Разработка месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Разработка газовых месторождений

2. Разработка газоконденсатных месторождений

3. Конструкции и оборудование газовых скважин

4. Сепарация газа у скважины

5. Исследования газовых скважин

6. Установление технологического режима работы газовых скважин



1. Разработка газовых месторождений

Разработка газовых месторождений - комплекс работ по извлечению природного газа из пласта-коллектора.

Под системой разработки газовых месторождений понимают размещение на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатационных наблюдательных и пьезометрических скважин и соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием допустимых технологических режимов эксплуатации скважин. Добываемый природный газ на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства промысла. Система разработки газовых месторождений и обустройство промысла должны обеспечить заданный уровень добычи газа и целевых компонентов с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентом газоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды (если месторождение содержит несколько залежей, то задаваемый уровень добычи газа из каждой находится в результате решения задачи оптимального распределения отбора газа по отдельным залежам данного месторождения, отбор газа из которого определяется на основании оптимизации уровней добычи по месторождениям рассматриваемой газоносной провинции).

Разработки газовых месторождений характеризуются зависимостями изменения по времени среднегопластового давления, забойных и устьевых давлений по скважинам, числом скважин, мощностью дожимных компрессорных станций, объёмами поступающей в залежь пластовой воды, технологическими параметрами системы обустройства промысла, а также уровнями капитальных вложений и эксплуатационных расходов, себестоимостью добычи газа и др. Изменение этих показателей в значительной мере зависит от режима газовой залежи.

При газовом режиме в процессе разработки газовых месторождений контурная или подошвенная воды практически не поступают в залежь. При водонапорном режиме продвижение в залежь воды приводит к замедлению темпа падения среднего пластового давления. Последнее обстоятельство непосредственно сказывается на изменениях дебитов газовых скважин, а следовательно, на их количестве, продолжительности периодов бескомпрессорной эксплуатации и компрессорной эксплуатации, постоянной и падающей добычи газа, мощности дожимной компрессорной станции. В этом случае также отмечаются обводнение части скважин (что вызывает необходимость бурения новых), снижение коэффициента газоотдачи пласта и, кроме того, осложнения, возникающие при эксплуатации скважин и системы обустройства промыслов при значительных объёмах добываемой вместе с газом пластовой воды. На темп падения среднего пластового давления оказывают влияние деформацияколлектора продуктивного пласта (вследствие изменения коэффициента пористости при снижении внутрипорового давления), процессы десорбции, дегазации остаточной воды и нефти, имеющие место притоки или утечки газа в близлежащие продуктивные горизонты, соседние залежи газа.

В ряде случаев при снижении давления в газовую залежь может поступать вода, выжимаемая, например, из вышезалегающего глинистого пласта - покрышки залежи.

Важнейшим элементом системы разработки газовых месторождений является газовая скважина. Уравнение притока газа к скважине характеризуется нарушением линейного закона фильтрации (закон Дарси), обусловленным высокими скоростями фильтрации газа в призабойной зоне пласта, и описывается (для установившегося фильтрационного течения идеального газа) формулой:

(1)

где рк(t) - пластовое давление в районе данной скважины в момент времени t; pc(t) - забойное давление в скважине на тот же момент времени; А и В - коэффициент фильтрационных сопротивлений; q(t) -- дебит скважины в момент времени t, приведённый к атмосферному давлению и пластовой температуре.

Другая отличительная особенность притока газа к скважине - искривление линий тока вследствие несовершенства скважины по характеру вскрытия пласта, а если скважина частично вскрывает продуктивный пласт, то и вследствие несовершенства скважины по степени вскрытия. К особенностям притока газа к скважине относятся также значительные потери давления в призабойной зоне пласта. По мере падения пластового давления в районе скважины происходит деформация продуктивного коллектора.

Проницаемость призабойной зоны уменьшается, продуктивная характеристика скважины ухудшается. В случае расположения скважины в слабосцементированном коллекторе происходит разрушение последнего, на забое скважины образуется песчаная пробка. В процессе добычи газа чаще всего наблюдается осушка призабойной зоны пласта. Профиль притока газа к скважине вдоль вскрытой части пласта зависит от изменения коллекторских свойств продуктивного пласта по вертикали. Определяется он также глубиной спуска насосно-компрессорных труб, по которым газ подаётся на поверхность. Степень дренирования продуктивного пласта по вертикали в значительной мере предопределяет избирательное поступление воды в газовую залежь и преждевременное обводнение эксплуатационных скважин.

