Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава IX
ОБОРУДОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
§ 1. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН
Конструкция и оборудование газовых скважин имеют много общего с нефтяными скважинами, которые эксплуатируются фонтанным способом.
На устье предусмотрены ниппеля и вентили, к которым подключают манометры для измерения давления в скважине, а на линии отвода газа — карманы для термометров. Устье обвязывают так, чтобы была возможность предупреждать образование гидратов и коррозию, а также продувать ее и глушить во время ремонтных работ.
Забой газовых скважин, так же как и нефтяных, конструируют в основном исходя из геолого-механических свойств продуктивного пласта. Фильтры, вскрывающие неустойчивые породы, применяют нечасто по причине сложности их установки и ненадежной работы. Во избежание разрушения пласта-коллектора снижают депрессию на пласт.
После определения диаметра фонтанных труб устанавливают размеры эксплуатационной колонны (диаметр и длину), а затем и всей скважины. Внутренний диаметр скважины принимают на 20 мм больше внешнего диаметра муфт или высаженных концов фонтанных труб.
Диаметр фонтанных труб определяют с учетом: 1) обеспечения очистки забоя от воды, конденсата и частиц породы; 2) снижения потерь давления.
При теоретическом подходе к решению этой задачи используют приближенные зависимости
v =1,2 икр, где
Зфрг
Здесь v — фактическая скорость восходящего потока газа, измеренная в забойных условиях, м/с; икр — критическая скорость, м/с; g — ускорение свободного падения, м/с; d — диаметр частиц; <р — коэффициент, учитывающий форму частиц породы ((р~0,3-=-0,-75); рп и рг — плотность соответственно частиц по* роды и газа в забойных условиях, кг/м3.
226
Процесс выноса с забоя частиц воды, конденсата и грязи весьма сложен. Он зависит от многих трудно определяемых переменных. В связи с этим при расчетах необходимого диаметра фонтанных труб исходят из практических соображений и опыта. Расход газа Q (в м3/с) находят по формуле
= 0,35D2-5
(IX.1)
где D — внутренний диаметр фонтанных труб, см; р3 — давление на забое скважины, МПа; М — средняя молекулярная масса газа; Тс — температура газа на забое, "С; z — коэффициент сверхсжимаемости газа.
Поскольку расход Q задан с учетом режима эксплуатации скважин, по формуле (IX.1) можно найти диаметр фонтанных труб. Часто для этого задаются минимальной допустимой скоростью потока газа на забое по вертикали. Она составляет 3— 5 м/с. Тяк как потери на трение и вес столба газа существенно зависят от глубины скважины и давления в ней, при расчетах по формуле (IX.1) следует проверять разность давлений на забое и устье.
В табл. IX.1 приведены данные внутреннего диаметра фонтанных труб газовых скважин, применяемые на практике.
Конструкция скважины в зависимости от состава газа, условий эксплуатации, значения ее как источника энергии может быть одноколонной, состоящей из кондуктора и фонтанных труб, или сложной.
Высокопроизводительные скважины, пробуренные на глубокие пласты, содержащие газ с коррозионными компонентами (H2S, CO2, меркаптаны), а также скважины, эксплуатирующие одновременно и раздельно два продуктивных объекта, для сохранения эксплуатационной колонны и колонны фонтанных труб оборудуют пакером, перекрывающим затрубное пространство в нижней части ствола или между двумя объектами.
Таблица IX.1
Ориентировочные значения внутреннего диаметра фонтанных труб (мм)
Глубина, м
Q. м3с 400 600 800 1000 1500 2000
0,5 63 63 63 50 50 50
1,0 63 63 63 63 50 50
2,0 76 76 76 63 50 50
5,0 89 89 76 76 63 63
10,0 127 100 89 89 76 76
15,0 — 127 100 100 89 89
20,0 — — 127 127 100 100
15*
227
Технология эксплуатации газовых скважин предусматривает использование глубинных клапанов — приспособлений, с помощью которых устанавливается или прекращается связь между затрубным пространством и фонтанными трубами, предназначенными для обеспечения пуска скважин и последующей их эксплуатации.
В промысловой практике применяют глубинные клапаны следующих конструкций.
1. Клапаны механического действия. Для его открытия в скважину спускают на канате приспособление, которое во время пуска скважины удерживает клапан открытым до выхода жидкости из труб. По мере ее удаления приспособление опускается до следующих клапанов и поддерживает их открытыми до пуска скважины.
