движется через хвостовик и НКТ на устье. При проведении исследования в процессе работы скважины в нее через лубрикатор на каротажном кабеле или канате спускается специальное подъемное устройство, которое зацепляет хвостовик в нижней его части. Хвостовик поднимается вверх, при этом на поверхности следят за нагрузкой по индикатору массы. Захватывающее устройство поднимается на поверхность. В освобожденной от хвостовика зоне перфорации проводят указанные исследования. После этого хвостовик с помощью специального устройства вновь опускают вниз в рабочее положение.

Для предотвращения растепления многолетнемерзлых пород на месторождениях Севера используются двухстенные трубы с высокоэффективной теплоизоляцией между ними.

175

ВНИИГаз разработал насосно-компрессорные теплоизолированные трубы модели ЛТТ-168х73, состоящей из внешней несущей трубы 168 х 11Д и внутренней трубы 73 х 5,5А- Между стенками труб диаметрами 168 и 73 мм может помещаться теплоизоляция любого типа с коэффициентами теплопроводности до 0,01163 Вт/(м-К). Трубы ЛТТ-168 х 73 использованы в конструкции скв. ПО Южно-Соленинского месторождения.

Определение диаметра и глубины спуска НКТ

Колонну НКТ спускают в скважину для: 1) предохранения эксплуатационной обсадной колонны от абразивного воздействия твердых взвесей и коррозионных агентов (H2S, C02, кислот жирного ряда - муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной и др.), содержащихся в потоке газа; 2) контроля за условиями отбора газа на забое скважины; 3) создания необходимой скорости движения потока газа для выноса на поверхность твердых взвесей и жидкости с забоя скважины; 4) равномерной выработки газонасыщенных пластов большой толщины по всему вскрытому интервалу; 5) проведения ремонтных работ и интенсификации притока газа из пласта в скважину.

Определение внутреннего диаметра НКТ. При работе газовых скважин газовый поток, как правило, несет некоторое количество твердых и жидких частиц. Вертикальное движение частиц в восходящем газовом потоке наблюдается в стволе скважины и сепараторах.

Рассматривая вертикальное движение частицы, введем предположение, что она несжимаема; влиянием стенок трубы на частицу и взаимодействием между частицами пренебрегаем. Направим ось х вертикально вниз. Тогда уравнение движения для частицы будет

тч = — = (тч - тТ)д ± F cos(x, F), (3.13)

dt

где шч — масса частицы; шг — масса газа в объеме частицы; w — относительная скорость частицы; д — ускорение свободного падения; F — сила сопротивления.

В общем случае вертикального движения частиц возможны следующие три случая.

1. Среда, где происходит движение частиц, является неподвижной. Тогда силой, двигающей частицы, будет только сила тяжести. При этом скорость частицы будет возрастать с увеличением размера и удельного веса частиц, уменьшением

176

плотности и вязкости среды. Вязкость газовой среды влияет только на скорость движения мелких частиц.

2. Поток газа движется вверх. В этом случае движутся и среда, и частицы. Если рассматривается движение частиц относительно потока газа, то скорость потока газа во внимание не принимается. При осаждении частиц важно знать скорость их движения относительно стенок сепараторов, так как этим определяется эффективность отделения. Частицы будут уноситься потоком газа, если w < v (w — скорость движения частиц относительно газового потока; v — скорость газа). В этом случае частицы будут двигаться вверх со скоростью w4 = — (w — v). Когда w = v, т.е. w4 = 0, частицы находятся в газовом потоке во взвешенном состоянии. Падение частиц осуществляется, когда w > v, при этом скорость падения w4 = w — v.

3. Поток газа движется вниз. Здесь частицы будут падать только вниз, притом с большей скоростью, чем при спокойном падении. В этом случае скорость падения частиц w4 = = w + v [4].

Сила сопротивления всегда противоположно направлена движению частицы, следовательно,

cos(x, AF) = ± 1; (3.14)

при движении частиц вниз, когда w > 0, имеем cos(x, AF) = = — 1 и при движении вверх, когда w < 0, имеем cos (х, "F) = +1 [4].

В общем виде сила сопротивления выражается уравнением

F=^f^BjLi (3.15)

где гр - коэффициент сопротивления, который зависит от числа Re и формы частицы; / — миделево сечение частицы; рГ — плотность среды.

В зависимости от характера обтекания частицы в уравнении (3.15) изменяется коэффициент сопротивления от линейного до квадратичного режимов.

В общем виде закон сопротивления с учетом сил трения и сил инерции в безразмерной форме представим в следующем виде:

гр= —+ р, (3.16)

Re

где аир — постоянные.

Эта формула применима при любых значениях числа Рей-нольдса. При малых числах Re, когда имеется ламинарное обтекание частицы, формула (3.16) превращается в закон Сто-

177

кса. Наоборот, при высоких числах Re величина (3 значительно больше a/Re, и формула (3.16) превращается в закон Ньютона.

На рис. 3.15 приведено сравнение с экспериментальными данными формулы (3.16) аая шара, когда a = 24 и (3 = 0,44. Наибольшие отклонения по формуле (3.16) получаются в переходной области, для линейного и квадратичного законов сопротивления наблюдается относительно небольшое отклонение от фактического сопротивления. Учитывая же приближенность расчетов движения частиц, которые на практике проводятся для оценки их скорости, считаем, что формула (3.16) вполне приемлема.

При рассмотрении неустановившегося движения частиц коэффициент сопротивления является переменным и в общем случае может изменяться от линейного до квадратичес-кого режима. Поэтому при рассмотрении этой задачи выражение коэффициента сопротивления формулой (3.16) является наиболее удобным и обоснованным.

Установившееся движение частицы характеризуется равенством силы тяжести силе сопротивления. Подставляя в уравнение (3.13) силу сопротивления, выраженную формулами (3.15) и (3.16), после некоторых преобразований получаем

(Рч ~Рг)<7 3№ w 3PrP w 2 = Q

4рч 4p4d^ Фг^ч

откуда скорость движения частицы

178

Рис. 3.15. Зависимость гр от Re для частиц шарообразной формы:

1 — экспериментальная кривая* 2 — кривая по формуле (3.16)

w

1

I [la \ 4gd{p4 - pr) |ia

{2d4p4pJ 3pr|3 2d4pr|3 '

(3.17)

диаметр частицы; рч

где ц — вязкость газа; d4 ность частицы.

Скорость по формуле (3.17) может быть найдена для любой формы частиц на всем диапазоне изменения Re.

Для шарообразных частиц формула (3.17) примет вид

1

127,3\х) ^3,03d4(p4 -рт)д 27,3ц { d4pr }

Рг d4Pr

Для круглых пластинок при a = 20,4 и р = 1,12

W

1

f 9,11ц^ 1,19d4(p4-pr)gr 9,11ц

[d4pTj pr

d4Pr

(3.18)

(3.19)

Таким образом, формула (3.17) применима для любой формы частиц и характеризует установившееся движение частиц на всем диапазоне изменения режимов, начиная от линейного до квадратичного. Формулы (3.18) и (3.19), справедливые для шаров и пластинок, охватывают крайние случаи изменения формы частиц.

Переходя к рассмотрению неустановившегося движения частицы, отметим, что коэффициент сопротивления является также неустановившимся.

Из уравнений (3.13) (3.15) и (3.16) после некоторых преобразований получим

dw (p„ -pr)ff ( а Л Зргж2 ------ = —--------^-----------------h р ----^------.

dt p [Re ) 4p4d4

Обозначая

получаем

4рч^

Рч

; ь

3|ia 4p4d4

с = (Рч - Pr)g Рч

dw dt

с - bw -aw7

(3.20)

Разделив переменные, проинтегрируем уравнение (3.20). При условии Ъ2 + Аас > 0 и принимая начальные условия при

t = t0 = 0; w = w0, имеем

179

w




w0 w0
b - Vb2 + 4ac
+-----------------
2a e
b + л/Ь2 + 4ac
+----------------------
2a

b

w =
ь + ib2 +
In
Aac
-Wb 2 + 4ac
-Л2 +
2a
4a с

1-
ь-ib2
wn +-------------
2a
b + Vb2 + 4ac
Wn + ----------------------
2a
+ 4ac

-Wb 2 + 4ac

(3.21)

Подставляя в формулу (3.21) значения а, Ъ и с, получаем окончательное выражение для определения скорости при неустановившемся движении частиц любой формы на всем диапазоне изменения Re, начиная со Стокса до Ньютона. Когда t = °°г уравнение (3.21) превращается в уравнение (3.17).

Приведенные соображения о неустановившемся движении частиц позволяют более детально представить условия движения частиц в восходящем газовом потоке. Теоретически время достижения конечной скорости частицы равно бесконечности, но практически оно достигается уже через несколько секунд или даже при небольших размерах частиц через доли секунд. Период неустановившегося движения частиц увеличивается при увеличении диаметра и плотности частиц и уменьшении плотности и вязкости среды. При этом чем больше значение конечной скорости, тем больше времени требуется для ее достижения.

Выведенный общий закон для скорости движения частиц позволяет применять его для частиц любой формы на весьма широком интервале изменения Re до 200 000, т.е. для всех практически случаев, связанных с движением жидких и твердых частиц при эксплуатации газовых скважин.

Диаметр колонны НКТ определяется в следующем порядке. Уравнение притока газа к скважине [6] имеет вид

р2 - р2 = aQ (3.22)

или

р2 - р2 = a - foQKp + foQ, (3.23)

где рк, р3 — соответственно пластовое и забойное давление; Q - дебит газа; а, Б - коэффициенты фильтрационного

сопротивления; Q = Q - QKD In —; QKD - критический дебит

Окр

180

газа.

Из (3.22) и (3.23) определим р3, соответствующее принятому значению Q. Далее найдем t3 по формуле t3 = tH - i (рк -- р3) и z3. Затем по формуле (3.17) определим w0 для заданного диаметра частицы d4 и далее — необходимый диаметр D НКТ, принимая некоторый резерв скорости для надежности выноса частицы (w0p = 1,2w0):

D = ^4Qz3poro/(jtp3z0w0p). (3.24)

Обычно рч = 2500 кг/м3, d4 = 0,1 мм, w0 = 1н-3м/с.

При заданных диаметрах колонны НКТ и выносимых частиц породы d4 изменение во времени дебита скважины Q для выноса твердых частиц с забоя скважины определяется методом итераций (последовательных приближений).

При выносе капель жидкости с забоя скважины на поверхность их размер и форма изменяются при изменении температуры и давления. Повышение давления в области проявления прямых процессов конденсации и испарения приводит к увеличению (сохранению) размера капли, возрастание температуры — к уменьшению размера капли в результате испарения жидкости с ее поверхности.

Сохранению размера капли способствует поверхностное натяжение о, уменьшению размера, дроблению капли — скоростной напор. Установлено, что при данной скорости газового потока существует критический, максимальный диаметр капли, зависящий от критерия Вебера.

Расчетная формула для скорости капли критического диаметра имеет вид [7]

^оппп = Ю(45 - 0,0455р3)1/4Рз-1/2- (3-25)

Определим дебит газа, при котором капли жидкости критического диаметра будут выноситься с забоя скважины:

Q . =^w0mm^^i. (3.26)

4 T3p0z3

Подставив это выражение в уравнение притока газа к скважине (3.22) или (3.23), с учетом зависимости z = z(p3, T3) методом последовательных приближений определим р3 для заданного диаметра колонны НКТ и затем n0mm и Qmm-

Методика определения диаметра НКТ, обеспечивающего вынос жидкости с забоя скважины, должна быть основана на теории движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам исходя из условия, что газовые скважины работают с очень большим газовым фактором по сравнению с нефтяны-

181

ми скважинами. При этом частицы породы находятся в жидкости и выносятся вместе с жидкостью. Обычно на практике исходят из условного значения минимально допустимых скоростей газа у башмака НКТ.

При эксплуатации газоконденсатных скважин жидкие углеводороды, выделяясь из газа, создают в НКТ двухфазный поток. При малых скоростях движения смеси в скважине накапливается столб жидкости, создавая дополнительное сопротивление и снижая дебит скважины. В этих условиях газо-конденсатная скважина должна работать с превышением минимального дебита, обеспечивающего вынос конденсата на поверхность. Этот дебит определяется по эмпирической формуле

Q = 115,5D25 J-^-, (3.27)

\ mTz2

где Q - минимальный суточный дебит; D - диаметр НКТ; р3 — забойное давление; Г — температура на забое; та — молекулярная масса газа.