При относительной однородности пласта-коллектора и наличии подошвенной воды обводнение эксплуатационных скважин происходит за счёт явления конусообразования, подтягивания к скважине подошвенной воды. газовый месторождение скважина сепарация

Процесс фильтрации газа в пласте является практически изотермическим. Однако в призабойной зоне пласта вследствие падения давления может происходить и снижение температуры. Поэтому при низкой пластовой температуре в призабойной зоне возможно образование гидратов углеводородных газов, что резко снижает продуктивность скважины. Снижение температуры происходит, кроме того, при движении газа по насосно-компрессорным трубам, здесь также возможно образование гидратных пробок. Поступающий на поверхность газ имеет температуру, большую температуры вышележащих пород. Поэтому при добыче газа в зоне многолетнемёрзлых пород происходит локальный прогрев последних и в случае остановки скважины возможно смятие эксплуатационных колонн в результате явления обратного промерзания пород. Когда в пластовом газе содержится сероводород и (или) углекислый газ, которые вместе с парообразной влагой или поступающей пластовой водой могут вызывать коррозию забойного и устьевого оборудования скважины, а также насосно-компрессорных труб, при добыче газа осуществляют ингибирование, предотвращающее образование гидратов, коррозию, выпадение солей. Для восстановления, улучшения продуктивных характеристик газовых скважин применяют методы интенсификации притока газа к забоям скважин. В случае карбонатных коллекторов эффективными оказываются соляно-кислотные обработки призабойной зоны, песчано-глинистых коллекторов - гидравлический разрыв пласта. Эффективно также торпедирование, использованиевзрывов, гидропескоструйной перфорации. В случае выхода скважины из строя осуществляют капитальный ремонт скважины.

Работа газовых скважин регламентируется технологическим режимом эксплуатации, обеспечивающим охрану недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин.

Для средних, крупных и уникальных по запасам газовых месторождений, являющихся источником дальнего газоснабжения, характерны периоды разработки: нарастающей, постоянной и падающей добычи газа. В период нарастающей добычи газа проводятся разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, обустройство промысла, строительство и ввод в эксплуатацию одного или нескольких магистральгых газопроводов и линейных компрессорных станций (в ряде случаев период включает опытно-промышленную эксплуатацию месторождения, при которой наряду с добычей газа осуществляется доразведка месторождения, уточнение большинства исходных геолого-промысловых параметров).

Период характеризуется высокими дебитами скважин, а также высокими давлениями на устьях, позволяющими без использования компрессорных станций осуществлять сбор, обработку и подачу газа в магистральный газопровод (продолжительность периода на разрабатываемых отечественных месторождениях от 1 до 13 лет; перспективно его сокращение). В период постоянной добычи (характеризуется наиболее благоприятными технико-экономическими показателями разработки месторождения) отбираются основные запасы газа из месторождения. При этом продолжается разбуривание месторождения, обустройство промысла, вводятся в эксплуатацию дожимные компрессорные станции. К концу периода накопленный отбор газа доходит до 60-70% от его начальных запасов в пласте (продолжительность периода от нескольких до десяти и более лет).

Период падающей добычи газа характеризуется снижением (во времени) дебитов скважин, пластовых, забойных и устьевых давлений, уменьшением эксплуатационного фонда скважин вследствие, например, их обводнения. Ухудшаются условия добычи газа и технико-экономические показатели разработки месторождения. В этот период необходимо внедрение методов повышения компонентоотдачи пласта. Интенсификация добычи газа из обводняющихся скважин приводит к замедлению падения отбора газа из месторождения в целом (Битковское месторождение). На завершающей стадии периода падающей добычи осуществляется переориентация газового промысла на снабжение газом местных потребителей. Период завершается (продолжительность периода от нескольких лет до 10-20 лет), когда использование добываемого газа потребителем становится менее эффективным по сравнению с применением замыкающего топлива (каменного угля) или вследствие обводнения всего фонда эксплуатационных скважин; при этом добывается от 20-40% (на крупных по запасам месторождениях) до 90% и более от извлекаемых запасов газа (на малых месторождениях). Различают также периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации месторождения.

