Конструкция и режимы эксплуатации газовых скважин

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.

Конструкции скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях и подземных хранилищах газа: а - Майкопское газоконденсатное месторождение (скв. 37), 146 мм обсадная колонна (сварная); б - Вуктыльское газоконденсатное месторождение; в - Уренгойское газоконденсатное месторождение (высокодебитная скв. 22); г - Медвежье газовое месторождение (высокодебитная скв. 18); 1 - хвостовик; д - ПХГ-1, е - ПХГ-2

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

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

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

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

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитель (пакер); колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переходник и замок; аварийный, срезной клапан; разъединитель колонны НКТ; хвостовик.

1 — эксплуатационный пакер; 2 — циркуляционный пакер; 3 — ниппель, 4 — забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 — разобщитель колонны НКТ; 6 — ингибиторный клапан; 7 — аврийный срезной клапан; 8 — ПКТ; 9 — жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 — хвостовик

Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и трубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (H₂S, CO₂, 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 снизу вверх. Фонтанные трубы изготовляют из высококачественной стали, цельнотянутыми длиной 5-7м с внутренним диаметром 33, 60, 63, 89 и 102мм. Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне 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 колонны НКТ, обработки скважины различными химическими агентами и т.д. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней.

Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения за-трубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидратообразования в колонну. Клапан устанавливается колонне НКТ во время ее спуска и извлекается вместе с ней.

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

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

Скважинное предохранительное оборудование газовых скважин состоит из двух отдельных узлов: разобщителя (пакера); собственно клапана-отсекателя.

Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей 1) колонной головки, 2) трубной головки и 3) фонтанной елки.

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

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

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

1) освоения скважины;

2) закрытия скважины;

3) контроля и регулирования технологического режима работы скважины.

Устьевой клапан-отсекатель предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после.

Конструкция забоя.

1. Если продуктивный пласт сложен плотными ГП. В этом случае обсадная колонна спускается только до кровли продуктивного пласта, а скважина эксплуатируется открытым забоем.

2. Пласт сложен слабосцементированными ГП, но устойчивыми к разрушению при эксплуатации. В этом случае обсадная колонна спускается на всю глубину скважины, цементируется и перфорируется.

3. Пласт сложен рыхлыми ГП, которые разрушаются при эксплуатации скважины и выносятся потоком газа в ствол скважины. В этом случае применяется конструкция по 2-му варианту плюс в ПЗ закачивается закрепляющее вещество (синтетические смолы, цементы).

Режим эксплуатации.

Определяется двумя параметрами – забойное давление Р_заб. и диаметр подъемника d.

При выборе режима необходимо учитывать: возникновение осложнений при эксплуатации скважин:

1 – вынос пород ПЗП в скважину;

2 – образование гидратных отложений;

3 – вынос из пласта воды и скопление воды на забое скважины.

С целью предотвращения этих осложнений для каждой скважины определяется величина минимально допускаемого дебита, который обеспечивает вынос всей жидкости с забоя скважины, механических частиц и не приводит к образованию газовых гидратов.

Минимально допустимый дебит

где d – внутренний диаметр подъемника; m – молекулярная масса газа; Т_заб. – забойная температура; z – коэффициент сверхсжимаемости газа.

Все режимы эксплуатации классифицируются по схеме:

1) когда работа скважины происходит без всех перечисленных осложнений;

2) на забое скважины при любых дебитах и диаметрах происходит скопление воды;

3) когда в стволе скважины образуется песчаная пробка.

Расчет фонтанных газовых скважин производится также как у нефтяных при условии, что газовые факторы являются бесконечно большими, а дебит скважины по жидкости – бесконечно малая величина.

Регулирование работы газовых скважин производится одним способом – путем изменения давления на устье скважины.