Рассмотрим методику определения диаметра НКТ по условиям обеспечения заданных потерь давления в стволе скважины.

По результатам газодинамических исследований скважин известны значения энергосберегающего и максимально допустимого дебитов с точки зрения недопущения разрушения пласта, обводнения скважин или других причин и соответствующие этим дебитам давления на забое р3, а также реальные значения коэффициентов гидравлического сопротивления при движении смеси газа и жидкости. При заданных давлениях на забое р3 и устье ру и известном дебите Q диаметр фонтанных труб

D 5 = 133-w~2x02z2cpT^{e2s-1)

Pi-Pys

Если значение диаметра, полученного по формуле (3.28), больше диаметра, определенного из условия обеспечения выноса твердых и жидких частиц на поверхность, то принимается диаметр, определенный по последнему условию. Если же значение диаметра окажется меньше вычисленного из условия необходимости выноса примесей на поверхность, то его можно увеличить до размеров последнего. При этом потери давления в стволе скважины уменьшаются. Таким образом, определяющим фактором в нахождении диаметра скважины, если существует опасность разрушения пласта или подтягива-

182

ния воды, является необходимость выноса на поверхность жидкости и продуктов разрушения пласта. Если лее дебиты скважины ограничиваются другими факторами, то расчет ведется из условия снижения потерь давления до оптимального значения с технологической и технической точек зрения. При заданном диаметре НКТ потери давления

l,33-10~2rc2pz2pQ2(e2s - 1)

(3.29)

Если значение Арс, определенное по формуле (3.29), окажется выше допустимого, то приходится снижать дебит газов до получения необходимого значения потерь давления. Методика расчета по приведенным формулам аналогична случаю определения забойного давления по давлению динамического столба газа (см. гл. 2). Исходя из выбранного диаметра НКТ определяется диаметр эксплуатационных колонн с учетом возможности спуска в скважину необходимого скважинного оборудования (пакеров, клапанов и др.), обеспечивающих надежность длительной эксплуатации скважин без осложнений и аварий.

После окончания бурения и всех работ, связанных со вскрытием пласта и оборудованием забоя, в скважину спускают НКТ.

При наличии одного продуктивного горизонта в скважину спускается одна колонна НКТ, а при наличии в залежи нескольких прослоев с разными фильтрационными характеристиками или нескольких продуктивных горизонтов и при их раздельной эксплуатации - две или более НКТ. При этом они могут быть спущены концентрично или параллельно с применением разобщителей.

Наличие НКТ в газовой скважине дает возможность облегчить и ускорить процессы освоения после бурения и глушения промывочным раствором или водой перед проведением работ по интенсификации или ремонтных работ, а также осуществить контроль за стволом скважины в определенной степени без спуска глубинных приборов.

При наличии коррозии труб могут устанавливаться протекторные защитные кольца, которые помещаются между НКТ в муфтах.

Глубина спуска НКТ в скважину определяется продуктивной характеристикой пласта (или пластов) и технологическим

183

режимом скважины. Обычно НКТ целесообразно спускать до нижних отверстий перфорации.

Диаметр НКТ определяется в зависимости от ожидаемого максимального рабочего дебита, максимально допустимой рабочей депрессии в стволе скважины (Астах = р3 — рг) и соответствующих скоростей, обеспечивающих вынос твердых и жидких примесей с забоя на поверхность.

Значение Астах определяют в соответствии с требуемым минимально допустимым давлением на устье рг и выбирают в каждом случае соответственно местным условиям.

По мере подъема газа по НКТ скорость его движения возрастает, поэтому минимально допустимая скорость определяется для нижнего сечения НКТ. Если определенная для этого сечения скорость будет обеспечивать вынос жидкости, то, очевидно, она будет достаточной для дальнейшего выноса примесей по НКТ.

Скорость у башмака НКТ

V = Q = 4-0,1013-10 QTz = 052№ м/С| р 3Qj

РРз 86400- 273яГ>2р3 D2p3

где Q — рабочий дебит скважины; F — площадь сечения НКТ, F = %D2/A; D - диаметр НКТ; р3 - забойное давление; Г - забойная температура газа; z - коэффициент сверхсжимаемости газа для условий р3 и Г3. Согласно опытным данным минимальная скорость выноса жидких и твердых частиц с забоя скважины составляет 5- 10 м/с. Принимая v = = 10 м/с, из уравнения (3.30) получаем формулу для диаметра фонтанных труб

D = 0,228 р^-. 'У р3

Фактический диаметр выбирается из стандартных размеров.

Далее для выбранного фактического диаметра НКТ определяется депрессия в стволе скважин:

Ас=Рз- "Нз ^ . es Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину. Положение башмака колонны фонтанных труб в скважине существенно влияет на: 1) отработку продуктивных горизонтов в многопластовом неоднородном по толщине пласта месторождении; 2) высоту образующейся песчано-глинистой проб-

184

Рис. 3.16. Схематический разрез забоя

скважины, вскрывшей неоднородный по

разрезу газонасыщенный пласт:

I-IV - пачки пласта различной толщины h, проницаемости к и пористости т; 1 — жидкостная или песчано-глинистая пробка в скважине; 2 — башмак колонны НКТ; 3, 4 - кровля и подошва пласта соответственно

ки при освоении и эксплуатации скважин; 3) высоту столба жидкости (конденсата и воды) в НКТ и затрубье; 4) очередность обводнения по высоте многопластовых месторождений; 5) сопротивление потоков газа, движущихся сверху вниз и снизу вверх к башмаку колонны НКТ; 6) коэффициенты фильтрационного сопротивления А, В и величину Q .

На рис. 3.16 приведен схематический разрез многопластового месторождения, представленного пачками коллекторов различной толщины h, проницаемости к и пористости т. При добыче газа из пласта он будет отбираться из 7 и частично из 77 пачек, поскольку 777 и IV пачки перекрыты жидкой или песчано-глинистой пробкой. В I и II пачках наблюдается наиболее интенсивное падение давления и наиболее существенное продвижение краевой воды. В крайнем случае I и II пачки могут обводниться, в то время как в нижних пачках запасы газа останутся почти начальными. Для отбора газа из III и IV пачек придется пробурить новые скважины. Очередность выработки и обводнения пачек снизу вверх в этих условиях нарушается, а технико-экономические показатели добычи газа ухудшаются.

Положение башмака колонны НКТ в скважине влияет на высоту образующейся песчано-глинистой пробки при неизменном дебите газа. В качестве примера приведем эмпирическую зависимость высоты песчано-глинистой пробки h (в м) на скважинах месторождения Газли от погружения башмака колонны НКТ относительно интервала перфорации (77 — Ь) в скважине при Q = 860 тыс. м7сут:

h

19,5 - 0,21217,

(3.31)

где 7

(77 — Ь) 100/77, %; 77 — толщина пласта, м; Ь — рас-

185

стояние от нижних отверстий интервала перфорации до башмака колонны НКТ, м.

Из зависимости (3.31) следует, что максимальная высота песчаной пробки iimax = 19,5 м при 1 = 0 (fo = Н) (т.е. когда башмак колонны фонтанных труб находится в кровле пласта) и h = 0 при 1 = 92 % (Ь = 8 % от Н) (т.е. когда башмак колонны НКТ на 8 % от толщины пласта не доходит до нижних отверстий перфорации).

Высоту столба жидкости в затрубном пространстве при эксплуатации скважины по колонне НКТ можно определить из соотношения

0,03415p(L-h)

p3Te ^ +рждп = Рз,

где рзт и р3 — измеряемые давления в затрубном пространстве на устье и забое скважины соответственно; р~ — относительная плотность затрубного газа по воздуху; z, T — средние по глубине скважины соответственно коэффициент сверхсжимаемости затрубного газа и абсолютная температура газа; h — высота столба жидкости в затрубном пространстве.

Высоту столба жидкости в колонне НКТ h1 (в м) можно определить по уравнению Ю.П. Коротаева

40/it + if1D2

где Q - расход газа в рабочих условиях (р3, Q, м3/с; К1 -экспериментальный коэффициент, К1 = 0,5 м/с; D - внутренний диаметр НКТ, м; L — длина колонны НКТ, м.

3.2.4. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН

Оборудование устья скважины предназначается для подачи газа из ствола скважины в газосборник сети, подвески насос-но-компрессорных труб, герметизации и обвязки обсадных колонн, а также для установления, регулирования и поддержания заданного режима скважины.

Устьевое оборудование состоит из колонной головки, трубной головки и елки, штуцеров, манометров, термометров, регулирующих и предохранительных клапанов и т.д. Кроме того, для удобства открытия и закрытия задвижек,

186

смены штуцеров и проведения исследований на устье монтируются специальные мостки.

Колонная головка предназначена для обвязки верхних концов обсадных колонн и кондуктора между собой и герметизации межколонного пространства. Колонные головки выпускаются на рабочее давление 7,5; 12,5; 20,0; 30,0; 35,0; 70,0; 100,0 МПа. Пробное давление обычно составляет 200 % от рабочего, за исключением последних двух, для которых пробное давление составляет 150 %.

На рис. 3.17 дана схема колонной головки на шлипсах. В нижней части расположен широкоопорный пьедестал 1, навернутый до отказа на наружную резьбу обсадной колонны и закрепленный на бетонном фундаменте анкерными болтами. Сверху к пьедесталу прикреплен при помощи фланцевого соединения опорный пьедестал 2, служащий для подвески эксплуатационной колонны. На конусных внутренних ребрах опорного пьедестала установлены шлипсы 3, на которых подвешена и закреплена эксплуатационная колонна. Для гер-

Рис. 3.17. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн:

1 - широкоопорный пьедестал; 2 - опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны; 3 — шлипсы; 4, 7 — нижнее и верхнее кольца; 5 - отводной патрубок; 6 - уплотнение; 8 - нажимная гайка

187

Рис. 3.18. Оборудование устья скважины коестовиковой (t) и тпойниковой

( (арматурой:

1 — сЬланен: 2 — уплотнитель: 3 — бусЬею: 4 — вентиль: 5 — манометю: 6 — задвижка; 7 - крестовина; 8 - тройник; 9 - штуцер; 10 - катушка

метизации межтрубного пространства в опорном пьедестале над шлипсами установлен сальник, состоящий из газонефте-стойкого специального уплотнения 6, зажатого между двумя кольцами 4 и 7 нажимной гайкой 8.

В зависимости от конструкции скважины, числа обсадных колонн для обвязки устья применяют различное оборудование. Распространение получили три схемы обвязки.

По первой схеме обвязывается устье скважин одноколон-

188

ной конструкции для колонн диаметром 114 и 168 мм на рабочее давление 7,5 и 12,5 МПа. Оборудование состоит из фланца диаметром 203 мм, навинчиваемого на резьбу эксплуатационной колонны.

189

На второй схеме - для двухколонной конструкции скважины обвязываются обсадные трубы 273 x168 мм и 299 х 168 мм на рабочее давление 12,5 МПа. Оборудование состоит из колонной головки и деталей обвязки: колонного фланца, металлической прокладки, шпилек, гаек.

По третьей схеме - для трехколонной конструкции скважины обвязываются обсадные трубы 462 х 273 х 168 мм; 426 х 299 х 168 мм на рабочее давление 12,5, 20,0 и 30,0 МПа. Оборудование состоит из колонной головки и деталей обвязки: колонного фланца, шести клиньев диаметром 273 или 299 мм для подвески промежуточной колонны, резинового пакера диаметром 273 или 299 мм и катушки.

Для второй и третьей схем имеются три размера колонны головок на рабочее давление 12,5; 20,0 и 30,0 МПа. Все колонные головки состоят изх корпуса, катушки, четырех клиньев и других деталей.

Конструктивные особенности колонных головок состоят в том, что промежуточные и эксплуатационные колонны подвешиваются на клиньях, что позволяет контролировать давление в межтрубном пространстве; фланцы уплотняются при помощи металлических прокладок из малоуглеродистой стали овального сечения; отдельные элементы конструкции можно опрессовывать на скважине.

