Методы освоения добывающих скважин

Насос работает следующим образом. Вращение вала двигателя приводит в действие угловую зубчатую передачу. Вместе с вращением зубчатого колеса 13 вращается эксцентрик 11, приводя в возвратно-поступательное движение поршень 9, прижатый к эксцентрику пружиной 7. На схеме рис. 6.22 показано нижнее положение поршня. Так как объем камеры А постоянен, пространство, освобожденное поршнем в цилиндре, заполняется маслом и диафрагма занимает нижнее положение, показанное на рис. 6.22. За время движения поршня вниз давление в наддиафрагменной полости снижается, нагнетательный клапан закрывается, открывается всасывающий клапан, и продукция скважины поступает в наддиафрагменную полость. При ходе поршня вверх давление в камере А повышается, приводя к перемещению вверх и диафрагмы. Давление в наддиафрагменной полости повышается, всасывающий клапан 4 закрывается, а нагнетательный клапан 3 открывается, жидкость из наддиафрагменной полости вытесняется в колонну НКТ. Изменение объема камеры Б при движении поршня изменяет и объем масла в ней. Эти изменения компенсируются компенсационной диафрагмой 16.

Диафрагменные насосные установки предназначены для эксплуатации скважин с агрессивной продукцией, а также содержащей механические примеси. Это связано с тем, что откачиваемая продукция не контактирует с подвижными деталями погружного агрегата, будучи отделенной от них диафрагмой. Установка проста в монтаже и обслуживании.

К недостаткам можно отнести невысокую подачу до 20 м³/сут и очень узкую область применения по подачам и напорам. При подаче 4 м³/сут напор насоса составляет 2000 м, а при подаче 20 м³/сут - всего 600 м.

32. Сущность одновременно раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной

При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной скважиной.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. Решать эту задачу обычно приходится на первых стадиях разработки, а иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации месторождения, когда информация о геологическом его строении ограничена, вследствие малого числа скважин. В связи с этим в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, «общим фильтром». Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин.

Совершенствование системы разработки многопластовых месторождений и снижение капитальных вложений в этом случае обеспечивается применением одновременной раздельной эксплуатации отдельных пластов одной скважиной (ОРЭ). Сущность ОРЭ состоит в том, что все продуктивные пласты или основные из них разбуривают одной сеткой скважин, которые оснащают специальным оборудованием, обеспечивающим одновременное извлечение нефти и газа из каждого пласта на поверхность в заданном технологическом режиме.

Применение ОРЭ позволяет снизить металлоемкость нефтепромыслового оборудования, себестоимость добычи нефти и газа, сократить время разработки многопластового месторождения, повысить нефтегазоконденсатоотдачу пластов.

33. Выбор объектов для одновременно раздельной эксплуатации

Для достижения наибольшей эффективности ОРЭ важно выявить фонд скважин, соответствующий функциональным задачам раздельной эксплуатации пластов и техническим условиям применяемого оборудования.

Скважины, выбираемые для перевода на ОРЭ, должны удовлетворять следующим требованиям:

> по условиям регулирования разработки месторождения, его участков или блоков необходима раздельная эксплуатация двух пластов (добыча, закачка, закачка-добыча);

> расстояние между разобщаемыми пластами достаточно для установки пакера (не менее 3 м);

> пропластки, разделяющие разобщаемые пласты, представлены непроницаемыми породами с отсутствием литологических «окон», трещин и др.;

> отсутствуют перетоки за эксплуатационной колонной и цементным камнем;

> плановые дебиты по отдельным пластам соответствуют техническим возможностям выпускаемого оборудования;

> эксплуатационная колонна герметична и позволяет спустить в скважину подземное оборудование для ОРЭ.

В скважинах, переводимых на ОРЭ, проводятся геофизические и гидродинамические исследования, а также комплекс подготовительных работ: извлечение ранее установленного подземного оборудования; проведение (при необходимости) мероприятий по увеличению продуктивности скважины, приобщению вышележащих горизонтов; шаблонирование эксплуатационной колонны и исправление обнаруженных дефектов; промывка скважины.