Эффективность разработки газовых месторождений во многом определяется схемой размещения скважин на площади газоносности и на структуре (газовая залежь, как правило, представляет собой единую газодинамическую систему с водоносным бассейном), которая обосновывается на основании газогидродинамических и технико-экономических расчётов. Различают следующие схемы размещения скважин на площади газоносности: равномерное размещение по квадратной или треугольной сетке, в виде цепочек, размещение скважин в центральной (сводовой) части залежи, неравномерное размещение скважин на площади газоносности, кустовое размещение скважин.

2. Разработка газоконденсатных месторождений

Разработка газоконденсатных месторождений - комплекс работ по извлечению газоконденсатной смеси из пласта-коллектора. Протекает на газоконденсатном месторождении посредством реализации определённой системы разработки размещением на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатационных, нагнетательных, наблюдательных и пьезометрических скважин, соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием необходимых технологических режимов эксплуатации скважин.

Добываемая газоконденсатная смесь на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства газоконденсатного промысла, включающая поверхностное оборудование для сбора газоконденсатной смеси, разделения её на газ и конденсат, отделения сопутствующих ценных компонентов, очистки, осушки, компримирования газа и подачи его потребителю или в магистральный газопровод, а также первичной переработки конденсата (разделение на фракции) и транспортирования его на конденсатный завод.

Под рациональной системой разработки газовых месторождений и обустройства промысла понимается система, при которой обеспечивается заданная добыча газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентом газо- и конденсатоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды.

Разработка газовых месторождений характеризуется следующими основными технологическими и технико-экономическими показателями: зависимостями изменения во времени среднего пластового давления, забойных и устьевых давлений по скважинам, необходимого числа скважин и мощности компрессорных станций, объёмов поступающей в залежь пластовой воды, технологическими параметрами системы обустройства промысла, а также необходимыми уровнями капитальных вложений и эксплуатационных расходов, себестоимостью добычи газа и конденсата.

Изменение этих показателей в значительной мере зависит от режима газоконденсатной залежи.

Разработка газовых месторождений сопровождается фазовыми превращениями пластовой газоконденсатной смеси с массообменом компонентов между газовой и жидкой фазами в процессе изменения термобарических условий залежи. Разработка газовых месторождений с истощением пластовой энергии может вестись как при газовом, так и при водонапорном режимах. Снижение пластового давления при практически неизменной пластовой температуре в процессе разработки газовых месторождений приводит к повсеместному выпадению конденсата в пласте и изменению его содержания, а также содержания отдельных компонентов газоконденсатной смеси в продукции эксплуатационных скважин. Выпавший в пласте конденсат практически на поверхность не выносится. Это обусловливает его иногда большие пластовые потери, достигающие 70% от потенциального содержания конденсата в газоконденсатной смеси (разработки газовых месторождений с истощением пластовой энергии на газовом режиме). Выпавший в пласте конденсат практически не влияет на величину коэффициента газонасыщенностипродуктивного пласта-коллектора и поэтому существенно не изменяет его ёмкостные и фильтрационные параметры. В призабойной зоне пласта имеет место двухфазная фильтрация газа и конденсата. При водонапорном режиме внедряющаяся в залежь вода частично поддерживает пластовое давление в газоносных зонах пласта и вытесняет выпавший в пласте конденсат. Однако неоднородность коллекторских свойств продуктивного пласта приводит к избирательному и нерегулируемому продвижению воды и значительному снижению газо- и конденсатоотдачи пласта. Изменение содержания компонентов добываемой из пласта газоконденсатной смеси при снижении пластового давления меняет конденсатоотдачу даже при постоянных объёмах добычи газа.

Работа газоконденсатных скважин регламентируется технологическими режимами эксплуатации, которые осуществляются путём поддержания и регулирования на забоях (устьях) скважин или наземных сооружениях заданных условий изменения дебита и давления, обеспечивающих соблюдение правил охраны окружающей среды и безаварийной эксплуатации скважин. Различают следующие технологические режимы эксплуатации скважин: максимально допустимая депрессия на пласт, допустимый градиент давления; постоянный дебит газа; изменяющийся во времени дебит газа, распределённый между скважинами с условием минимальных потерь давления или максимизации суммарного или допрорывного коэффициента конденсатоотдачи пласта; градиент давления, обеспечивающий безводную эксплуатацию скважин при проявлении водонапорного режима пласта или наличии подошвенной воды.