На колонную головку устанавливаются трубная головка и елка. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной. Иногда трубная головка вместо нижнего фланца имеет внутреннюю резьбу, с помощью которой она навинчивается непосредственно на обсадную эксплуатационную колонну. Фонтанная елка включает в себя арматуру, устанавливаемую выше верхнего фланца трубной головки. Фонтанная елка предназначена для освоения скважины, контроля и регулирования ее режима и закрытия скважины.

Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа - крестовина, а тройникового типа - тройник. На ней монтируются штуцера, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель. Последний предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе). Запорный элемент клапана-отсе-кателя типа К-301 выполнен в виде заслонки. Она удерживается в горизонтальном положении с помощью штока чувст-

190

вительного элемента. При уменьшении давления в трубопроводе шток перемещается, освобождает заслонку, которая и перекрывает поток газа. Клапан-отсекатель открывается вручную после выравнивания давления до и после заслонки.

На рис. 3.18 изображены трубные головки и фонтанные елки крестовикового и тройникового типов. Междутрубные 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 елка крестовикового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании, уравновешена. Применяется в случае, если в потоке газа отсутствуют твердые взвеси, газообразные или жидкие коррозионные агенты, способные вызвать коррозию крестовины и тем самым вывести скважину из эксплуатации. Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний - рабочий, нижний -резервный. Нижний используется только во время ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности), неудобна в обслуживании, неуравновешена. Применяется в особо сложных условиях эксплуатации обычно нефтяных скважин — 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. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин на режимах, при которых выносится песок, недопустима. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок с манометром, показывающим давление на головке скважины (буферное давление).

Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины. Возрастание дебита скважины приводит к увеличению диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, диаметра фонтанной арматуры.

Разработан комплекс устьевого оборудования для высоко-дебитных скважин газовых месторождений (3.19), который состоит из: блочной фонтанной арматуры АФБ6-150/ 160 х х210ХЛ с дублирующей дистанционно управляемой стволовой задвижкой 3, автоматическими отсекателями 2 и угло-

191

Рис. 3.19. Комплекс устьевого оборудования для высоколебитных скважин

выми регулирующими дросселями 1 на боковых отводах елки; трубной головки 4, предусматривающей возможность подвески одного ряда насосно-компрессорных труб диаметром 168 мм; манифольда фонтанной арматуры, позволяющего отбирать продукцию по одному из двух или по обоим боковым отводам одновременно и менять штуцерные насадки без остановки скважины; колонной головки ОКК1-210 для обвязки обсадных колонн диаметрами 219 и 324 мм между собой и герметизации межтрубного пространства при помощи самоуплотняющегося уплотнителя. Диаметр условного прохода ствола 150 мм, боковых отводов трубной головки 65 мм, боковых отводов елки 100 мм, температура окружающей и рабочей среды до 213 и 393 К соответственно, давление 21 МПа.

В России Воронежский механический завод в 1992 г. освоил производство оборудования устья скважины, удовлетворяющего мировым стандартам. Фонтанная арматура АФ6В.100/80-70К3 может работать при давлении газа до 70 МПа, при температуре окружающей среды от -60 до +43 "С, при объемном содержании сероводорода и диоксида углерода до 25 % каждого.

При эксплуатации газовой скважины необходимо, чтобы все задвижки елки были полностью открыты, за исключением задвижек на запасной выкидной струне. Это вызвано тем, что если в струе газа имеются твердые примеси, то при не полностью открытых задвижках могут разъедаться клинкеты. В случае выхода из строя коренной задвижки смена ее требует глушения скважины. Коренная задвижка должна быть открыта полностью как при эксплуатации, так и при временной остановке скважины. Для других задвижек устанавливается следующий порядок открытия и закрытия их на елке. При пуске скважины в эксплуатацию открывают коренную задвижку, далее открывают задвижку, ближайшую к крестовине, затем к отводу. При остановке скважины следует закрыть задвижки в обратном порядке. При сборке фонтанной арматуры на устье должно быть обращено внимание на тщательность крепления всех соединений и в особенности трубной головки, так как в случае ее ремонта или смены необходимо глушение скважины. Кроме того, неисправность фонтанной арматуры может служить причиной аварий, а несвоевременное устранение дефекта может привести к открытому фонтанированию скважины. На фонтанной арматуре устанавливаются два манометра: один на буфере для измерения рабочего и статического давлений в скважине, а дру-

193

гой — на одном из отводов крестовины трубной головки для измерения давления затрубного пространства. Фонтанная елка оборудуется штуцерами, термометрами, обратным клапаном, установкой для ввода метанола и пр.

Для регулирования дебита газа и давления при эксплуатации газовых скважин применяются штуцера. Конструктивно они подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Нерегулируемые штуцера просты по конструкции и обычно в промысловых условиях изготавливаются из стальной болванки круглого сечения, диаметр отверстия которой находится в прямой зависимости от рабочего дебита скважины и колеблется в пределах от 3 до 25 мм и выше. Кроме указанной выше конструкции штуцера на газовых промыслах применялись дисковые штуцера.

В связи с широким распространением групповой системы сбора газа местоположение штуцера ввода метанола с елки переносится на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). В этом случае облегчается наблюдение за штуцерами одновременно нескольких скважин. При продувке скважины выкид соединяется с манифольдом длиной 20 м и более, прочно укрепленным в земле “мертвяками”. При продувке газ подается на факел.

3.3. ОДНОВРЕМЕННАЯ РАЗДЕЛЬНАЯ

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДВУХ ГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ

ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ

Многие газовые и газоконденсатные месторождения — много- или однопластовые большой толщины с разной проницаемостью по вертикали. Разработка и эксплуатация таких месторождений возможны двумя методами. При первом методе каждый газовый пласт эксплуатируется самостоятельными сетками скважин, при втором — одновременно, но раздельно два или три пласта одной скважиной.

Сущность одновременной раздельной эксплуатации двух газовых пластов одной скважиной заключается в том, что выбранные для этой цели пласты разобщаются между собой в обсадной колонне при помощи разобщителя (пакера) и последующей их эксплуатации по отдельным лифтам без смешения продукции. Использование этого метода позволяет уменьшить капиталовложения в скважины. Это особенно ра-

194

ционально там, где бурение скважин сравнительно затруднено и требует больших затрат.

В США чаще всего одновременную раздельную эксплуатацию (ОРЭ) применяют для двух или трех горизонтов, но при необходимости и для пяти, шести или далее восьми горизонтов одной скважиной.

Метод ОРЭ двух пластов одной скважиной начал применяться с 1949 г. на Елшано-Курдюмском газовом месторождении и получил распространение на Оренбургском и других месторождениях.

Метод одновременной раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной имеет следующие технико-экономические преимущества: уменьшается общее число добывающих скважин для разработки двух пластов; сокращается общая протяженность промысловых газосборных трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсат-ных залежей; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и поверхностное оборудование; сокращается численность обслуживающего персонала.

3.3.1. ВЫБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИН ПРИ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Выбор объектов для ОРЭ двух пластов одной скважиной зависит от состава пластовых газов, разности давлений и температур газа в пластах, расстояния по вертикали между пластами, режима эксплуатации пластов. Объединение возможно, если составы пластовых газов однотипны, разность давлений и температур невелика, расстояние между пластами не меньше 10 м, одинаковы режимы эксплуатации залежей.

Метод ОРЭ двух пластов одной скважиной затрудняет исследование пластов в этих скважинах, воздействие на приза-бойную зону с целью увеличения дебитов пластов, ремонтные работы в скважине, а также требует увеличения числа наблюдательных скважин и скважин для регулирования систем разработки пластов.

Одновременная раздельная эксплуатация целесообразна и для одной залежи, в разрезе которой встречаются как высоко-, так и низкопроницаемые прослои, и поэтому возникает необходимость в эксплуатации их с различными депрессиями и регулировании равномерного продвижения пластовой воды для повышения газо- и конденсатоотдачи. Для этой цели пласты выбирают с таким расчетом, чтобы они между собой были разделены пачкой непроницаемых пород достаточной

195

толщины и чтобы в процессе эксплуатации не получить перетока газа из нижнего пласта в верхний с более низким давлением. Когда для установки разобщителя выбрана скважина, эксплуатирующая один пласт, второй газовый пласт выбирают с таким расчетом, чтобы для его вскрытия потребовалась перфорация одной обсадной колонны. Перед установкой разобщителя скважина глушится промывочной жидкостью при помощи заливочного агрегата путем закачки жидкости в за-трубное пространство. Давление на выкиде насоса во время глушения скважины должно быть выше давления в затрубном пространстве. Для успешного проведения работ по глушению необходимо иметь промывочную жидкость в количестве не менее двух объемов скважины. Чтобы при глушении скважины не создавать высокого давления на выкиде насоса и в затрубном пространстве, необходимо, чтобы задвижки на елке фонтанной арматуры были открыты и газ выпускался в атмосферу через штуцер. Жидкость закачивают пока до заполнения всего объема скважины, и через НКТ вместо газа будет поступать жидкость. Глушение скважин, эксплуатируемых без НКТ, весьма затруднено. В этом случае жидкость закачивают без выпуска газа в атмосферу, что приводит к значительному повышению давления на выкиде насоса и устье. Увеличение давления будет наблюдаться до тех пор, пока жидкость частично не заполнит ствол скважины; после этого давление постепенно снижается. Когда давление на устье упадет до нуля, задвижку на елке арматуры открывают полностью и продолжают закачку жидкости до заполнения ствола скважины до устья и дальнейшего перелива жидкости из скважины. При глушении скважины принимают меры, предупреждающие засорение работающих интервалов пласта. Например, используются меловые растворы и т.п.

Если скважина глушится промывочным раствором и в намеченном интервале перфорации образовался осадок, то НКТ после глушения приподнимают с таким расчетом, чтобы башмак их находился выше предполагаемого нижнего интервала перфорации на 5 - 8 м. Затем скважины промывают промывочным раствором, обеспечивая противодавление на забой, превосходящее давление в пласте. При этих условиях перфоратор беспрепятственно доходит до заданной глубины и исключается возможность газового выброса из скважины при спуске разобщителя. После окончания работ по перфорации, как правило, необходимо этот интервал несколько раз проработать грушеобразным фрезом-шаблоном для очистки внутренней части эксплуатационной колонны от оставшихся по-

196

еле прострела пуль и заусенцев. Диаметр фреза-шаблона берется на 4 — 5 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны скважины. Фрез-шаблон спускают на НКТ на 5 — 8 м ниже предполагаемой глубины установки разобщителя. Скорость спуска и подъема шаблона должна быть вдвое меньше обычной скорости спуска НКТ. Фрез-шаблон должен двигаться в обсадной колонне под действием собственного веса.

Как при перфорации, так и при проверке ствола скважины шаблоном при спуске разобщителя устье ее должно быть оборудовано противовыбросной арматурой (превентором) во избежание открытого фонтанирования. Если скважина после перфорации долгое время простаивала, то для удаления осадка от промывочного раствора ее следует промыть со спуском НКТ до нижних перфорационных отверстий.

3.3.2. ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Для разобщения пластов в скважине при их ОРЭ применяют разобщители, разобщающие межтрубное кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ. Пакер устанавливают ниже верхнего газоносного пласта и закрепляют внизу колонны НКТ. Из верхнего пласта газ отбирают по межтрубному пространству, из нижнего — по НКТ.

Разобщитель является основным элементом оборудования, обеспечивающим осуществление одновременной раздельной эксплуатации. На практике применяются различные конструкции разобщителей.

Разобщитель должен удовлетворять следующим требованиям: соединяться с НКТ; обеспечивать беспрепятственный спуск его в скважину; обеспечивать герметичность при установке в заданном месте затрубного пространства; посадка его должна управляться с поверхности.

Установка разобщителя в скважине осуществляется одним из следующих методов: многократным вращением колонны труб вправо; плавным поворотом колонны труб влево на один оборот (дальнейшее вращение может вызвать развинчивание труб в муфтовых соединениях); натяжением или поднятием труб на определенную длину; допуском труб и приложением их веса к разобщителю; путем создания гидравлического давления внутри колонны труб.

197

Для этого в разобщителях некоторых конструкций для поддержания давления устанавливается седло и в трубы бросается пробка или шарик. Кроме того, съемные разобщители используются также при цементаже скважин, гидравлическом разрыве пласта, обработке призабойной зоны. По окончании операции такой разобщитель снимается или разбуривается.