Каждый метод ОРЭ, в зависимости от условий применения может быть осуществлен в нескольких разновидностях, которые отличаются друг от друга:

¦ полнотой технологических операций, осуществляемых без извлечения подземного оборудования, включая различные способы обработки забоя и призабойной зоны пластов, изоляции обводненных участков, вскрытия новых нефтеносных интервалов и др.;

¦ полнотой контроля и регулирования работы пластов;

¦ типами применяемого подземного и наземного оборудования-- пакеров, контрольно-регулирующей аппаратуры, устьевой арматуры и др.

Все применяемые схемы и конструкции оборудования ОРЭ сложны и трудоемки в монтаже и эксплуатации, конструкция пакеров не всегда обеспечивает надежное разобщение нефтяных горизонтов, а посадка и освобождение их связаны с трудоемкими и опасными работами. Особенно затрудняется эксплуатация таких скважин при наличии парафина и коррозионной среды.

34. Гидротехнические сооружения и особенности эксплуатации скважин

Высокая разведанность территорий с благоприятными горно-геологическими и климатическими условиями предопределяет необходимость направления и расширения поисково-разведочных работ на нефть и газ в менее удобные для разработки районы шельфа морей и заболоченных территорий.

Насыпные дамбы строятся на мелководье из бутового камня, щебня и песка. Для защиты от размыва боковые части дамбы обрамляются крупноблоковым камнем. Центральная проезжая часть формируется из щебня и песка. Дамбы -- транспортные артерии, которые на глубоком море переходят в эстакаду при разработке месторождений нефти и газа на заболоченных местах, мелководных озерах или лагунах дамбы строят намывом песка, а для предупреждения размыва волнами боковые части дамб защищают бетонными плитами. Рядом с дамбами намываются площадки, с которых разбуриваются кусты скважин. Использованием дамб и намывных площадок разрабатывается нефтегазовое месторождение Самотлор.

Эстакады представляют собой металлический мост, собранный из ферм, устанавливаемых на металлических трубчатых сваях, забитых в морское дно . Непосредственно к эстакаде примыкают площадки под скважины, пункты для сбора нефти и газа и резервуары для нефти.

По эстакаде сбоку от ее проезжей части прокладываются нефтегазоводопроводы, линии электроснабжения и связи, пожарный водопровод.

С ростом глубин моря стоимость строительства эстакад существенно увеличивается при одновременном нарастании опасностей монтажа этих сооружений в условиях морских волн.

Большую сложность представляет разработка месторождений нефти и газа с отдельных морских оснований и особенно при больших глубинах моря.

В начале освоения метода разработки морских месторождений посредством отдельных оснований их строили забуриванием в дно моря металлических свай, чаще используя для этого отработанные бурильные трубы. К сваям в надводной части приваривалась металлическая площадка, на которой размещались буровая вышка и оборудование для бурения скважин. По завершении бурения скважин на площадке устанавливалось оборудование для добычи нефти. Площадка соединялась с берегом нефтепроводом и линией электропередачи.

С ростом глубин моря и выходом на морские месторождения, значительно удаленные от берега, встал вопрос об индустриализации строительства платформ для морской нефтедобычи. Индустриализация строительства свелась к тому, что отдельные элементы платформ подводной и надводной частей строятся на суше в заводских условиях, а затем на специальных морских судах вывозятся в море, где собираются в мощную платформу. Индустриализация строительства морских платформ позволила освоить разработку нефтяных месторождений при глубинах моря 20 м и более.

Особенность организации нефтегазодобычи на морских акваториях с использованием эстакад состоит в том, что скважины на приэстакадных площадках располагают группами (кустами), а большинство скважин являются наклонно-направленными с отклонением забоев нередко на 500 м и более. Эксплуатация таких скважин имеет свои сложности, обусловленные большой их кривизной. Эти сложности особо проявляют себя в период механизированной добычи.

Большая кривизна скважин нередко делает невозможным использование ЭЦН для извлечения нефти, так как спуск и подъем в скважину кабеля без его повреждения практически исключен.

При эксплуатации скважин ШСН также имеются сложности, обусловленные существенным возрастанием нагрузок на станок-качалку в связи с трением штанг о трубы, что ведет к быстрому износу труб и штанг. Предпочтительным способом эксплуатации скважин в этих условиях может быть газлифтный, однако его применение оправдано только при больших Отборах жидкости из скважин. При малых же отборах (до 10 т/су т) технико-экономические показатели газлифта ниже, чем при эксплуатации скважин ШСН.