На выбор технологического режима эксплуатации скважин при прочих равных условиях влияют тип залежи, начальные термобарические условия, прочность горных пород, состав пластового газа, технологические особенности эксплуатации скважин (дросселирования газа в призабойной зоне, гидратообразование в стволе скважины, удаление жидкости из ствола скважины).

Различают пассивные и активные способы разработки газовых месторождений. Пассивные способы, приводящие к истощению пластовой энергии и основанные на регулировании технологических режимов работы только эксплуатационных скважин, позволяют увеличить конечную конденсатоотдачу пласта не более чем на 5%. Активные способы, основанные на регулировании энергии пласта, предотвращающем или значительно снижающем выделение в нём конденсата, позволяют увеличить конденсатоотдачу на 15-20%. Выделяют методы глобального и локального воздействия на пласт. Глобальные методы предусматривают воздействие на весь пласт или часть его через систему нагнетательных и эксплуатационных скважин и обеспечивают поддержание пластового давления или способствуют вытеснению уже выпавшего конденсата в пласте. Для поддержания пластового давления в пласт закачивают рабочий агент: углеводородные, неуглеводородные газы или их смеси, воду. В качестве углеводородных газов используют большей частью сухой газ, добываемый из газоконденсатной смеси, прошедшей промысловую обработку с целью удаления высококипящих углеводородов С₅+высшие, а в качестве неуглеводородных газов - двуокись углерода, азот, дымовые газы.

Пластовое давление поддерживают на уровне (или выше) давления начала конденсации и ниже давления начала конденсации пластовой газоконденсатной смеси. В первом случае во всём пласте за исключением призабойных зон эксплуатационных скважин создаются условия, предотвращающие выделение конденсата. Во втором случае месторождение разрабатывают вначале в течение некоторого времени на режиме истощения и лишь затем начинают закачку в пласт газа. Для обоснования экономической целесообразности обратной закачки определяют содержание конденсата в газе, оценивают схему обработки добываемого газа и расходы на нагнетание рабочего агента. Количество закачиваемого газа может быть выше, равным или меньшим количества отбираемого из пласта газа. В последнем случае часть отбираемого из пласта газа подаётся потребителю.

Поддержание пластового давления осуществляется также путём закачки в пласт воды. Возможное преждевременное обводнение залежи и скважин вследствие неоднородности коллекторских свойств пласта по площади и толщине, а также неравномерное дренирование отдельных пачек и пропластков, осложняемое неравномерной закачкой воды по вскрытой толщине пласта в нагнетательных скважинах, резко ограничивают перспективы закачки воды на газоконденсатных месторождениях. Этот метод поддержания пластового давления используют на месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями, разработка которых связана с проявлением повышенной деформации продуктивного коллектора. Закачку рабочего агента осуществляют через нагнетательные скважины, при высоком сопротивлении которых проводят очистку призабойной зоны и забоя продувкой газом, кислотной обработкой, торпедированием, дополнительной перфорацией, гидроразрывом пласта.

Вытеснение из пласта выпавшего газового конденсата производят после разработки газовых месторождений на режиме истощения. В качестве рабочего агента используют воду или различные углеводородные (этан-пропановая смесь, широкая фракция лёгких углеводородов) или неуглеводородные (двуокись углерода, мицеллярные растворы) растворители.

Методы локального воздействия позволяют предотвратить или снизить потери конденсата в призабойной зоне эксплуатационных скважин. Это достигается прогревом призабойной зоны в первом случае до температуры, превышающей крикондентерму пластовой смеси, и во втором случае выше пластовой температуры, но ниже крикондентермы. Извлечение на поверхность выпавшего в призабойной зоне конденсата осуществляется также в результате периодической закачки в эксплуатационные скважины и отбора из них каких-либо растворителей. При выборе способа воздействия на пласт учитывают особенности изменения свойств пластовой газоконденсатной смеси и количества добываемого конденсата при изменении пластового давления, геологическое строение залежи и степень изменения коллекторских свойств продуктивного пласта, технические и экономические ограничения.