Конструкции разобщителей весьма разнообразны, однако общими узлами почти для всех них являются: уплотняющий элемент, циркуляционные клапаны, фрикционные пружины, освобождающее устройство.

В разобщителях уплотнение обеспечивается полым резиновым цилиндром-манжетой. При продольном сжатии манжета увеличивается в диаметре и плотно прижимается к обсадной колонне и обеспечивает герметичность.

В ряде конструкций разобщителей используется несколько уплотняющих элементов, изготовленных из резины различной прочности. Это обеспечивает большой уплотняющий эффект с меньшими давлением или деформацией, чем в одно-манжетном разобщителе. Например, в разобщителе с тремя манжетами твердость верхней и нижней манжет обычно более высокая, чем твердость средней. При спуске в скважину крайние манжеты будут подвержены большему износу, чем средняя манжета, обеспечивающая наибольшее уплотнение.

Шлипсы состоят из трех-четырех сегментов с зубчатой поверхностью и удерживают разобщитель в обсадной колонне во время приложения нагрузки к резиновой манжете. Зубчатая поверхность шлипсов прижимается к обсадной колонне с помощью конуса. Некоторые разобщители имеют два ряда шлипсов, работающих в противоположных направлениях. Такое расположение шлипсов не позволяет разобщителю передвигаться как вниз, так и вверх.

Циркуляционные клапаны необходимы для обеспечения циркуляции глинистого раствора из затрубного пространства и выравнивания давления перед срывом пакера; с помощью циркуляционных клапанов также обеспечивается циркуляция жидкости при цементаже, гидравлическом разрыве пласта, промывке или испытании скважины.

Циркуляционный клапан располагается над уплотняющим элементом, и открывается движение НКТ или бурильных труб. С открытием клапана затрубное пространство сообщается с НКТ или бурильными трубами.

Для ОРЭ двух пластов одной скважиной на глубине 2000-3000 м и более разработана установка ГУЭ2ГП, обеспечиваю-

198

Рис. 3.20. Скважинная

установка для эксплуатации двух газовых пластов одной скважиной ГУЭ2ГП:

размещения ГУЭ2ГП в скважине; б — переключающее устройство установки (ГПУВ)

а

схема

щая надежное разобщение газовых пластов при больших перепадах давлений и температур, а также независимое регулирование работы каждого пласта. Установка допускает эксплуатацию верхнего пласта по затрубному пространству, нижнего - по НКТ, а при необходимости эксплуатацию обоих пластов по НКТ.

Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов (ГУЭ2ГП) одной скважиной (рис. 3.20) состоит из гидравлического переключающего устройства (ГПУВ) E и шлип-сового пакера e. Переключающее устройство предназначено для разобщения трубного и затрубного надпакерного пространств. Управляется устройство гидравлически при помощи шаров, спускаемых в скважину на проволоке через НКТ. Устройство состоит из корпуса 5, в верхний конец которого ввернут сальник 8, а в нижний — переводник 1. Внутри размещен цилиндр 3, который прижат к упорному диску, опирающемуся на торец сальника. В корпусе сальника размещен подвижный поршень 4, который на нижнем конце имеет головку, образованную уплотняющими и упорными кольцами, сжатыми гайками. Длина хода поршня в цилиндре равна 45 мм. Надпоршневое пространство на наружной поверхности цилиндра пазами соединено с трубным пространством ниже седла 2. В корпусе сальника и в верхней части поршня просверлено по шесть отверстий 6 диаметром d = 10 мм. Отверстия по горизонтали совпадают с отверстиями в распорном кольце при крайнем верхнем положении поршня и перекрываются глухим кольцом при нижнем его положении. На корпусе сальника помещен кожух 7, предохраняющий обсадную колонну от прямого воздействия струи при прокачке через НКТ в затрубное пространство. Для сообщения трубного и затрубного надпакерного пространств, т.е. для перевода поршня из нижнего положения в верхнее, через лубрикатор фонтанной арматуры в трубы спускают груз с навинченным на нижнем конце специальным шаром диаметром 38 мм.

После того как шар садится на нижнее седло, над ним создается гидравлическое давление на 6 — 7 МПа выше существовавшего. Это давление, действуя снизу на головку поршня, заставляет его перемещаться в верхнее положение — устройство открыто. Для его закрытия в НКТ спускают груз с шаром диаметром 45 мм до посадки последнего на верхнее седло 9. При создании над шаром давления поршень перемещается в нижнее крайнее положение — устройство закрыто. Благодаря применению в качестве уплотняющих деталей

200

пластмассовых элементов пакер обладает высокой химической и температурной стойкостью.

Разобщители применяют в скважинах, эксплуатирующих только один продуктивный пласт, для обеспечения надежной эксплуатации скважин или если давление на забое скважины превышает допустимое давление для эксплуатационной колонны, а также в случае наличия высококорродирующей среды. Установка разобщителя между эксплуатционной колонной и НКТ предупреждает механическое, эрозионное или коррозионное разрушение эксплуатационной колонны.

3.4. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

3.4.1. ДЕФОРМАЦИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ГАЗОВЫХ

СКВАЖИН

Серьезным фактором, существенно осложняющим эксплуатацию скважин, является деформация их обсадных колонн, в ряде случаев носящая массовый характер.

Анализ промысловых материалов показывает, что деформация обсадных эксплуатационных колонн практически имеет место на всех без исключения разрабатываемых месторождениях нефти и газа. В.В. Савченко и Г.Г. Жиденко установили, что исправление обрывов и отводов обсадных колонн при помощи различных оправок и грушеобразных фрезеров технически затруднено, а исправленные обсадные колонны в процессе эксплуатации вновь деформируются. Единственным способом исправления скважин с деформированными обсадными колоннами, по мнению ряда исследователей, является забуривание нового ствола.

Разработка нефтяных и газовых месторождений может сопровождаться оседанием земной поверхности, причем размер оседания колеблется в широких пределах — от десятков сантиметров до десяти метров и более (табл. 3.1).

При применяемых в настоящее время способах крепления скважин башмак обсадной колонны, как правило, опускают на забой с целью разгрузки от возникающих в колонне осевых растягивающих напряжений от собственного веса колонны. В любом случае разгрузка колонны от осевых напряжений осуществляется, если не “посадкой” башмака на забой,

201

ТАБЛИЦА 3.1

Фактические данные по оседанию земной поверхности при разработке нефтегазовых месторождений

Зафикси-
Общая

Зафикси-
Общая

рованное
фактичес-

рованное
факти-

Месторож-
оседание
кая осадка
Месторож-
оседание
ческая

земной
земной по-

земной
осадка

поверх-
верхности,

поверх-
земной

ности
м

ности
поверх-

за год, мм


за год, мм
ности, м

Сураханы
38,4-47,4
0,82
Ястребин-
-
1,8

Раманы
12,9-13,5
0,23
ское

Сабунчи
11,8-13,5
0,23
Дельта-
30
0,6

Бинагады
3,9
0,07
Зареа

Биби-Эй-
10,0
0,17
(США)

бат


Гуз-Крик
-
0,9

Ставро-
42,0
0,14
(США)

польское


Саур-
—
12,0

Газли
17,0
—
Лейк

Шебелин-
23,0
0,62
(США)

ское


Уилминг-
—
9,0

Брагуны
—
2,56
тон (США)

то разгрузкой ее на цементный камень после окончания процесса цементирования (искусственный забой).

При "жестком” креплении скважины на устье (обвязка эксплуатационной, промежуточных колонн и кондуктора колонной головкой) и посадке ее башмака на забой в процессе деформации продуктивных пластов и оседания земной поверхности в колонне возникают дополнительные осевые нагрузки.

Когда обсадная колонная зацементирована от устья до забоя, в ней будут возникать нормальные напряжения сжатия. Резьбовые соединения работают на срез при сжимающих осевых напряжениях.

Если цемент за колонной поднят не до устья или имеются разрывы сплошности цементного камня за колонной, то не-зацементированные участки колонны предельно изогнутся с их смятием, сломом, отводом и др.

На рис. 3.21 представлены схемы деформаций обсадных колонн, подвергающихся осевым нагрузкам, вызванным деформацией продуктивных пластов.

В первую очередь происходит деформация незацементиро-ванных участков колонн, а также участков, находящихся в зонах кавернообразования.

Минимальная длина незацементированных участков колон-

202

ны, выдерживающих осевые нагрузки без продольного изгиба,

m{ехр[|3(pн - p)] - 1}H

где р - средневзвешенный по толщине пласта коэффициент сжимаемости пор; рн, р — начальное и текущее пластовое давление соответственно; c — начальная толщина пласта-коллектора; O — модуль Юнга; D, d — внешний и внутренний диаметр обсадных труб соответственно, м; L — длина обсадной колонны; m - средневзвешенный по толщине пласта начальный коэффициент пористости.

Анализ расчетов нормальных напряжений, испытываемых обсадной колонной в результате деформации продуктивных пластов и оседания земной поверхности, показывает, что их значение достигает сотен МПа. Естественно, что при существующих в настоящее время способах установки и крепления обсадных колонн никакие колонны не в состоянии выдержать такие напряжения.

Деформации обсадных колонн отмечаются в различные промежутки времени с момента ввода скважины в эксплуатацию — от нескольких месяцев до нескольких лет.

Поскольку деформации продуктивного пласта происходят из-за снижения пластового давления в результате отбора пластового флюида, то в каждой скважине эти деформации и пропорциональные им осевые напряжения в обсадных колоннах будут зависеть от падения пластового давления с момента ввода скважины в эксплуатацию. Поэтому в эксплуатационных скважинах, проводимых на поздней стадии разработки месторождений, когда изменения пластовых давлений незначительны, смятия обсадных колонн может не произойти.

В.В. Савченко и Г.Г. Жиденко была разработана конструкция скважины, позволяющая компенсировать осевые нагрузки в обсадных колоннах, возникающие вследствие оседания земной поверхности. Сущность конструкции заключается в предварительном создании полости ниже расчетного положения башмака эксплуатационной колонны, причем диаметр полости должен быть больше наружного диаметра муфтовых соединений обсадной колонны, а ее глубина должна определяться размером максимальной деформации продуктивных пластов с учетом засорения полости в процессе эксплуатации скважин.

203

Рис. 3.21. Схемы возможных деформаций обсадных колонн при действии на них осевых нагрузок

Все промежуточные колонны (направление, кондуктор, технические обсадные колонны) цементируются в обязательном порядке от устья до забоя. Обсадная эксплуатационная колонна цементируется манжетным способом от ее башмака до устья скважины. Цементный столб при цементаже всех без исключения обсадных колонн должен быть сплошным (не иметь разрывов).

Такая конструкция скважины (рис. 3.22) позволит обсадной колонне свободно перемещаться вниз под действием осевых напряжений, а возможность деформации колонны будет сведена к минимуму.

Работоспособность предлагаемой конструкции скважин подтверждается опытом эксплуатации скв. 170 и 484 Шебе-линского месторождения, обсадные колонны которых по тем или иным причинам оказались опущенными на глубину, находящуюся значительно выше забоя скважины, причем ствол скважины бурился долотом одного диаметра как под обсадную колонну, так и до забоя.

Безаварийная работа скважин объясняется тем, что их обсадные колонны имеют возможность свободно перемещаться по стволу скважин вниз под действием осевых нагрузок.

В скважинах, построенных по ныне существующим конструкциям (с опорой колонны на забой), предлагается создать дополнительные полости ниже башмака обсадных эксплуатационных колонн, используя долота с расширителями или гидравлические расширяющие аппараты. Эти полости также можно создать путем срезки и удаления нижней части эксплуатационных колонн.

Создание полости под башмаком обсадных эксплуатационных колонн предлагается использовать как способ ремонта эксплуатационных скважин с деформированными колоннами. По данному способу после выполнения работ по созданию полости под башмаком обсадной колонны производятся ее осадка и выправление, например, путем спуска специальных оправок и приложения к низу колонны растягивающих нагрузок. Если колонна была не смята, а только изогнута, то ее выправление может произойти за счет аккумулированных в ней сил, как в сжатой пружине, без приложения специальных усилий.