Еще одной особенностью разработки морских месторождений и их эксплуатации является то, что продолжительность разработки месторождения должна быть увязана со сроком службы морских сооружений. Для обеспечения сокращения общего срока разработки многопластового месторождения прибегают к объединению в один объект нескольких пластов, вскрывая их в скважинах общим фильтром, и применению одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. Одновременно проводятся большие работы но защите металлических конструкций эстакад и отдельных морских оснований от коррозии, чтобы продлить надежность их службы в условиях коррозионной среды (морская вода). Для защиты от коррозии используют катодную защиту и специальные антикоррозионные покрытия.

Наиболее активно коррозия проявляется в зоне смачивания несущих конструкций основания морской водой. Поэтому периодически обновляется антикоррозионное покрытие этой части морских сооружений.

Малые размеры площадок и кустовое расположение скважин, расстояние между устьями которых нередко достигает всего 1,5 м, обусловливают дополнительные сложности в использовании и обслуживании оборудования для добычи нефти и особенно в условиях механизированных способов эксплуатации.

Для рационального использования площади кустового основания при эксплуатации скважин ШСН находят применение безбалансирньте станки-качалки

35. Геофизические методы исследования скважин

К геофизическим методам исследования скважин относят:

а) различные методы каротажа, проводимые для исследования
с целью определения характера пройденных скважиной пластов;

б) методы контроля технического состояния скважины.

В настоящее время насчитывают более 30 различных геофизических методов исследования нефтяных и газовых скважин, из них более 25 методов каротажа, при осуществлении которых применяют около 50 зондов (т. е. установок, служащих для измерения кажущегося сопротивления и содержащих несколько, электродов), различающихся как размерами, так и назначением.

К наиболее распространенным методам относятся: электрический каротаж, гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма-каротаж (НГК), гамма-гамма-каротаж (ГГК).

Электрический каротаж -- способ измерения кажущегося удельного сопротивления (КС) пород и потенциала самопроизвольного возникающего электрического поля (ПС) вдоль ствола скважины и получения кривых, показывающих изменение этих двух величин.

Геофизические методы исследования широко применяют для контроля технического состояния скважин и решения ряда других задач, возникающих при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин. Рассмотрим некоторые из этих задач.

Контроль цементирования обсадной колонны

После окончания бурения нефтяной или газовой скважины ствол ее закрепляют обсадными трубами, наружный диаметр которых несколько меньше диаметра ствола скважины. Поэтому между трубами и стенкой скважины остается некоторое пространство, называемое заколонным (затрубным). С целью охраны недр осуществляется цементирование заколонного пространства по всей глубине скважины от забоя до башмака предыдущей колонны. После затвердения цементного раствора образуется цементное кольцо, назначение которого состоит в том, чтобы исключить возможность сообщения по заколонному пространству между различными пластами и заводнение нефтегазоносных пластов. Однако в ряде случаев цементирование по разным причинам (неудовлетворительное качество цемента, влияние глинистой (корки и т. д.) оказывается неудачным: цементный раствор не доходит до намеченного уровня и не перекрывает интервалы с продуктивными пластами; на некоторых интервалах не образуется цементного кольца или оно не захватывает все сечение затрубного пространства и т. д. Для последующей нормальной эксплуатации скважины важно выявить дефекты обсадных колонн с тем, чтобы устранить их и предотвратить обводнение нефтеносных и газоносных пластов.

Применение цементомеров. Как уже указывалось, измеряемое при ГТК рассеянное гамма-излучение определяется плотностью среды: чем больше плотность пород, тем меньше регистрируемое гамма-излучение. На этом принципе-основано устройство прибора для контроля качества цементирования обсадных колонн, называемого цементомером.

Прибор состоит из источника гамма-излучения и трех индикаторов излучения, расположенных под углом 120° один к другому и на одинаковом расстоянии от источника. Индикаторы заэкранированы так, что каждый из них способен регистрировать излучение только со стороны непосредственно примыкающего к счетчику участка. При помощи этих счетчиков записывают сразу три кривые рассеянного гамма-излучения, что повышает качество определения состояния цементного кольца в за-трубном пространстве. Расхождение кривых на участке цементирования указывает на неравномерность цементного кольца за обсадной колонной, что позволяет выделить незацементированные интервалы.