Затем приспособление 'извлекают на поверхность, после чего скважина эксплуатируется на заданном режиме,
2. Клапаны гидравлического действия, основанные на принципе перепада между давлениями в затрубном пространстве и в фонтанных трубах.
На рис. IX. 1 показана схема циркуляционного клапана, который устанавливают непосредственно над пакером. Для срабатывания его в трубы бросают шарик, который, дойдя до расположенного ниже клапана сужения, «запирает» фонтанные трубы. После выполнения операции шарик может быть продавлен на забой или вымыт на поверхность прямым потоком.
На рис. IX.2 показан ингибиторный клапан, который перепускает закачиваемые в затрубное пространство вещества в фонтанные трубы. Нормально он закрыт и срабатывает в результате накопления жидкости в затрубном пространстве.
Клапаны-отсекатели также разнообразны по конструкции. Наиболее простая показана на рис. IX.3.
При увеличении потока газа сверх расчетного значения скользящая муфта 1 сжимает пружину 2 и освобождает висящую заслонку 3, которая и закрывает скважину. После устранения причины чрезмерного расхода газа клапан-отсекатель возвращается в исходное состояние. Их иногда устанавливают и в верхней части скважины, непосредственно под устьем.
Мы рассмотрели типичные случаи оборудования скважин. На практике встречаются и другие варианты. В частности, при желании сохранить фонтанные трубы от разъедания блуждающими токами иногда применяют катодную защиту, устанавливая в муфтах цинковые протекторные кольца.
Обводняющиеся малодебитные скважины оборудуют приспособлениями для ввода ПАВ и насадками для улучшения вспенивания воды. В относительно неглубоких скважинах используют специально приспособленный для выноса воды плунжерный лифт, аппараты для строгого контроля потока газа или периодического изменения режима эксплуатации скважины.
998
Рис. 1Х.З. Клапан-отсек а тел ь
Рис. IX.1. Циркуляционный клапан:
/ — пружина; 2 — скользящая втулка; 3 — седло с отверстием: 4 — фонтанная труба
Рис. IX.2. Ингибиторный клапан
1 — корпус; 2 — перепускное отверстие; 3 — резиновая манжета; 4 — цанговая пружина
§ 2. РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Выбор оптимального режима эксплуатации газовых скважин — одна из актуальных проблем добычи газа. В себестоимости газа затраты на обустройство скважины составляют около половины всех расходов. Следовательно, увеличение отбора газа из скважин может заметно повысить технико-экономические показатели отрасли в целом. Однако при этом необходимо учитывать ограничения геологического, технологического, технического и экономического характеров. Геологические причины:
1) разрушение недостаточно устойчивых горных пород (пески и слабосцементированные песчаники) при значительных расходах газа; частицы породы, двигаясь со скоростью 5— 10 м/с, в основном не влияют на оборудование, однако засоряют систему сбора и подготовки газа, что способствует уменьшению толщины стенок труб и сосудов;
2) разрушение стенок труб и сосудов вследствие того, что в местах сужений и поворотов струи газа при содержании
229
пробок в трубе и плохо закрытых задвижках скорость газа достигает значений скорости звука;
3) обвалы призабойной части пласта вследствие удаления части породы.
Процесс разрушения породы в районе скважины сложен и изучен недостаточно глубоко, чтобы можно было иметь четкие рекомендации относительно допустимых отборов газа в конкретных условиях. По реальным скважинам момент начала разрушения пласта находят опытным путем при исследовании скважин с помощью породоуловителя.
Параметры допустимого режима раньше прогнозировали на основе положения, что частицы породы выносятся из пласта под влиянием вязкостной составляющей потока газа. В этом случае эксплуатировать скважину во время разработки залежи следует при условии постоянства скорости фильтрации газа на забое или согласно формуле
где С — коэффициент, включающий все постоянные и неизвестные величины.
Позже стали считать, что в случае больших расходов газа на частицу породы в основном воздействуют инерционные силы фильтрационного потока. Тогда для совершенных скважин
или в более строгой и общей форме
dr p3
где
Также считают, что разрушение пласта в призабойной зоне связано не столько с характером потока газа, сколько со снижением давления в призабойной зоне действующей скважины и с изменением напряженного состояния окружающих горных пород.
В последнем случае условие эксплуатации скважин, в продукции которых содержится песок, приближенно можно выразить зависимостью
рк — р3 = Др^С = const.