Разработки газовых месторождений можно вести в 2 стадии: циркуляция газа с полным или частичным восстановлением пластового давления и истощение продуктивного пласта. Выбор последовательности определяется экономическими факторами. При высоком пластовом давлении разработки газовых месторождений начинают в режиме истощения. Когда пластовое давление приблизится к давлению начала обратной конденсации смеси, осуществляют процесс циркуляции; после прорыва сухого газа к эксплуатационным скважинам разработку завершают в режиме истощения.

Основанием для проектирования разработки газовых месторождений служат данные геологоразведочных работ. Исходя из запасов месторождения и состояния углеводородов в пласте, определяют добычу, схему разработки и направление использования продукции. Установив технико-экономическую целесообразность осуществления процесса циркуляции и назначив оптимальные давления нагнетания, определяют число эксплуатационных и нагнетательных скважин с учётом возможности использования разведочных, оконтуривающих, непродуктивных. При разработке газовых месторождений на режиме истощения возможны следующие системы размещения скважин по площади газоносности: равномерное - по квадратной, треугольной сетке или в виде кольцевых батарей, цепочек скважин; неравномерное - в центральной (сводовой) части залежи.

При проявлении водонапорного режима выбор системы размещения скважин проводят с учётом возможного неравномерного дренирования продуктивных отложений по толщине пласта. При активных методах разработки газовых месторождений нагнетательные и эксплуатационные скважины располагают в виде цепочек или батарей. Выбор системы размещения скважин обосновывается технико-экономическими расчётами, при этом учитывают размещение пробуренных разведочных скважин, поверхностные условия и геологические особенности залежей. На выбор схемы размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин и расстояния между ними влияет возможность достижения наибольшего коэффициента охвата по объёму пласта нагнетаемым рабочим агентом при наименьших пластовых потерях конденсата в призабойной зоне эксплуатационных скважин и в зонах пласта, не охваченных процессом вытеснения.

3. Конструкция и оборудование газовых 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.

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.

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

(2)

где L - глубина скважины; R - удельная газовая постоянная; T - средняя температура на длине (L - h); p_H - начальное пластовое давление газа; с_ср - 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 заколонного пространства скважин обеспечивается использованием цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.

Оборудование забоя скважины

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 газонефтеводоносных 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 нефтеводонасыщенные 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 нефтеводонасыщенные пропластки, то открытый забой скважин оборудуется сетчатыми, керамическими, металлокерамическими, 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



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 прямойциркуляции соответственно; 10 - хвостовик диаметром 62,7 мм; 11 - забой.

Рис. 1 Схема оборудования забоя газовых скважин в рыхлых горных породах на ПХГ

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

Рис. 2 Принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине подземного хранилища газа

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 насосно-компрессорных трубах (НКТ) спускают забойный фильтр (рис. 1) 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, проволокой из нержавеющей стали или капронового волокна с зазорами 0,5 - 1 мм между витками. В нижней части фильтра имеется клапанная коробка с клапанами для 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. 2 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 испытывается 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 материалов, которые при взаимодействии с катализатором полимеризации затвердевают и цементируют рыхлую породу. В качестве вяжущих химических веществ в зависимости от температуры и минерального состава пласта-коллектора используют органические смолы, пластмассы, специальные составы типа "перматрол".

Рис. 3 Схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта

В качестве органических смол применяют эпоксидную, фенолформальдегидную, карбамидную (крепитель М), а также смолы из сырых фенолов и формалина, РР-1. На рис. 3 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 уменьшается 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 бензолсульфокислота (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 1 м, 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.

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 скважины 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 уплотнительные 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;

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 месторождениях и при закачке газа или воды в газоконденсатные залежи с большим содержанием конденсата при разработке их с поддержанием давления.

Оборудование устья скважин

Оборудование устья скважины предназначается для подачи газа из ствола скважины в газосборник сети, подвески насосно-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, 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 вы - пускаются 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 %.

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.

Рис. 4 Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн

На рис. 4 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 герметизации 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.

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

Рис. 5 Оборудование устья скважины крестовиковой и тройниковой арматурой

По первой схеме обвязывается устье скважин одноколонной 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.

На второй схеме - для двухколонной конструкции скважины обвязываются обсадные трубы 273 х 168 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 из 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-отсекателя типа К-301 выполнен в виде заслонки. Она удерживается в горизонтальном положении с помощью штока чувствительного 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. 5 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.