Измерение термометром проводят для отбивки верхнего уровня цементного кольца, т. е. для определения высоты подъема цементного раствора. Известно, что твердение (схватывание) раствора сопровождается выделением тепла. Поэтому участок, заполненный раствором, в затрубном пространстве отмечается на термограмме повышенными показаниями. Уровень раствора отбивается по резкому повышению температуры, связанному с переходом к зоне более высоких их значений. При этом повышение температуры против уровня цементного раствора тем больше, чем меньше времени прошло от начала его заливки. Поэтому измерения следует проводить сразу же после заливки раствора и освобождения устья скважины от оборудования для заливки.

Измерение температуры в скважине. Измерения производят для определения температурного режима в бурящихся и эксплуатационных скважинах. Температурные измерения (термометрические исследования) позволяют решать ряд практических задач при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин.

При измерениях в основном применяют термометры сопротивлений, спускаемые на каротажном кабеле. По сопротивлению определяют температуру среды. Время, в течение которого термометр воспринимает температуру окружающей среды, невелико;, это позволяет без больших погрешностей замерять температуру при непрерывном спуске термометра в скважину. В результате по данным измерений получают кривую изменения температуры с глубиной -- температурную кривую (термограмму).

Акустическая цементометрия -- надежный способ определения качества цементирования. Акустические цементомеры позволяют судить о характере сцепления цементного камня с обсадными трубами и стенками скважины, а следовательно, и о надежности разобщения продуктивных пластов от водоносных.

Определение места притока воды в скважину

При поступлении в скважину воды из других пластов возникает необходимость изоляции обводняющего водоносного пласта. Для этого предварительно следует установить место поступления (притока) воды в скважину и источник обводнения_:-- водоносный (водоотдающий) пласт. Последний по глубине залегания может совпадать с местом притока (перфорационные каналы или нарушение колонны); однако в общем случае глубина места притока отличается от глубины залегания водоносного пласта: вода, прежде чем попасть в скважину, проходит по заколонному пространству (имеется, как говорят, заколонная циркуляция воды).

При благоприятных условиях движение воды в затрубном пространстве может быть установлено по результатам измерений термометром, проводимых в сочетании с операциями, имеющими целью вызвать отдачу или поглощение воды пластом. При этом изменение температуры в затрубном пространстве, благодаря теплообмену через колонну, будет отмечаться изменением температуры жидкости, заполняющей скважину.

Место притока посторонней воды в ствол скважины через дефекты эксплуатационной колонны определяют с помощью резистивиметра, электротермометра, дебитомера -- путем снижения уровня жидкости в скважине, фильтр которой перекрыт (изолирован) от эксплуатируемого пласта.

Место дефекта в эксплуатационной колонне определяют с помощью резистивиметра следующим образом. После изоляции фильтра снижают уровень жидкости в скважине до тех пор, пока не появится приток посторонней воды через дефект. В результате исследования получают кривую зависимости дебита посторонней воды от величины динамического уровня и определяют положение статического уровня в скважине. Отбирая пробу воды, устанавливают ее соленость, выраженную в градусах Боме.

После исследования промывают ствол скважины до тех пор, пока из него не будет удалена посторонняя вода, затем ствол заполняют водой, соленость которой должна отличаться от солености посторонней воды на 2--5°. Если соленость посторонней воды равна 4--5° и более, то скважину можно заполнить пресной или морской водой, имеющей соленость 1,4--2°. Если же соленость посторонней воды 1,5--3°, то скважину следует заполнить водой с соленостью 5--7°. Такую воду приготавливают следующим образом. Из скважины откачивают воду в емкость. Затем в эту воду добавляют необходимое количество технической поваренной соли, ускоряя процесс ее растворения перемешиванием. Воду требуемой солености закачивают через промывочные трубы до тех пор, пока вся находящаяся в ней вода не будет заменена. Затем в скважину спускают резистивиметр, при помощи которого замеряют удельное сопротивление воды, зависящее от ее солености. Первый (контрольный) замер должен показать, что скважина заполнена водой одинаковой солености. После контрольного замера желонкой снижают уровень в скважине, чтобы вызвать приток посторонней воды через нарушение в эксплуатационной колонне. Снижение уровня определяют по данным исследования с таким расчетом, чтобы после установления статического уровня посторонняя вода в эксплуатационной колонне поднялась на высоту 50--100 м. Снизив 'уровень, снова проводят замер резистивиметром. При этом устанавливают наличие посторонней воды в определенном интервале с соленостью, отличающейся от солености воды, заполнившей скважину до снижения уровня. Если показание по резистивиметру окажется неясным, снижение уровня и замер повторяют несколько раз. Сравнивая полученные диаграммы замеров, опре- еляют глубину местонахождения дефекта в эксплуатационной колонне.