Обводнение скважин подошвенной водой (конусообразова-ние). В этом случае продуктивность скважин ухудшается, осложняется работа оборудования, часто ухудшается проводимость коллектора.
230
Теория конусообразования разработана достаточно детально. Существует ряд методик, позволяющих определить предельный расход газа без прорыва в скважину подошвенной воды. Наиболее проста методика, разработанная Б, Б. Лапуком, Б. Е. Сомовым и А. Л. Брудно.
По этой методике предельный расход газа
'*. (IX.5)
ИгРст
Здесь q * — безразмерный предельный расход газа:
q* = q*(p, ft), где
Р
где Як — радиус контура питания; b — толщина вскрытой части
пласта. Функцию р можно определить по рис. IX.4, h — относительное вскрытие.
Поскольку в формуле (IX.5) рк со временем понижается, предельный расход газа также должен уменьшаться. И условие эксплуатации скважины выражается зависимостью
где днп — начальный предельный расход. Если же залежь обводняется, то со временем значения h и RK становятся незначительными. Следовательно, q* и qn также изменяются, причем сложным образом. Так как сложно оценить соотношение горизонтальной kf и вертикальной feB проницаемостей пласта, ошибки в оценке дп могут быть большими. На практике следует сопоставлять величины, полученные опытным путем, с расчетными.
Большое влияние на интенсивность эксплуатации скважин оказывает неравномерное продвижение краевых вод.
Формулы для расчета изменения границы раздела газ—вода сложны и плохо подтверждаются практикой. Дело в том, что информация о пласте бывает обычно совершенно недостаточной для оценки условий эксплуатации отдельных скважин. В связи с этим параметры режима газовых скважин в процессе разработки корректируются на основе данных гидрогеологических и гидрохимических наблюдений. Отбор газа из некоторых скважин, дренирующих пропластки и участки, где наблюдается нежелательное продвижение краевых вод, уменьшается, в других — увеличивается.
Технологические причины
1. Образование гидратов в скважине и в шлейфах. В этом случае выбирают соответствующий режим эксплуатации.
231
г
0,20 0,15
0,10 Q,Q5
газа
10
Давление газа
О 0,2. 0,4 ots 0,8 Ь
Рис. IX.4. График зависимости q* от р и h
Рис. 1Х.5. График определения зоны возможного гидратообразования в скважине.
Температура: / — грунта; 3 — гаэз при его расходе q; 4 — равновесная температура образования гидратов при расходе ij (безгидратный режим); 2 — давление газа в скважине при его расходе q; 6 — глубина нейтрального слон
Температура горных пород увеличивается с глубиной примерно линейно. В зоне вечной мерзлоты она практически постоянная и составляет от —3 до —5 °С.
Газ, поднимаясь на поверхность, остывает. Его температуру можно рассчитать или измерить. Так как изменение температуры в скважине мало влияет на давление в ней, равновесную температуру гидратообразования можно определить и в стволе скважины, и в шлейфе как функцию давления (по средней температуре). Если эта температура ниже существующей, гидраты не образуются, если она выше — образуются. В последнем случае, чтобы устранить зону гидратообразований, увеличивают расход газа, но до определенного предела (при высоких расходах получают большие потери давления, в результате температура газа начинает снова снижаться за счет эффекта Джоуля—Томсона). На рис. IX.5 показан график определения зоны возможного гидратообразования (см. табл. гл. II). Условие отбора газа в этом случае: tj-^const.
2. Необходимость выноса с забоя скважины конденсата тяжелых углеводородов или воды. Условие эксплуатации в этом случае (приближенное):
(//рз = const.
Технические причины: пропускная способность системы, допустимые нагрузки на оборудование, вибрация элементов системы, ее растепление, возможность смятия колонны,
232
раскрытие верхних вод и многое другое. Решают эти вопросы с учетом конкретных условий эксплуатации скважины.
Экономические причины. Как правило, они возникают тогда, когда других ограничений не существует. Например, при исправных скважинах, газовом режиме залежи, устойчивых коллекторах, правильно рассчитанном оборудовании. В этом случае режим скважины должен обеспечить минимум приведенных затрат по системе в целом за весь период разработки.
Если из скважин отбирать чрезмерно большие количества газа, то давление на устье будет низким. Придется рано вводить ДСК, иметь очень большую ее мощность, применять аппараты и трубы завышенного диаметра, что приведет к удорожанию себестоимости газа. В данном случае экономическое обоснование режима эксплуатации скважин совпадает с обоснованием оптимального варианта разработки залежи.
На главную страницу