Для диагностики технического состояния обсадных эксплуатационных колонн и своевременного выявления их деформации предлагается использовать периодическую инкли-нометрию ствола скважин. Сравнение получаемых инклино-

205

Рис. 3.22. Предлагаемая В.В. Савченко и Г.Г. Жиденко конструкция скважины с зумпфом под башмаком эксплуатационной колонны. Расположение колонны до {$) и после (•) деформации продуктивного пласта

грамм между собой и с фоновой, полученной после проводки скважин, позволяет судить о месте и степени деформации обсадных колонн и принимать необходимые мероприятия по предотвращению дальнейшей деформации колонны и ее слома. Инклинометрия, как эффективный способ диагностики

206

технического состояния скважин, широко использовалась на Шебелинском месторождении.

При снижении пластового давления и деформации продуктивного пласта возмущение передается по массиву вышележащих горных пород до поверхности земли. Может иметь место, как наиболее общий случай, процесс послойной реакции на возмущение, т.е. послойного опускания массива горных пород. Оседание земной поверхности происходит с некоторым запаздыванием после деформации продуктивного пласта. Время запаздывания и возможность оседания земной поверхности зависят от размеров залежи, ее строения, глубины, петрофизических свойств массива горных пород.

В местах разрыва толщи горных пород при послойном их опускании обсадные колонны скважин работают на растяжение, поскольку в результате цементирования они жестко связаны с массивом горных пород. Так как на растяжение работают малые длины колонн, то для их разрыва достаточны незначительные перемещения слоев горных пород.

Для предотвращения разрыва колонн Г. Г. Жиденко был предложен и внедрен новый подход к способу крепления скважин, заключающийся в создании нежесткого соединения колонны и горного массива1. Затрубные пространства всех колонн заполняются не цементным раствором, а вязкоплас-тичными агентами. Применение специальных вязкопластич-ных агентов позволит горным породам свободно оседать без зацеплений за колонны, кроме того, появляется возможность после окончания разработки месторождения извлечь на поверхность все колонны.

При разработке деформируемых пластов следует учитывать следующее: если продуктивный пласт залегает горизонтально, а скважина проведена без отклонений от вертикали, то нагрузки, возникающие при его деформации, действуют на колонну в осевом направлении. Но, как правило, продуктивные пласты залегают под каким-то углом, поэтому на колонну при их деформации начинают действовать и радиальные нагрузки. Причину их возникновения можно объяснить следующим образом: пластовое давление при разработке залежи быстрее падает в верхней ее части, так как в этой части располагают основной фонд эксплуатационных скважин. В области ГВК или ВНК падение пластового давления в какой-

1 По данным проф. Г.А. Саркисьянца, этот метод широко применялся на грозненских промыслах в начале века.

207

то мере компенсируется притоком пластовой воды, поэтому и деформация пласта в верхней его части будет больше. Кровля продуктивного пласта как бы поворачивается в сторону пласта вокруг своих нижних частей. Поскольку смещение кровли пласта значительно меньше его длины, то молено считать, что деформация пласта происходит по нормали к плоскости его залегания.

Способы, сводящие к минимуму возможность деформаций обсадных колонн, таковы:

установка обсадных колонн в скважине, заключающаяся в создании под башмаком обсадной колонны полости (зумпфа), позволяющей колонне свободно опускаться вниз под действием осевых нагрузок, возникающих вследствие деформации продуктивного пласта и оседания вышележащего массива горных пород;

периодическая инклинометрия ствола скважин, применяемая для диагностики технического состояния обсадных колонн и своевременного выявления мест и степени их деформаций;

вскрытие продуктивного пласта по нормали к его кровле, сводящее к минимуму сминающие нагрузки, возникающие при деформации пологих и крутозалегающих продуктивных пластов;

тампонаж: скважин вязкопластическими жидкостями (массами), предотвращающий жесткое сцепление колонны со стенками скважины и возникновение в ней дополнительных осевых напряжений;

ремонт деформированных обсадных колонн, заключающийся в создании под их башмаком полостей с использованием для этих операций резцов, долот с расширителем или гидравлических расширяющих аппаратов.

3.4.2. КОРРОЗИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБ

Проблема борьбы с коррозией металла является одной из важнейших в мире. Почти 1/3 производимого металла разрушается по причине коррозии. Ежегодные потери металла от коррозии в нашей стране в нефтяной промышленности составляют 1 млн. т, из них 800 тыс. т — трубы. Общий метал-лофонд в нефтяной промышленности 40 млн. т. С коррозией связана высокая аварийность. Ущерб от коррозии на 30 % приводит к загрязнению окружающей среды.

208

Борьба с коррозией на газовых промыслах

Основной причиной коррозии газопромыслового оборудования является химическое или электрохимическое воздействие агрессивных компонентов, входящих в состав извлекаемого флюида, на металл. Интенсивность ее зависит: от характера и структуры металла; от характера состава агрессивной среды, в которой могут содержаться вещества, ускоряющие или замедляющие процесс коррозии; от температуры и давления этой среды; от механического воздействия на металл и т.п. [7].

Одним из наиболее важных факторов, характеризующих агрессивную среду и влияющих на электрохимические реакции, является концентрация ионов водорода, т.е. водородный показатель рН среды. Если водородный показатель рН < 7, то это свидетельствует о кислой реакции, если рН > 7 — щелочной. Скорость коррозии особенно сильно возрастает с уменьшением рН до 4 и менее. При изменении рН от 4 до 9 скорость коррозии примерно остается постоянной, и с дальнейшим увеличением (рН > 9) она уменьшается. В сильно щелочной среде (рН > 14) наблюдается увеличение коррозии вследствие растворения продуктов коррозии с образованием ферратов.

Механизм коррозии газопромыслового оборудования носит обычно смешанный характер: электрохимический, при котором разрушение является результатом действия большого количества микрокоррозионных гальванических элементов за счет неоднородности различных участков поверхности металла, имеющих разные потенциалы и химический характер, при котором разрушение является результатом непосредственного взаимодействия коррозионного агента с металлом. По основному агенту, вызывающему коррозию, различают: сероводородную и углекислотную коррозию и коррозию растворенными в пластовой воде низкомолекулярными органическими кислотами (уксусной, муравьиной, пропионовой и др.). Процессы коррозии протекают обычно со смешанным электрохимическим и химическим механизмом.

По условиям протекания коррозионного процесса выделяются следующие основные виды коррозии:

коррозия в электролитах, в качестве которых обычно служат кислоты. Электролитом является конденсационная или пластовая вода, насыщенная H2S, C02 или органическими кислотами или их солями;

209

коррозия под напряжением, возникающем за счет растяжения НКТ, в том числе и под действием собственного веса труб;

коррозионная эрозия, вызываемая большими скоростями движения электролита, наличием выступов, впадин вместе с абразивным истиранием металла;

щелевая коррозия, возникающая во фланцах и резьбовых соединениях;

биокоррозия, связанная с деятельностью сульфатов восстанавливающих бактерий, бактерий, поглощающих железо и марганец в форме ионов, и др.

По характеру коррозионного разрушения различают: сплошную коррозию, которая носит поверхностный характер; местную — точечную и питинговую; коррозионное растрескивание за счет одновременного воздействия агрессивной среды и растягивающих напряжений, поражающее металл в глубину, например, наводороживание металла при наличии H2S в газе.

Многообразие видов коррозии, протекающей на месторождениях природного газа, вызвано большим разнообразием условий работы газопромыслового оборудования, изготовленного из стали различных марок.

Наиболее четко выделяется несколько узлов, резко отличающихся характером и интенсивностью коррозионных разрушений, при отсутствии подачи ингибиторов или применении специальных сталей.

Коррозия НКТ обычно начинается с некоторой определенной глубины от устья скважины — например, на месторождениях Краснодарского края это 1200-800 м. Ниже этого интервала коррозия была весьма незначительна. К устью скважины интенсивность коррозии возрастала. Внутренняя поверхность труб корродирует в основном равномерно. Скорость коррозии обычных стальных труб составляла 0,2 — 0,8 мм/год. Нижние концы труб в муфтовых соединениях труб корродировали на значительно большую глубину. Скорость коррозии их достигала 5-7 мм/год. Максимальные разрушения фонтанной арматуры приурочены к местам резкого изменения направлений газожидкостного потока: поворотам, выступам, местам скопления электролита. Коррозия носит в основном язвенный характер. Скорость коррозии уплотнительных колец, задвижек, тройников достигала 10 мм/год и более.

Максимум коррозии в горизонтально уложенных трубопроводах приурочен к нижней образующей, где в основном

210

движется электролит. Обычно имеется четко ограниченная полоса разрушения, ширина которой соответствует постоянно смачиваемой электролитом поверхности. В верхней части труб скорость коррозии меньше. Наряду с общим равноценным характером коррозии имеются участки с язвенной точечной коррозией. Скорость коррозии составляла 1-2 мм/год.

На УКПГ коррозия в основном носит равномерный характер, и скорость ее не превышает 0,2 —0,4 мм/год. В местах поворотов и в пониженных местах имеются участки с язвенной и точечной коррозией.

С увеличением концентрации коррозионных агентов в воде скорость коррозии увеличивается. Концентрация С02 и H2S в воде зависит от давления, температуры и минерализации воды.

В скважинах интервал изменений рН воды обычно колебался от 2 до 7. Отмечалось отсутствие коррозии в скважинах в нейтральных средах. Содержание рН зависит от концентрации в воде С02 и H2S и ее ионного и солевого состава.

Обычно с ростом температур возрастают скорость химических и электрохимических реакций и скорость коррозии, но увеличение температуры уменьшает растворимость С02 и H2S в воде, что уменьшает скорость коррозии. Однако при высоких давлениях концентрация коррозионных агентов в воде достаточно велика, и в целом рост температуры стимулирует процессы коррозии.

НКТ и обсадные колонны в скважине эксплуатируются в условиях значительных растягивающих напряжений, усиливающих интенсивность коррозии.

Рост скорости газожидкостного потока увеличивает интенсивность коррозии.

В местах расположения выступов, впадин, поворотов, штуцеров и других местных сопротивлений увеличивается скорость коррозии.

Присутствие углеводородного конденсата оказывает пассивированное влияние, уменьшая скорость коррозии за счет образования защитной пленки на металле. Однако конденсат служит и стимулятором коррозии на границе двух несмеши-вающихся жидкостей — воды и конденсата в присутствии сероводорода.

Ингибиторы коррозии

Защита оборудования от коррозии с применением ингибиторов является самым распространенным методом. Ингибиторы условно молено подразделить на следующие группы.

Нейтрализаторы, нейтрализующие коррозионные агенты. Широко распространены такие нейтрализаторы, как известковое молоко, сода и др. Нейтрализаторы обладают высокой эффективностью защиты (до 100 %), а также увеличивают теплотворную способность газа за счет нейтрализации С02 и H2S. Однако в результате нейтрализации могут образовываться нерастворимые осадки, забивая штуцера, трубопроводы и др. При значительном содержании С02 и H2S для нейтрализации требуется большое количество данного ингибитора. Обычно при содержании H2S в газе в количестве, при котором экономически нецелесообразно получение элементарной серы, применение нейтрализаторов приобретает практический интерес.

Экранирующие ингибиторы. Эффект защиты достигается за счет образования пленки, препятствующей контакту металла с электролитом. Применяют углеводородорастворимые и водорастворимые ингибиторы. В качестве первых распространены отходы нефтехимического производства.

Ингибитор ИКСГ-1 является углеводородорастворимым и применяется для защиты от коррозии оборудования газокон-денсатных скважин, в продукции которых содержится С02. Для защиты от H2S используют ингибитор И-1-А (смесь прири-диновых кислот высших оснований). Кроме того, в качестве ингибиторов применяют: РА-23 — смесь аминокислоты и полиамина жирного ряда с длинной цепью, катапин БПВ, КИ-1, КПИ-1, ПБ-5, БА-6, “Виско", ИФХАНгаз, Донбасс-1, И-25-Д

На некоторых месторождениях с высокими пластовыми давлениями и низкими температурами используют комплексные ингибиторы коррозии и гидратообразования типа КИ-ГИК.