Место притока посторонней воды с помощью электротермометра определяют в тех случаях, когда для использования резистивиметра требуется длительная подготовка скважины.

Работы выполняют в следующей последовательности. После изоляции фильтра скважины снижают уровень жидкости для вызова притока посторонней воды. Скважину исследуют на приток и заполняют водой до устья, оставляя в таком состоянии на 24--48 ч для установления определенной температуры жидкости по всему стволу. Затем спускают электротермометр для контрольного замера температуры.

Как известно, действие электротермометра основано на принципе увеличения электрического сопротивления воды с повышением температуры. При контрольном замере наблюдается равномерное повышение температуры по мере увеличения глубины замера. Выполнив контрольный замер, снижают уровень жидкости в скважине (тартанием) для вызова притока посторонней воды через дефект в эксплуатационной колонне. После снижения уровня на 20--50 м ниже статического замеряют температуру жидкости по стволу скважины. Место притока устанавливают по резкому изменению температурных кривых на диаграмме электротермометра.

При капитальном ремонте скважин иногда применяют ускоренный метод определения места притока воды, сущность которого заключается в том, что после заполнения скважины водой: до устья сразу же проводят контрольный замер. Если имеется приток посторонней воды, то температурная аномалия будет отмечена в месте притока. Однако ускоренный метод не всегда обеспечивает получение четких диаграмм.

Место притока (дефекта в колонне) с помощью дебитомера определяют следующим образом. После изоляции фильтра скважины снижают уровень жидкости в колонне до тех пор, пока скорость притока жидкости через дефект в колонне не превысит порога чувствительности дебитомера. После вызова притока прибор медленно опускают в ствол. При этом если он находится выше дефекта в колонне, то регистрируется приток жидкости, направленный вверх. Если же прибор расположен ниже места дефекта в колонне, то движение жидкости не регистрируется. Место дефекта в колонне соответствует глубине, где дебитомер регистрирует прекращение притока жидкости.

36. Конструкция газовых скважин

Особенности конструкции и оборудования газовых скважин по сравнению с нефтяными, в частности с фонтанными скважинами, обусловлены отличиями свойств газа и нефти.

Физические свойства газа - плотность и вязкость, их изменение в зависимости от явления и температуры существенно отличаются от 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 взрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды, выхода газа на дневную поверхность.

Скорость движения газа в стволе скважины в 5--25 раз больше, чем скорость движения нефти. Извлечение газа из недр на поверхность происходит пока только за счет использования пластовой энергии. Газ некоторых месторождений содержит агрессивные, коррозионные компоненты (сероводород, углекислый газ). Отсюда к прочности и герметичности газовой скважины предъявляют более жесткие требования.

Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10000 м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность бурятся газовые и газоконденсатные скважины. 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.

Давление газа на устье газовой скважины всего на 5--10% меньше забойного давления или пластового давления в остановленной скважине. При истощении залежи или при особых условиях (открытый газовый фонтан, перекрытие ствола скважинным клапаном-отсекателем) устьевое давление приближается к атмосферному давлению. Значит, на обсадные трубы создаются большие давления и их перепады при наличии температурных напряжений. В случае малейшей негерметичности обсадной колонны вследствие малой вязкости газ проникает в вышележащие пласты, что может привести к загазованности территорий, образованию грифонов и создать взрывоопасные условия. Агрессивные компоненты не должны вызывать снижение прочности обсадных колонн и газопромыслового оборудования. Вследствие больших скоростей газа повышается опасность эрозии оборудования в газовой струе. Поэтому подбирают соответствующие материалы обсадных колонн, повышают герметичность труб применением уплотнительных смазок для резьб или сварных соединений, цементируют трубы по возможности на большую высоту (до устья) и др. 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. Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.

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, 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% в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений. Долговечность работы и стоимость строительства скважин определяются их конструкциями.

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 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.

