Оборудование газовых скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1.1 Основные отличия газовых скважин от нефтяных

Газовые скважины используются для:

1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла;

2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов;

3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов друг от друга;

4) предотвращения подземных потерь газа.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10000м и более. Давление газа в скважинах доходит от 100 МПа, температура газа достигает 523 К. Горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.

Скважины -- дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60--80%.

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

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

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

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

Основные причины уменьшения дебитов газовых скважин в процессе их эксплуатации

- разрушение пласта и образование песчаных пробок на забое,

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

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

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

- закупорка части перфорационных отверстий в процессе эксплуатации и др.

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

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

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

(7.1)

газовый нефтяной скважина наземный

где L -- глубина скважины; R -- удельная газовая постоянная; Т -- средняя температура на длине (L- h); ссp - средняя объемная плотность горных пород разреза на длине h; рн -- начальное пластовое давление газа; g -- ускорение свободного падения, или приближенно по формуле :

h = свL/сср 0,425L, (7.2)

где св -- плотность пластовой воды.

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

Герметичность колонн обсадных труб достигается различными способами: применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений типа УС-1, ГС-1. Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.

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

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

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

- Добыча газа происходит только фонтанным способом.

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

1.2 Наземное оборудование газовых скважин

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

Оно состоит из трех частей:

1) колонной головки,

2) трубной головки

3) фонтанной елки.

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

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

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

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

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

1) освоения скважины;

2) закрытия скважины;

4) контроля и регулирования технологического режима работы скважины.

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

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

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

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

Регулирование дебита газовых скважин

Дебит (давление) изменяется при помощи различных технических средств:

1) нерегулируемых штуцеров, постоянного или переменного диаметра;

2) регулируемых штуцеров;

3) регуляторов давления;

4) расширительных машин.

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

1.3 Подземное оборудование газовых скважин

Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять:

1) защиту скважины от открытого фонтанирования;

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

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

4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;

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

1.3.1 Элементы подземного оборудования, их назначение

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

Рисунок 1.2 Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины

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

1.4 Виды забоев газовых скважин

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.3 Конструкция призабойной части скважины с открытым забоем 1--эксплуатационная колонна; 2 -- цементный раствор; 3 -- место установки манжет; 4 - фильтр - хвостовик; 5 - фильтр - продолжение эксплуатационной колонны

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

Рисунок 1.4 Виды несовершенных скважин а - скважина, несовершенная по степени вскрытия; б - скважина, несовершенная по характеру вскрытия, в - скважина с двойным видом несовершенства по степени и характеру вскрытия

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

Размещено на Allbest.ru