В последние годы стали изготовлять высокогерметичные коррозионно-стойкие насосно-компрессорные трубы НКТ-114 из сталей марок 18Х1ГМФА, 18-Х1Г1МФ группы прочности К, размером 114 х 7 мм для оборудования скважин на месторождениях, содержащих сероводород. Они выдерживают давление до 50 МПа. Впервые колонна НКТ из труб НКТ-114 была спущена в скв. 234 Оренбургского газоконденсатного месторождения.

Ингибиторы в затрубное пространство подают дозировоч-

212

ным насосом. Поступая на забой, они подхватываются восходящим потоком газа и растекаются по стенкам НКТ.

В пласт закачку ингибиторов производят периодически — 1—4 раза в год с помощью заливочного агрегата. Этот метод эффективен и не требует больших затрат. При выборе ингибитора необходимо не ухудшить коллекторские свойства пласта. В США и Канаде распространены твердые ингибиторы, которые сбрасываются или с помощью троса спускаются на забой, где, растворяясь в жидкости, поднимаются на поверхность, образуя защитную пленку на внутренней поверхности НКТ и арматуры.

На промыслах для защиты различных элементов оборудования довольно широко применяют коррозионно-стойкие металлы. Так, применение уплотнительных колец из стали марки 1Х8Н9Т и наплавка уплотнительных поверхностей задвижек фонтанной арматуры электродами из нержавеющей стали способствовали увеличению срока службы этих узлов в несколько раз.

Применение защитных покрытий

Защитные покрытия (металлические, пластмассовые, лакокрасочные, стеклянные и др.) можно использовать в различных элементах газопромыслового оборудования. Лакокрасочные покрытия применяются для покрытий внутренней поверхности газопроводов, сепараторов при наличии в газе H2S. Использование остеклованных труб в результате их высокой стоимости экономически целесообразно лишь в особо сложных, с точки зрения коррозии, условиях эксплуатации. Для газоконденсатных скважин из пластмассовых покрытий выдержали испытания покрытия на основе эпоксидных композиций и др.

Для защиты оборудования и труб от коррозии при наличии H2S и С02 можно использовать и стеклоэмалевые покрытия, наносимые на внутреннюю и внешнюю поверхности труб в заводских условиях. Преимущества эмалевых покрытий заключаются в их химической стойкости и механической прочности. Стеклоэмалевые покрытия обладают высокими защитными свойствами. При механических и термических нагрузках в пределах упругой деформации они работают как единое целое с металлом трубы. В эксплуатационных условиях эмалированные изделия могут работать при температуре -50 - +300 °С.

Основными материалами, входящими в состав болынинст-

213

ва эмалей, являются недефицитные и недорогие материалы — кварцевый песок, полевой шпат и бура - 80-85 % по весу.

Метод оплавлений эмалей, основанный на использовании энергии электромагнитного поля высокой, повышенной или промышленной частоты, позволяет эмалировать трубы и крупногабаритные изделия в заводских условиях без применения печей. Эмалирование труб ведется на станках-автоматах, где обеспечивается постоянная температура оплавления эмали, что является решающим фактором для получения эмалевой пленки высокой химической стойкости и полной сплошности.

Испытания стеклоэмалевых покрытий труб на химическую стойкость и механическую прочность и промышленное внедрение индукционного способа эмалирования на ряде заводов, а также положительные результаты по укладке на газопроводах дают основание применять стеклоэмалевые покрытия для защиты труб от коррозии и на сероводородсо-держащих месторождениях.

Специальные замковые соединения позволяют применять эмалированные НКТ со стандартной резьбой.

Коррозионно-абразивный износ оборудования [8]

Добываемый и транспортируемый газ содержит механические примеси: частицы песка, барита, гематита, глины и продукты коррозии, которые могут вызывать абразивное изнашивание деталей наземного и подземного оборудования. Детали фонтанной арматуры, поворотные участки наземных трубопроводов, обвязка аппаратов сепарационной установки подвергаются интенсивному разрушению вследствие ударного и ударно-скользящего воздействия на поверхность металла твердых частиц, часто находящихся в жидкости.

Особенно интенсивному изнашиванию подвергаются фланцевые, резьбовые и сварные соединения, запорная арматура и уплотняющие элементы в виде колец разных типоразмеров. Нарушение плотности запорного элемента вследствие попадания в места сопряжения механических примесей в конечном итоге приводит к выходу из строя всей задвижки. Присутствие в газовом потоке даже незначительного количества абразивных частиц способствует увеличению скорости процесса коррозионного изнашивания. Например, износ клинкета одной из задвижек составил 15 — 20 мм.

Газоабразивному изнашиванию подвергаются технологические линии газосборных пунктов и элементы технологического оборудования газораспределительного блока.

214

При снижении пластового давления в процессе разработки залежи часть горного давления передается “скелету" пласта и вызывает его деформацию. При этом каналы пор и трещины уменьшаются. Вследствие этого происходит снижение прочности пород, слагающих пласт, вплоть до разрушения приза-бойной зоны пласта и выноса механических примесей из забоя скважин.

Основная причина выноса механических примесей — разрушение газоносного пласта при повышенных депрессиях на пласт и высоких дебитах, особенно в случае коллекторов, представленных слабосцементированными породами. Это приводит к образованию песчаных пробок на забое и в стволе скважины, интенсивному изнашиванию НКТ, в первую очередь в местах резьбовых соединений, а в последующем к обрыву или смятию колонны. На вынос примесей из забоя скважин оказывают влияние высокие депрессии при освоении и эксплуатации, применение при ремонтных работах в качестве промывочной жидкости воды, не обработанной специальными химическими реагентами. Появление в продукции скважины пластовой воды приводит к резкому снижению прочности слабосцементированных коллекторов и даже превращению их в рыхлые коллекторы, образованию пробок или выносу песка из скважины, что приводит в свою очередь к газоабразивному износу оборудования.

Максимально допустимый рабочий дебит скважин, устанавливаемый в зависимости от устойчивости пород-коллекторов, исключающий разрушение пласта, уменьшается в процессе разработки месторождений. Приводимые в литературе ограниченные нормы выноса песка, не приводящие к разрушению пласта, на практике приводят к таким серьезным последствиям, что не могут быть рекомендованы для применения. Кроме того, в процессе эксплуатации прочность практически всех коллекторов снижается и наряду с подвижкой вышележащих пород приводит к деформациям или сломам колонн и НКТ. Наличие песка в струе нормально работающей скважины должно быть полностью исключено. Разрушение призабойной зоны не происходит при энергосберегающих дебитах. В частности, данные эксплуатации месторождения Медвежье показали, что значения депрессий, при которых происходит вынос породы, колеблются от 0,41 до 1,2 МПа.

Исследования разрушения пласта и выноса породы, проведенные на скв. 203 при дебите 2-106м3/сут и депрессии на пласт 1,2-1,5 МПа, показали интенсивный вынос песка, что

215

при дальнейшей эксплуатации приводило к абразивному износу оборудования и разрушению пласта.

На интенсивность изнашивания оборудования газовых и газоконденсатных месторождений оказывают влияние давление и скорость газового потока, содержание воды и конденсата, удельное и общее количество выносимых механических примесей. Появление воды в скважинах Старо-Минского и Северо-Ставропольского месторождений сопровождалось разрушением коллекторов призабойной зоны, что служило причиной абразивного изнашивания деталей оборудования, образования песчаных пробок, прихвата НКТ, смятия эксплуатационных колонн даже при незначительном объеме добываемой жидкости.

Как показывает практика эксплуатации, абразивному изнашиванию подвергаются также и магистральные газопроводы и газоперекачивающие агрегаты.

При сероводородной коррозии ингибиторы способны только снизить, но не исключить процессы наводораживания и сульфидного растрескивания сталей, работающих под напряжением. В связи с этим проводится изыскание сталей, стойких к такому разрушению. Причиной сульфидного растрескивания является межкристаллитная диффузия в сталь водорода, образующегося на катоде в процессе электрохимической коррозии металла в водном растворе сероводорода.

Коррозионные процессы при наличии в продукции скважин конденсата и пластовой жидкости сопровождаются механическим изнашиванием. Не исключено влияние кавитации, значение которой зависит от скорости течения жидкости, давления, температуры и содержания газа. Скорость кавитационного разрушения превосходит скорость коррозионного изнашивания более чем на 4 порядка.

Наличие агрессивных компонентов и пластовой жидкости вызывает образование на внутренних поверхностях деталей коррозионных пленок, которые затем разрушаются в результате ударов твердых частиц и капельной жидкости. Абразивный и кавитационный виды изнашивания способствуют активизации коррозионных разрушений деталей оборудования с увеличением скорости последней. Кавитационное изнашивание является распространенным видом изнашивания деталей газопромыслового оборудования.

На процесс кавитации большое влияние оказывает расположение омываемой поверхности по отношению к направлению движения потока. В настоящее время распространена

216

механическая теория, объясняющая разрушение поверхности контакта при кавитации непосредственными многократно повторяющимися гидравлическими ударами струек жидкости, возникающими при деформации пузырьков пара.

Возникновение, развитие и захлопывание кавитационных пузырьков сопровождаются сложным комплексом механических, электрических, тепловых, акустических и световых явлений. При захлопывании кавитационных пузырьков возникают высокие импульсы давлений и температур, значения которых могут достигать соответственно 100 МПа и 600 "С. При кавитации значение износа металла пропорционально скорости потока в седьмой степени, а также квадрату давления в потоке. Кроме того, оно несколько повышается с ростом температуры потока, достигая максимума при 60 °С.

При ударном воздействии абразивной частицы на металл изнашивание происходит путем снятия микростружки, а при изнашивании в среде абразивных частиц — за счет микроцарапания выступами абразивных частиц.

Механизм абразивного изнашивания может рассматриваться как совокупность следующих элементарных процессов: 1) упругое взаимодействие абразивной частицы с металлической поверхностью; 2) пластическое деформирование изнашиваемого металла при внедрении абразивной частицы; 3) процесс снятия (среза) доли металла абразивной частицей с поверхности изнашиваемого материала.

Газоабразивное изнашивание - крайне сложный процесс, который зависит от многих параметров. Процесс соударения твердой частицы с поверхностью металла происходит при различных углах атаки. При газоабразивном изнашивании экспериментально подтверждено существование триболюми-нисценции (свечение в зоне соударения абразивной частицы с металлической поверхностью).

Изнашивание происходит в результате термоэлектронных и термохимических процессов, а также за счет упругих и пластических волн напряжений; причем между электрическими величинами, возникающими в месте контакта тел, и износом имеется прямая связь.

Механизм газоабразивного изнашивания заключается в суммировании большого числа элементарных царапин. Процесс царапания, как и процесс резания металлов, происходит вследствие пластических деформаций снимаемого слоя металла. Исследования продуктов изнашивания металлических образцов показали, что частицы металла имеют небольшие раз-

217

меры (1-ЮОмкм), причем встречается самая разнообразная форма частиц.

Одним из факторов, наиболее сильно влияющих на интенсивность изнашивания, является скорость абразивных частиц v (газообразного потока), при этом существует степенная зависимость между интенсивностью изнашивания и скоростью частиц:

AY/Q = avf,

где AY - абсолютный износ образца (весовой или объемный); Q - масса (объем) абразива, вызывавшая износ AY; а - коэффициент, зависящий от физико-механических свойств изнашиваемого и абразивного материалов. В газоабразивном потоке значение показателя степени та составило 1,48-1,6, значения износа от скорости гидроабразивного потока ш = 2,2. Максимальное значение ш = 4.

Интенсивность изнашивания зависит от размера абразивных частиц, причем максимум интенсивности изнашивания по данным разных авторов колеблется в пределах 30 — 150 мкм. Под концентрацией абразивных частиц подразумевают массу абразивного материала, попадающую на поверхность в единицу времени г/(см2-с). Величина, имеющая эту размерность, называется "удельным массовым расходом". При увеличении удельного массового расхода абразива до определенного значения интенсивность изнашивания возрастает. Но дальнейшее увеличение массового расхода вызывает уменьшение интенсивности изнашивания, и наступает такое состояние, когда значение массового расхода не влияет на интенсивность изнашивания.

Интенсивность изнашивания в зависимости от температуры газоабразивного потока для конструкционных сталей в диапазоне температур 20 — 400 °С изменяется незначительно.

Изнашивание потоком твердых частиц зависит, в частности, от плотности потока (критерия рг/рч, где рг и рч — соответственно плотность газового потока и частиц) или давления на интенсивность газоабразивного изнашивания. С увеличением плотности потока линейно возрастает и интенсивность изнашивания.