При движении газа в стволе с забоя на поверхность, особенно в высокодебитных скважинах, происходят большие потери давления на гидравлическое сопротивление, которые при дебите 0,5 млн. м³/сут в 2--3 раза превышают депрессию. Эти потери давления могут уменьшать дебит газовой скважины. При увеличении диаметра скважины (эксплуатационной колонны) уменьшается расход пластовой энергии, но возрастают капитальные вложения на строительство скважины и снижается надежность. В настоящее время экономически оправдано применение в высокодебитных газовых скважинах эксплуатационных колонн диаметром 219--245 мм.

37. Оборудование устья 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.

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 ялитройникового типа.

Фонтанная ёлка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для: 1) освоения скважины; 2) закрытия скважины; 3) 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.

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

Фонтанная елка крестовикового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании. 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. 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; 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 и давления газа. Увеличение дебита скважины приводит к увеличению диаметра эксплуатационной колонны, и следовательно, диаметра фонтанной арматуры.

Во время сборки фонтанной арматуры следует обращать внимание на тщательность крепления всех соединений и в особенности соединений трубной головки, так как при ее ремонте или замене необходимы остановка и глушение скважины. Кроме того, неисправность арматуры может привести к открытому фонтанированию. Рабочее и статическое давление в скважине определяют по манометру, смонтированному на буфере, а давление в затрубном пространстве по манометру на одном из отводов крестовины трубной головки.

Для регулирования режима работы скважины на выкидных линиях после задвижек устанавливают штуцеры--насадки с относительно небольшим проходным сечением. Конструктивно штуцеры подразделяются на два типа--с нерегулируемым и регулируемым сечениями. Штуцеры первого типа просты по конструкции, в промысловых условиях их изготавливают из стального патрубка, которому придается форма усеченного конуса. Такой штуцер можно быстро вставить в соответствующее гнездо, где он прочно закрепляется под действием одностороннего давления газа. Диаметр отверстия в штуцере может быть от 2,3 до 20 мм и более. Чем меньше отверстие, тем большее сопротивление создает штуцер на пути движения газа, тем выше будет буферное и забойное давление скважины и тем меньше, следовательно, ее дебит.

В связи с широким распространением групповой системы сбора газа местоположение штуцера и место ввода метанола с елки переносят на групповую установку. В этом случае облегчаются наблюдение за состоянием штуцера и его замена.

Рис. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин:

1 - угловой регулирующий штуцер;

2 - автоматический отсекатель; 3 - стволовая пневматическая

задвижка; 4 - трубная головка

Предприятия ВПО «Союзнефтемаш» разработали комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин газовых месторождений Тюмени (рис. 7.1). Он состоит из блочной фонтанной арматуры АФБ6-150/160 х 210ХЛ с дублирующей дистанционно управляемой стволовой задвижкой, автоматическими отсекателями, угловыми регулирующими дросселями на боковых отводах елки; трубной головки, 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.

Подземное оборудование газовых скважин

При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите окружающей среды. Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя. 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. Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рис. 7.2.

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.

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, 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 снизу вверх. Фонтанные трубы изготавливают 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.

Рис. Схема подземного оборудования газовой скважины

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

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 затрубного 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. 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: 1) разобщителя (пакера); 2) собственно клапана-отсекателя. К пакерам, применяемым вместе с забойными клапанами-отсекателями, предъявляются высокие требования: 1) безотказность в работе; 2) надежность разобщения пласта от трубного пространства; 3) возможность установки на любой заданной глубине; 4) малое время для соединения с колонной НКТ; 5) простота конструкции, минимально возможные основные размеры и металлоемкость; 6) устойчивость к агрессивным средам при высоких давлениях и температурах.

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.

38. Оборудование забоя газовых скважин

Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов: 1) литологического 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), в продуктивном разрезе отсутствуют нефте - и водонасыщенные горизонты, добывающие скважины могут иметь открытый забой (рис.7.3). В этом случае эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного пласта, в непроницаемом пропластке устанавливают башмак и колонну цементируют до устья. Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя в фильтровую часть пласта спускается хвостовик.