1 - угловой регулирующий штуцер; 2 - автоматический отсекатель; 3 - стволовая пневматическая задвижка; 4 - трубная головка

Рис. 6 Комплекс устьевого оборудования для высокодебигных скважин

Разработан комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин газовых месторождений (6), который состоит из: блочной фонтанной арматуры АФБ6-150/160х210 ХЛ с дублирующей дистанционно управляемой стволовой задвижкой 3, автоматическими отсекателями 2 и угловыми 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 другой - 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.

4. Сепарация газа

Газ газовых месторождений в пластовых условиях содержит пары воды.

В газоконденсатных месторождениях в газе содержатся также пары конденсата, которые в пластовых условиях находятся в насыщенном, а иногда и в ненасыщенном состоянии.

В природных газах содержатся также различные твердые примеси (песок, кристаллы солей).

Примеси газа (вода, конденсат, твердые частицы) затрудняюг его транспортировку.

Наличие воды в природном газе приводит к усиленной коррозии оборудования и образованию гидратов или льда, которые представляют большую опасность вследствие' возможности частичной или полной закупорки газопровода ледяными или гидратными пробками

Твердые частицы в газе разъедают и истирают оборудование и газопроводы, нарушают герметичность арматуры.

Для очистки газа от жидких и твердых примесей у скважин устанавливают сепараторы. По принципу действия различают сепараторы гравитационные и центробежные (циклонные).

Рис. 7 Гравитационный вертикальный газовый сепаратор

Схема одного из гравитационных вертикальных сепараторов приведена на рис. 7. Газ входит в сепаратор через патрубок с направлением струи вниз.

В сепараторе газ меняет свое направление, при этом уменьшается его скорость. Отделившиеся частицы накапливаются в нижней части сепаратора, откуда они периодически по мере накопления примесей удаляются через продувочную линию. Для предотвращения обмерзания и образования гидратов сепараторы помещают в специальные утепленные колодцы.

Кроме приведенной на рис. 7 конструкции, применяются вертикальные двухсекционные, горизонтальные и наклонные сепараторы.

Широкое применение получили различные конструкции циклонных сепараторов, одноступенчатых и двухступенчатых, открытого и закрытого типов, без подогревателей и с подогревателями.



Рис. 8 Циклонный сепаратор открытого типа с подогревателем

На рис. 8 показан циклонный сепаратор открытого типа с подогревателем. Сепаратор этого типа рекомендуется применять при содержании жидкости в газе, превышающем 10 - 15 см³/м³. Степень очистки газа от жидкости в циклонных сепараторах данного типа достигает 95 %.



Рис. 9 Схема работы циклонного сепаратора

Основным сепарирующим элементом в этих сепараторах является циклон (рис. 9), состоящий из цилиндрической 1 и конической 2 частей, входного патрубка 3 и выходной трубы 4. Цилиндрическая часть циклона имеет сверху крышку 5,согнутую по винтовой линии. Коническая часть сообщается с бункером 6.

Принцип действия циклонного сепаратора заключается в следующем.

Газ, введенный в цилиндрическую часть циклона по касательной к его окружности, приобретает вращательное движение и, огибая выходную трубу, направляется вниз по винтовой линии в сторону вершины конуса, образуя устойчивый нисходящий вихрь. Газ, капли жидкости и механические примеси, поступая в циклон, стремятся сохранить свое первоначальное прямолинейное направление к стенкам цилиндра в периферийных слоях газа.

По передвижения к вершине конуса внутренние слои газа нисходящего вихря отделяются от основного потока и двигаются к оси циклона (радиальный поток), меняя свое направление, а затем к выходной трубе, образуя восходящий вихрь, вращающийся в ту же сторону, что и нисходящий. Под действием центробежной силы капли жидкости, поступающие с газом в циклон, отбрасываются на стенку циклона, сливаясь в пленку; последняя увлекается газовым потоком вниз, в бункер, а затем в емкость. Однако часть пленки под действием разности давлений вдоль радиуса циклона движется по крышке циклона к выходной трубе, опускается по ней, увлекается восходящим вихрем внутрь выходной трубы и, поднимаясь, уносится газом из сепаратора.

...