Одно из наиболее эффективных средств повышения сопротивления стали газоабразивному изнашиванию — термомеханическая обработка, заключающаяся в пластической деформации аустенита с последующей закалкой на мартенсит и низким отпуском. Наибольшей износостойкостью обладают литые хромистые стали с мелкозернистой аустенитно-фер-

218

ритной структурой. Менее износостойкие - никелевые, марганцовистые и хромоникельмарганцовистые сплавы с крупнозернистой аустенитной структурой.

Практически нет работ по исследованию изнашивания в газожидкостных абразивных потоках. Эта область переходная между областями газоабразивного и гидроабразивного изнашиваний. Нет плавного перехода от газоабразивного к гидроабразивному изнашиванию в результате влияния явления кавитации. С практической точки зрения - это наиболее часто встречающийся вид изнашивания. Для оценки значения износа поверхности принята интенсивность изнашивания

П = AY/Q,

где Q - масса абразива, вызвавшая массовый износ А У.

3.4.3. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ [7]

При эксплуатации газопроводы подвергаются коррозии из-за самопроизвольного окисления металла труб. Коррозия металла труб происходит как снаружи — под воздействием почвенного электролита (почва, насыщенная влагой и солями) на подземных участках и атмосферы на надземных участках, так и внутри — под воздействием влаги, примеси H2S и солей, если они содержатся в транспортируемом газе.

От внутренней коррозии трубы защищают путем осушки газа от влаги и очистки его от H2S и других агрессивных примесей. Коррозию внутренней поверхности труб газопроводов можно приостановить или замедлить добавлением в транспортируемый газ ингибиторов коррозии. Механизм защитного действия ингибиторов коррозии состоит в образовании на поверхности металла защитной мономолекулярной пленки. Опыт транспортировки газа Оренбургского газокон-денсатного месторождения, содержащего до 2,2 % сероводорода, показал, что газопровод диаметром 1000 мм работал с частыми остановками из-за коррозионного растрескивания. Защиту газопромыслового оборудования и газопроводов от внутренней коррозии при транспортировке газа, содержащего сероводород, осуществляли с помощью ингибитора И-1-А

219

(смесь пиридиновых кислот высших оснований), раствором которого смачивали поверхности сепараторов, труб и т.п.

От наружной коррозии трубы заглубленных газопроводов защищают путем одновременного применения пассивной и активной противокоррозионных защит.

Пассивная защита заключается в нанесении на наружную поверхность труб защитного противокоррозионного изоляционного покрытия, предназначенного для предотвращения контакта металла трубы с грунтом. Изоляционное покрытие должно обеспечивать сплошность защитного слоя, водонепроницаемость, хорошую адгезию к металлу, обладать высоким омическим сопротивлением, химической стойкостью и быть экономичным. Применяют изоляционные покрытия на основе битумных мастик и полимерных липких лент.

Активный метод противокоррозионной защиты заключается в применении катодной поляризации защищаемого трубопровода при помощи внешнего источника тока (катодная защита) или гальванического анода (протекторная защита).

Изоляционные покрытия на основе битумных мастик на 45-95 % состоят из битумов нефтяных изоляционных БНИ-IV или БНИ-V и наполнителей для повышения прочности и вязкости мастик. Наполнители могут быть минеральными (тонкомолотый асфальтовый известняк, доломит, асбест), органическими (резиновая крошка размером не более 1 мм), полимерными (порошкообразный полиэтилен, атантический полипропилен) .

Битумно-резиновая и битумно-полимерная мастики обладают высокой вязкостью в расплавленном состоянии, что позволяет наносить их на трубы слоем толщиной до 6 мм за один проход изоляционной машины. Внедрение в битум полипропилена повышает не только вязкость мастики, но также ее упругость и теплостойкость, что особенно важно для нанесения изоляции на участки газопровода с повышенной температурой газа после компрессорных станций.

Битумно-пропиленовая мастика при отрицательных температурах пластичнее, чем битумно-резиновая. Ее ударная прочность в 2-3 раза больше, чем у битумно-резиновой (при 263 К), а водопоглощение в 1,5 раза меньше, что улучшает ее диэлектрические свойства. Кроме наполнителя, в мастику вводится пластификатор (зеленое масло, полиизобути-лен, полидиен) для повышения пластичности изоляционного слоя при низких температурах окружающего воздуха.

Изоляционные покрытия на основе битумных мастик состоят из слоя грунтовки, основного слоя (или нескольких

220

слоев) мастики и слоя оберточного материала. Грунтовка (холодный раствор битума в бензине в соотношении 1:3 по объ-ему) наносится на предварительно очищенную стальную тру-бу тонким слоем для обеспечения хорошей адгезии основно-го слоя мастики к металлу.

Оберточные материалы служат для придания изоляционному покрытию повышенных противокоррозионных свойств и механической защиты слоя мастики. Тип покрытия (нормальный, усиленный и т.д.) выбирается в зависимости от коррозионной активности грунта, характеризуемой удельным омическим сопротивлением.

Усиленный тип изоляции должен применяться на газопроводах диаметром 1020 мм и более, а также на всех газопроводах меньшего диаметра при прокладке их в районах южнее 50-й параллели северной широты в европейской части России, в засоленных почвах любого района страны (солончаки и т.п.), в болотистых, заболоченных и поливных почвах любого района страны, на под-водных переходах, в поймах рек, на переходах через автомобильные и железные дороги, на территориях компрессорных станций, ГРС и примыкающих к ним участках по 250 м, на участках промышленных и бытовых стоков, в зоне дейст-вия блуждающих токов, на газопроводах с температурой газа выше 313 К (усиленное покрытие из полимерных липких лент).

На газопроводах, прокладываемых в черте городов, населенных пунктов или промышленных предприятий, должны применяться покрытия на основе битумных мастик усилен-ного типа. Защитные покрытия такого типа состоят из одно-го слоя грунтовки и одного-трех слоев липких полимерных лент (в зависимости от типа изоляции).

За рубежом для противокоррозионной изоляции трубопроводов широко применяют каменноугольный пек (тяжелый остаток от перегонки каменноугольного дегтя). Отечествен-ная промышленность выпускает мягкий, средний и электрод-ный пеки с температурой размягчения соответственно 318, 338 и 348 К. Изоляционная мастика из каменноугольного пека состоит из среднего пека, пластификатора (каменноуголь-ная смола, энтраценовое масло) и наполнителя (резиновый порошок, асбест).

Пековые покрытия обладают более высокими диэлектри-ческими свойствами и водостойкостью по сравнению с битумными мастиками, но значительно токсичнее, что ограни-чивает их широкое применение.

221

Одно из перспективных направлений в защите трубопроводов и резервуаров от коррозии — применение полимерных покрытий на основе эпоксидных и некоторых других смол (полиэфирных, виниловых и т.п.). Эпоксидные покрытия применяются для защиты внутренней поверхности стальных резервуаров.

Технологический процесс нанесения эпоксидных покрытий включает в себя очистку поверхности, нанесение покрытия, контроль за качеством покрытия. Для подготовки поверхности под покрытия часто применяют преобразователи ржавчины, особенно при промежутке времени между очисткой и нанесением покрытия более 6-7 ч. Действие преобразователей ржавчины основано на образовании кор-розионно-неактивных соединений на защищаемой поверхности.

Катодная и протекторная защиты газопроводов

Катодную защиту применяют для предотвращения разрушения труб газопровода от почвенной (электрохимической) коррозии и анаэробной биокоррозии. При катодной защите (рис. 3.23) отрицательный полюс внешнего источника постоянного тока 2 подключают к подземному газопроводу 1, а положительный - к анодному заземлению 4.

Анодное заземление изготавливают из стали (отходы труб, стальной профиль). Применяют анодные заземлители из же-лезокремнистых чугунов, запрессованных в коксовую мелочь, обеспечивающих меньший расход материала заземлите-ля. Для грунтов повышенной влажности (на болотах, поймах рек и т.п.) применяют анодные заземлители из стального сердечника и коксового наполнителя на цементном связую-

Рис 3 23 Пииншши-

альная схема катодной

зашиты:

1 - трубопровод- 2 -внешний источник по-стоянного тока.; 3 — соединительный про-

ЯПЛ' 4 — ЯНПЛНПР ЧЛ-

земление

222

щем с добавкой 5 % нитрата натрия. На территориях газо- и нефтехранилищ, компрессорных станций и других объектов с большим количеством подземных коммуникаций применение обычных анодных заземлений менее эффективно из-за экранирующего влияния сети подземных трубопроводов. В этих случаях эффективнее применять глубинные анодные заземления, достигающие глубины 50 — 70 м.

Станции катодной защиты устанавливаются с интервалом 20-40 км (в зависимости от коррозионной активности грунта). Принципиально схема протекторной защиты заключается в следующем: создается контакт стальной поверхности с металлом (магнием, цинком), имеющим более электроотрицательный потенциал. В искусственном гальваническом элементе в присутствии электролита — воды, насыщенной H2S и С02, анод (магний, цинк и др.) разрушается, на катоде лее (стальное оборудование) эффект коррозии не проявляется.

Большая протяженность и металлоемкость конструкции промыслового оборудования требуют значительных затрат электроэнергии, а большая глубина скважин и многоколон-ность конструкции скважин создают трудности использования протекторов.

В США и Канаде протекторы устанавливаются в неглубоких скважинах (450 —600 м), а катодная защита наряду с ингибиторами является основным средством защиты глубоких скважин.

Применение протекторной защиты (катодная защита гальваническими анодами) допускается групповыми установками.

В качестве гальванических анодов (протекторов) можно применять все металлы, имеющие отрицательный потенциал больше, чем железо. Практически для защиты подземных трубопроводов лучше применять магний, цинк и алюминий. По количеству электроэнергии, получаемой с единицы массы, эффективнее алюминий и магний, однако на поверхности алюминия образуется плотный слой окислов, снижающий эффективность работы протектора. Поэтому предпочтение отдают протекторам из магниевых сплавов повышенной и высокой чистоты. Магниевые протекторы выпускаются в комплекте с порошкообразным активатором из гипса, эпсо-мита и глины.

Ограничить проникновение блуждающих токов, создаваемых в земле рельсовым транспортом, работающим на постоянном токе, в подземный трубопровод можно увеличением переходного сопротивления слоя изоляции и продольного сопротивления трубопровода, а также созданием на трубо-

223

проводе более отрицательного потенциала, чем потенциал рельсов.

На трубопроводах в зоне действия блуждающих токов применяется противокоррозионное покрытие усиленного типа. Увеличение продольного сопротивления трубопроводов достигается их электрическим секционированием изолирующими фланцами (например, на выходе подводного трубопровода на берег, на входе и выходе из компрессорной станции с собственным контуром заземления и т.п.).

3.4.4. ОТЛОЖЕНИЕ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ

И МИНЕРАЛОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ

И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Добыча газа часто на определенном этапе разработки сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ в поровом пространстве пласта-коллектора, стенках НКТ, наземных коммуникациях систем подготовки газа и т.п. Накопление солей приводит к уменьшению поперечного сечения, закупорке труб и оборудования, снижению коллек-торских свойств пласта, в итоге к значительным потерям давления или прекращению добычи газа практически на всех разрабатываемых месторождениях.

Главный источник выделившихся солей — минерализованная пластовая вода, попадающая в скважины вместе с добываемым газом. Причинами осаждения из нее солей и минералов являются: 1) снижение давления и температуры в процессе разработки месторождения; 2) смешение пластовых вод с растворами ионного происхождения (метанолом, водами). Борьба с отложениями солей требует значительных затрат. По этой причине большое практическое значение приобретают различные методы прогноза осаждения солей из пластовых вод, моделирования процессов закупорки порово-го пространства пласта и газопромыслового оборудования при различных режимах эксплуатации скважин. Моделирование позволяет выбрать наиболее эффективный способ борьбы с солеотложениями еще на стадии проектирования объектов.