Когда газонасыщенный пласт представлен слабо сцементированными породами, в продуктивном разрезе отсутствуют нефте - и водонасыщенные пропластки, открытый забой скважин оборудуется сетчатыми, керамическими, металлокерамическими, гравийными, стеклопластиковыми фильтрами



Рис. 7.3. Оборудование забоя скважины

Забой: а - открытый; b - перфорированный; с, d - оборудованный фильтром; 1 - не закреплённая трубами часть скважины; 2 - простреленные отверстия; 3 - сальник; 4, 6 - фильтр; 5 - цемент; 6 - хвостовик с фильтром; 7 - эксплуатационная колонна

различных типов и рыхлые породы призабойной зоны укрепляются вяжущими веществами. Наибольшее распостранение получают намывные гравийные фильтры. В этом случае с помощью гидравлических расширителей увеличивается диаметр зоны пласта, в который намечается намывка гравия, например со 146 до 256 мм.

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: 1) органические смолы; 2) пластмассы; 3) специальные составы типа «перматрол».

В качестве органических смол применяются эпоксидная, фенолформальдегидная, орбамидная (крепитель М), смолы из сырых фенолов и формалина, РР-1.

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

39. Предупреждение образования гидратов

Как указывалось, природный газ газовых месторождений в пластовых условиях насыщен парами воды. При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления, пары воды конденсируются и скапливаются в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутаны), взаимодействуя с водой, способны образовывать твердые кристаллические вещества, называемые гидратами. Каждая молекула перечисленных компонентов способна связать 6--7 молекул воды, например, CH₄*6H₂O; C₂H₆*7H₂O.

По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Они относятся к неустойчивым соединениям и при некоторых условиях (нагревание, понижение давления) быстро разлагаются на газ и воду.

Образование гидратов происходит при повышенных давлениях, низкой температуре и тесном контакте гидратообразующих компонентов газа с водой.

В условиях высокого давления гидраты не могут существовать при температуре выше критической:

Газ ………… CH₄ C₂H₆ C₃H₈ i-C₄H₁₀ n-C₄H₁₀

t_крит, ⁰C ……. 21,5 14,5 5,5 2,5 1,0

Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных и регулирующих приборов. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудования, особенно при низких температурах окружающей среды.

Борьба с гидратами ведется в двух направлениях: а) предупреждение образования гидратов; б) ликвидация образовавшихся гидратов.

Для предотвращения образования гидратов в скважинах применяют следующие методы:

а) устанавливают соответствующий технологический режим эксплуатации скважины;

б) непрерывно или периодически подают на забой скважины антигидратные ингибиторы;

в) применяют футерованные насосно-компрессорные (подъемные) трубы;

г) систематически удаляют с забоя скапливающуюся жидкость;

д) устраняют причины, вызывающие пульсацию газа в скважине.

Ствол скважины очищают от гидратных отложений: а) продувкой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих пород; б) закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с последующей продувкой в атмосферу.

Предупреждают образование гидратов в фонтанной арматуре и в обвязке скважин, а также на различных участках, в узлах и звеньях системы сбора и транспортирования газа (в зависимости от конкретных условий) следующими методами, применяемыми как самостоятельно, так и комплексно:

а) обогревом отдельных узлов и участков;

б) вводом в поток газа антигидратных ингибиторов (метанола, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.);

в) устранением резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;

г) систематическим удалением жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспортирования газа, при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков;

д) регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т.п., в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов.

40. Установление технологического режима

На основании данных испытания газовых скважин устанавливают технологический режим их эксплуатации.

Технологические режимы эксплуатации скважин должны обеспечить получение максимально возможного дебита их при минимальной затрате пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без нарушений, могущих привести к различным осложнениям. Так как по мере отбора газа условия разработки месторождения изменяются, то технологические режимы и максимально возможные дебиты скважин устанавливаются на период от 5 до 6 месяцев в зависимости от характеристики скважин и в последующем уточняются. При устойчивом режиме эксплуатации скважин этот период может быть увеличен до года и более.

К ограничению промышленного дебита газовой скважины могут привести следующие осложнения, возможные при чрезмерно высоких отборах газа:

1) разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаных пробок, износ оборудования, возникновение неурегулированного фонтана и кратера;

2) подтягивание конуса подошвенной или языка краевой воды;

обводнение, закупоривание ствола скважины;

3) чрезмерное охлаждение газа, возникновение термических напряжений в оборудовании, обмерзание оборудования, образование гидратов;

4) сильное понижение давления в скважине и опасность смятия эксплуатационной колонны под действием внешнего давления;

5) сильная вибрация оборудования, обусловленная турбулентностью и пульсацией потока газа;

6) нерациональное использование пластовой энергии, расходуемой на турбулентное движение газа;

7) неудовлетворительное состояние скважин (плохое цементирование, негерметичность, обводненность).

