9. Конструкция и оборудование скважин при добыче газа с кислыми компонентами.

Проектирование и эксплуатация таких скважин требует: 1.Обсадные трубы в антикоррозионном исполнении;

2.Герметичность резьбовых соединений; 3.Увеличенная толщина стенок; 4.Исключение элементов конструкцииработающих при нагрузках близких к предельным; 5.Применение коррозионностойких тампонажных материалов; 6.Подъем цемента до устья; 7.Защита ингибиторами. Особой активностью обладает сероводород, который при взаимодействии с металлами вызывает их сульфидное растрескивание и наводораживание, что сопровождается потерей металлом первоначальных механических свойств. Вскрытие продуктивных отложений при содержании H₂S до 6 - 7 % допускается со спуском промежуточной колонны из сталей обычного исполнения. Основными рекомендованными антикоррозионными являются марки стали С-75 и С-95 (для температур более 358 К). В конструкциях скважин необходимо предусматривать надежную подачу газа при заданных технологических режимах эксплуатации, защиту от коррозии и возможности аварийного фонтанирования. Можно применять типовые конструкции скважин. В эксплуатационную колонну спускают фонтанные трубы, затрубное пространство изолируют одним или двумя пакерами и заполняют ингибитором, который подают на забой. В фонтанных трубах устанавливают предохранительный клапан-отсекатель, циркуляционный и ингибиторный клапаны. На месторождениях, в газе, которого содержится 16 % H₂S и 9 % С0₂, возможна реализация следующей конструкции скважины: 325-мм кондуктор 1 спущен на глубину 700 м, 245-мм техническая колонна 2 - на глубину 2600 - 3300 м, 168-мм эксплуатационная колонна 3 -до кровли пласта (открытый забой), фонтанные трубы диаметрами 102 и и 127 мм спускают с предохранительным клапаном-отсекателем 4. Затрубное пространство изолировано двумя пакерами 5 и заполнено мазутом с ингибитором коррозии. Такая конструкция скважин обеспечивает надежную и безаварийную работу скважин в течение 15 лет. Предусмотрены конструкции, в которых ингибиторный клапан устанавливают в боковом кармане фонтанных труб. Но при такой системе ингибитор подается в поток газа и практически не попадает на забой. Подача ингибитора на забой скважины осуществляется из затрубного простраства через клапан и пакер. Съёмный ингибиторный клапан установленный в боковом кармане НКТ срабатывает при превышении определенного значения давления и ингибитор поступает на забой скважины. Со снижением дав-ления в затрубном пространстве он срабатывает, подача ингибитора прекращается.

10. Конструкция и оборудование скважин в районе ммп.

Процесс эксплуатации скважин в зоне ММП сопровождается: 1.Размывом приустьевой части скважины в процессе бурения; 2.Заклинивание бурильных труб при растеплении пород; 3.Смятие колонны и нарушение герметичности при длительном простаивании; 4.Образование гидратных пробок. При выборе конструкции скважин учитывают типы ММП которые в течение года и температуры формирования осадков бывают: 1.Эпигенетические (когда осадки образовались и промерзли после своего образования); 2.Сенгенетические (осадки промерзли одновременно с накоплением). В первом случае ММП имеют малую толщину от 2-4метра до 10-12метров с высоким содержанием льда (40-60%). Для борьбы с растеплением скважин используют: 1.Подъем цемента до устья по всем колоннам; 2.Использование метода пассивной и активной теплоизоляции; 3.Обустройство скважин телескопическими элементами для уменьшения осевых нагрузок; 4.Применеие буровых растворов с отрицательной температурой замерзания. В промысловой практике используют три типа конструкции: 1.Конструкция скважины обеспечивающая полное сохранение температурного режима в зоне ММП; 2.С пассивной защитой (предусмотрен спуск колонн покрытых с внутренней и внешней стороны теплоизоляцией). Критерии выбора конструкции скважин в зоне ММП: 1.Обеспечение максимальной производительности каждой скважины; 2.Использование пластовой энергии; 3.Обеспечение безгидратного режима эксплуатации; 4.Использование техники и технологии повышающей надежность скважины за счет установки клапанов отсекателей, сварных соединений и хвостовиков в зоне ММП. Особенность эксплуатации скважин в зоне ММП – оседание земной поверхности; подъем уровня грунтовых вод; обводнение пластов.

Под конструкцией газовой скважины понимают ее глубину, диаметр и глубину спуска ОК, высоту подъема цементного раствора за колоннами, оборудование забоя, диаметр и глубину спуска фонтанных труб, комплекс оборудо­вания, включающий пакера, забойные и приустьевые клапаны. Чтобы в начале бурения не было искривления ствола сква­жины, в специально вырытом шурфе (шахте) устанавливают на­правление (2-3 м) соответствующего диаметра. Следующую колонну – кондуктор (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 спускают еще одну или две, в зависимости от глубины или других условий, ОК. Если спу­скают две колонны, то первая (наибольшего диаметра) называется промежуточной, а вторая — ЭК. При соединении труб в колонны для обеспечения герметичности соединений применяют специальные уплотнительные смазки, ленты. Конструкция газовых скважин должна обеспечивать:

прочность скважины как технического сооружения в течение длительного периода эксплуатации; изоляцию водоносных, нефтяных и газоносных пластов; разобщение продуктивных горизонтов, являющихся объектами самостоятельной разработки; предотвращение прорывов газа в другие пласты или на днев­ную поверхность в процессе бурения и эксплуатации скважины; минимально необходимый расход материалов и средств на раз­ведку и разработку месторождения; получение максимально допустимого дебита скважин и воз­можность их работы при различных технологических режимах; вынос жидкости с забоя; возможность подачи ингибитора для борьбы с коррозией и образованием гидратов в стволе. Конструкция скважин, сооружаемых в зонах вечной мерзлоты, где возможно смятие колонн после бурения, должна предусматривать возможную потерю устойчивости пород за счет растепления вечномерзлых приствольных пород при эксплуатации. В этом случае требуются специальные конструкции. Для обеспечения гер­метичности башмак кондуктора должен находиться ниже вечно мерзлых пород. Для улучшения связи цементного кольца с колон­ной наружную поверхность эксплуатационных. колонн иногда покрывают песком. Кондуктор также можно специально изолировать или же в особо тяжелых условиях устанавливать второй кондуктор (для обеспечения циркуляции хладогента). Межколонное пространство над цемент­ным стаканом заполняется незамерзающей жидкостью (соляркой, СaCl₂). При длительной консервации скважины ствол ее также заполняют незамерзающей жидкостью. В газовых скважинах ЭК дополни­тельно рассчитывают на внутреннее давление, соответствующее статическому давлению после вызова притока газа, а промежуточ­ные колонны, на которых монтируется противовыбросовое обору­дование, — на max давление при выбросе.