Пластовые воды месторождений природных газов имеют различный состав, изменяющийся от почти пресных вод месторождений Западной Сибири до высокоминерализованных рассолов Шебелинского, Оренбургского и других месторож-

224

дений. Также различны температуры и давления в пластах-коллекторах. Разнообразны и условия эксплуатации месторождений: изменение температуры и давления в стволе скважин, дебит скважин и количество выносимых газом пластовых вод, состав закачиваемых в пласт и скважины растворов. Совокупность всех этих факторов в конечном итоге определяет состав и количество выделяющихся из раствора солей и минералов.

В процессе эксплуатации и особенно на завершающей стадии эксплуатации в скважинах и промысловых коммуникациях происходит интенсивное отложение солей.

На 1.01.86 г. солеотложения были на 557 скважинах Шебе-линского месторождения, т.е. 95,5 % эксплуатационного фонда. Процесс солеотложений прогрессирует с 4,5 % фонда скважин в 1971 г. по 95,5 % в 1985 г.

Мощности солевых пробок на ранней стадии 3-5 м и более 600 м на поздней.

Кристаллизация солей продолжается до полной закупорки НКТ или затрубного пространства. Чаще всего солеотложе-нию подвержены оба пространства с жестким прихватом НКТ.

Основным методом борьбы с солеотложениями является промывка скважин пресной водой. Начало промывки определяется по снижению производительности скважины или росту давления в затрубном пространстве.

На ранней стадии процесс солеотложений проходит мед-ленее, затем следует его ускорение. По отдельным скважинам время образования солевой пробки до полной закупорки НКТ измеряется 10-15сут, а по значительной части скважины рост пробок замедлен и измеряется в пределах 300-400 сут.

Для определения начала солеобразования применим акус-тико-гидродинамический способ исследования скважин с установкой на устье пгумомера. Также с помощью глубинного шумомера можно определить места образования солевых пробок в скважинах.

Промывка скважин пресной водой производится в количестве 4 — 5 м3 цементировочными агрегатами ЦА-320 и ЗЦА-400, кислотным агрегатом АЗИНМАШ-55, паромере установками ППУ-ЗМ.

При этом имеют место обвалы солей на забой. В связи с этим применяется дозировочная технология промывки свежей водой, заключающаяся в подаче воды порциями 300 — 400 л, с повторением цикла до полной ликвидации пробки.

225

Продолжительность промывки составляет около 15 ч. Ежегод-ные прямые затраты на проведение этих работ возрастают. С ростом числа промывок увеличиваются потери газа в ат-мосферу, так как при промывке скважина работает на факел.

Глухие пробки ликвидируются при капитальном ремонте с подъемом НКТ.

Для предупреждения солеобразования был предложен метод подачи воды в затрубное пространство каждой скважины по специально проложенным трубопроводам (ингибиторо-проводам) диаметром 28-32 мм. Предусматривается подача ингибитора на устье с помощью дозировочных или отдель-ных насосов на каждую скважину.

Максимальный расход воды находится в пределах 100– 200 л/сут и зависит от интенсивности солеобразования.

3.4.5. УДАЛЕНИЕ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

В газовых скважинах происходит конденсация парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она прак-тически полностью выносится на поверхность. По мере сни-жения скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на забой скважины за счет обводнения проницаемых пропластков и увеличения объемной кон-денсатонасыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вынос жидкости из скважины, происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает противодавление на пласт, приводит к снижению дебита, прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже пол-ной остановке скважины.

Предотвратить поступление жидкости в скважину можно поддержанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углево-дородов в призабойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в сква-

226

жину. Кроме того, молено предотвратить поступление воды в скважину изоляцией посторонних и пластовых вод.

Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периодически. Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в сепараторы, отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или НКТ с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.

Периодическое удаление жидкости можно осуществить остановкой скважины для поглощения жидкости пластом, продувкой скважины в атмосферу через сифонные или НКТ без закачки или с закачкой ПАВ (пенообразователей) на забой скважины.

Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геологопромысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции скважины, качества цементирования заколонного пространства, периода разработки залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину.

Количество воды и конденсата, выделяющихся из газа на забое скважины при забойных давлении и температуре, определяется по кривым влагоемкости газа и изотермам конденсации.

Для предупреждения прорыва конуса подошвенной воды в газовую скважину ее эксплуатируют при предельных безводных дебитах.

Посторонние и пластовые воды изолируются закачкой цементного раствора под давлением. Во время этих операций газонасыщенные пласты изолируют от обводненных пакера-ми. На подземных хранилищах газа отработан метод изоляции обводненных пропластков закачкой в них ПАВ, препятствующих поступлению воды в скважину. Опытно-промышленные испытания показали, что для получения устойчивой пены “концентрацию пенообразователей" следует принять равной 1,5-2 % объема закачиваемой жидкости, а стабилизаторы пены - 0,5-1 %. В качестве пенообразователя применяют сульфонол и ДМ-РАС, в качестве стабилизатора -КМЦ-500. Для перемешивания ПАВ и воздуха на поверхности применяют аэратор (типа “перфорированная труба в трубе”). Через перфорированный патрубок компрессором закачивают воздух, в наружную трубу — водный раствор ПАВ насосом с расходом 2-3 л/с.

227

Эффективность метода удаления жидкости обосновывается специальными исследованиями скважин и технико-экономическими расчетами.

Для поглощения жидкости пластом скважину останавливают на 2 —4 ч. Поскольку столб жидкости не всегда уходит в пласт, а при низких давлениях приток газа может не возобновиться, этот метод применяют редко.

Подключение скважины к газосборной сети низкого давления позволяет эксплуатировать обводненные скважины, отделять воду от газа, использовать газ низкого давления в течение длительного времени.

Продувка скважин в атмосферу осуществляется в течение 15-30 мин. Скорость газа на забое при этом должна достигать 3 —6 м/с. Метод прост и применяется, если дебит восстанавливается на длительный срок (несколько суток). Однако этому методу присущи многие недостатки: жидкость с забоя удаляется не полностью, возрастающая депрессия на пласт приводит к интенсивному поступлению новых порций воды, разрушению пласта, образованию песчаной пробки, загрязнению окружающей среды, потерям газа.

Периодическая продувка скважин осуществляется через НКТ диаметром 63 — 76 мм или через специально спущенные сифонные трубы диаметром 25-37 мм. От продувки в атмосферу этот метод отличается тем, что он применяется только после накопления определенного столба жидкости на забое.

Газ из скважины вместе с жидкостью поступает в газосборный коллектор низкого давления, отделяется от воды в сепараторах и поступает на компримирование или сжигается в факеле. Автомат, установленный на устье, периодически приоткрывает клапан на рабочей линии. Команду на это автомат получает при возрастании до заданного перепада между давлениями в затрубном пространстве и в рабочей линии. Значение этого перепада зависит от высоты столба жидкости в НКТ.

Для накопления жидкости на забое может использоваться внутрискважинная сепарация газожидкостного потока. Такой способ сепарации с последующей продавкой жидкости в нижележащий горизонт был испытан на скважинах Коробковского месторождения. При этом методе существенно уменьшаются гидравлические потери давления в стволе скважины и расходы на сбор и утилизацию пластовых вод.

228

Периодическое удаление жидкости молено осуществлять и при подаче ПАВ на забой скважины. При контакте воды с пенообразующим веществом и барботаже газа через столб жидкости образуется пена. Поскольку плотность пены существенно меньше плотности воды, даже сравнительно небольшие скорости газа (0,2-0,5 м/с) обеспечивают вынос пенообразной массы на поверхность.

При минерализации вод менее 3 — 4 г/л применяется 3 — 5 %-ный водный раствор сульфонола, при высокой минерализации (до 15 — 20 г/л) ипользуют натриевые соли суль-фокислот. Жидкие ПАВ периодически закачиваются в скважину, а из твердых ПАВ (порошки "Дон”, "Ладога", Триалон и др.) изготовляют гранулы диаметром 1,5 — 2 см или стержни длиной 60 — 80 см, которые затем подают на забой скважин.

Для скважин, имеющих приток воды до 200 л/сут, рекомендуется вводить до 4 г активного вещества ПАВ на 1 л воды, на скважинах с притоком до 10т/сут это количество уменьшается.

Ввод на отдельных скважинах Майкопского месторождения до 300-400 л раствора сульфонола или порошка “Новость" приводило к увеличению дебитов в 1,5-2,5 раза по сравнению с начальными, продолжительность эффекта достигала 10— 15 сут. Присутствие конденсата в жидкости снижает активность ПАВ на 10 — 30 %, а если конденсата больше, чем воды, пена не образуется. В этих условиях применяют специальные ПАВ.

Непрерывное удаление жидкости с забоя происходит при определенных скоростях газа, обеспечивающих образование капельного двухфазного потока. Известно, что эти условия обеспечиваются при скоростях газа более 5 м/с в НКТ диаметром 63-76 мм при глубинах скважин до 2500 м.

Непрерывное удаление жидкости применяется в тех случаях, когда пластовая вода непрерывно поступает на забой скважины. Диаметр колонны НКТ подбирается таким образом, чтобы получить скорости потока, обеспечивающие вынос жидкости с забоя. При переходе на меньший диаметр труб увеличиваются гидравлические сопротивления. Поэтому переход на меньший диаметр эффективен в том случае, если потери давления на трение меньше противодавления на пласт столба жидкости, которая не удаляется с забоя.

Для удаления жидкости с забоя успешно применяются газ-лифтные системы с забойным клапаном. Газ отбирается по

229

затрубному пространству, а жидкость удаляется через НКТ, на которых установлены пусковые газлифтные и забойные клапаны. На клапан действуют сила сжатия пружины и разность давлений, создаваемых столбами жидкости в НКТ и затрубье (вниз), а также сила, обусловленная давлением в за-трубном пространстве (вверх). При расчетном уровне жидкости в затрубном пространстве соотношение действующих сил становится таким, что клапан открывается и жидкость поступает в НКТ и далее в атмосферу или в сепаратор. После снижения уровня жидкости в затрубье до заданного входной клапан закрывается. Жидкость внутри НКТ накапливается до тех пор, пока не сработают пусковые газлифтные клапаны. При открытии последних газ из затрубного пространства поступает в НКТ и выносит жидкость на поверхность. После снижения уровня жидкости в НКТ пусковые клапаны закрываются, и внутри труб снова накапливается жидкость за счет перепуска ее из затрубья.

В газовых и газоконденсатных скважинах применяют плунжерный лифт типа "летающий клапан”. В нижней части колонны НКТ устанавливают трубный ограничитель, а на фонтанной арматуре - верхний амортизатор. Плунжер помещают в фонтанные трубы, которые служат ему направляющим каналом (“цилиндром”), а сам он выполняет роль “поршня”.

Практикой эксплуатации установлены оптимальные скорости подъема (1-3 м/с) и падения (2-5 м/с) плунжера. При скоростях газа у башмака более 2 м/с применяют плунжерный лифт непрерывного действия.

При низких пластовых давлениях в скважинах глубиной до 2500 м используют скважинные насосные установки. В этом случае удаление жидкости не зависит от скорости газа и может осуществляться до самого конца разработки залежи при снижении устьевого давления до 0,2 —0,4 МПа. Таким образом, скважинные насосные установки применяют в условиях, когда другие способы удаления жидкости нельзя использовать либо их эффективность резко падает.

Скважинные насосы устанавливают на НКТ, а газ отбирают через затрубное пространство. Чтобы исключить поступление газа на прием насоса, его размещают ниже зоны перфорации под буферным уровнем жидкости или над забойным клапаном, который пропускает в НКТ только жидкость.

230

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 3

1. Ширковский AM. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсат-ных месторождений. - М: Недра, 1987. - С. 310.

2. Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф., Басилаев К.С. Добыча природного газа. -М: Недра, 1976. - С. 368.

3. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М: Недра, 1985. - С. 421.

4. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. - М: Недра, 1975.

5. Коротаев Ю.П., Швидлер ММ. Расчет проникновения глинистого раствора в пласт // Газовая промышленность. — 1971. — №8.

6. Коротаев Ю.П. Исследование и режимы эксплуатации скважин // Обзор. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1991. - С. 74.

7. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата: Справ. руководство. - М: Недра, 1987. - Т. П. - С. 173-187.

8. Бирюков В.И., Виноградов В.Н., Мартиросян М.М., Михайлычев В.Н. Абразивное изнашивание газопромыслового оборудования. - М: Недра, 1977.

9. Ермилов О.М. и др. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. - М: Наука, 1996.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)