Отбор газа ограничивается пропускной способностью призабойной зоны, ствола скважины и газосборной сети. На основании результатов испытаний и тщательного анализа перечисленных факторов устанавливается и регулируется дебит всех эксплуатационных скважин.

Режим эксплуатации газовой скважины регулируют:

а) штуцерами, установленными для каждой скважины на групповых сборных пунктах или на устье скважины;

б) противодавлением газа в системе газосбора. Установленный режим должен поддерживаться и систематически контролироваться геологической и технологической службами ГДУ. В случае нарушения установленного режима эксплуатации скважины следует принимать меры к его восстановлению.

41. Пенокислотная обработка скважин

Пенокислотную обработку проводят на скважинах, многократно подвергавшихся кислотной обработке, или на скважинах продуктивный пласт которых неоднороден и состоит из пропластков с высокой и низкой проницаемостью.

При этом в призабойную зону пласта вводят аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте, который проникает в пласт глубже, чем обычный раствор кислоты, поскольку скорость реакции замедляют пены. Помимо этого, в призабойной зоне после окончания реакции происходит более полная очистка каналов от продуктов реакции породы с кислотой.

Последовательность выполнения операций при обработке скважин следующая.

1.У устья скважины устанавливают и обвязывают наземное оборудование -- кислотный агрегат, компрессор, аэратор и др., а также агрегат подземного ремонта.

Извлекают из скважины насосное оборудование.

Одновременно с этим раствор соляной кислоты, обрабатывают поверхностно-активным веществом.

В скважину закачивают нефть до уровня, соответствующего статическому.

Закачивают аэрированный раствор кислоты с добавкой ПАВ
в скважину. Если давление на устье скважины меньше давления, которое обеспечивает компрессор, то кислотный агрегат и компрессор подключают к аэратору параллельно. Если же оно выше,то компрессор подключают к приему кислотного агрегата.

Соотношение объема воздуха и жидкости (с ПАВ) обычно поддерживают в пределах 15--25 к 1.

Кислотную пену продавливают в пласт продавочной жидкостью.

Скважину выдерживают под давлением на время, необходимое для реакции. Промывают скважину для удаления непрореагировавшей

42. Термокислотная обработка

Термокислотную обработку скважин проводят в тех случаях, когда поры продуктивного пласта у скважины покрыты отложениями парафина, смол и асфальтенов. При этом на забой скважины подают вещество (обычно магний), которое вступает в реакцию с соляной кислотой, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. Тепло нагревает раствор кислоты, который смывает отложения со стенок скважины и взаимодействует с веществом, слагающим ее.

Одна из задач технологии термокислотной обработки скважины -- ускорение реакции кислоты с магнием. Скорость реакции обусловлена прежде всего величиной поверхности контакта металлического магния с кислотой. Для ее увеличения необходимо закладывать бруски магния в контейнер таким образом, чтобы поверхность соприкосновения брусков была минимальной, или же использовать стружку магния, гранулы.

Прогрев прифильтрованной части пласта и активное воздействие нагретой кислоты на породу может также осуществляться с использованием гранулированного магния по следующим схемам.

1. Внутрипластовая термохимическая обработка-гранулы магния в смеси с песком нагнетают в трещины пласта, после чего магний растворяется кислотой. При этом происходит разогрев значительного объема пласта, удаленного от скважины, а накопленное им тепло постепенно отдается потоку жидкости, направленному к скважине, который растворяет парафин.

Внутрискважинная термохимическая обработка -- гранулированный магний и кислоту вводят в затрубное пространство напротив всей вскрытой толщины пласта. Реакция кислоты с магнием протекает во время прокачки ее через слой магния, после чего она поступает в пласт.

Термокислотная ванна -- в заполненную фильтровую часть ствола скважины намывают гранулированный магний для реакции с кислотой.

Скважины обрабатывают в следующем порядке.

Заполняют скважину нефтью.

Внутрь колонны насосно-компрессорных труб на штангах опускают реакционный наконечник, загруженный необходимым количеством магния.