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
tкрит, 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