7.4 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.

 

Рисунок 7.3- 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 7.4  - 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.

Осн: 1[63-77,171-176,206-212], 2[60-75]

Доп: 6[107-112, 118-121]

 

Контрольные вопросы:

1.     Причины уменьшения дебитов га­зовых скважин в процессе их эксплуатации

2.     Отличия газовых скважин от нефтяных

3.     Наземное оборудование газовых скважин

4.     Как регулируется дебит газовых скважин

5.     Каким способом эксплуатируют газовые скважины?

6.     Какие клапаны входят в подземное оборудование газовых скважин?

7.     Какие существуют виды забоев газовых скважин?

 

Лекция 8.  ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ  СКВАЖИН

                                                 

8.1 Эксплуатация скважин при содержании в газе агрессивных компонентов

В составе добываемой газообразной продукции ряда месторождений имеются сероводород и двуокись углерода. При эксплуатации таких месторождений вследствие агрессивных свойств этих компонентов необходимо предусматривать меры по защите внутренней поверхности оборудования от коррозии.

По характеру коррозионного разрушения различают сплош­ную и местную коррозию. Сплошная коррозия может быть рав­номерной или неравномерной в зависимости от скорости корро­зии на различных участках поверхности.Местная коррозия — обычно точечная, пятнами; коррозионное растрескивание проис­ходит за счет одновременного действия агрессивной среды и рас­тягивающих напряжений.

Характер и скорость коррозии оборудования скважин зави­сят от концентрации H₂S и СО₂ в воде. Многообразие форм и видов коррозии, протекающих на газо­вых месторождениях, объясняется разнообразием условий ра­боты оборудования, изготовленного из стали различных марок. Однако интенсивность и характер разрушений по тех­нологической линии движения газа в системе пласт — скважи­на — газосборные сети — установки подготовки газаимеют неко­торую закономерность:

-         в насосно-компрессорных тру­бах гладкая внутренняя поверхность корродирует в основном равномерно;

-         от забоя к устью скважины интенсивность корро­зии возрастает;

-         в фонтанной арматуре максимальные разруше­ния наблюдаются в местах резкого изменения направлений газо­жидкостного потока (поворотах, выступах), местах скопления электролита. Коррозия носит в основном язвенный характер.

-         в горизонтально уло­женных трубопроводах максимальные разрушения наблюдаются в нижней части, в местах движения электролита. В верхней части труб скорость коррозии значительно меньше.

Газопромысловое оборудование защищают от коррозии сле­дующими способами:

-         применяют ингибиторы коррозии;

-         используют коррозионно-стойкие стали и сплавы;

-         применяют металлические и неметаллические покрытия;

-         используют катодную и протекторную защиты.

Опыт эксплуатации месторождений сероводородсодержащего газа показывает, что на однопластовых месторождениях можно применять типовые конструкции скважин. В эксплуатационную колонну спускают фонтанные трубы, межтрубное пространство изолируют одним или двумя пакерами и заполняют ингибито­ром, который подают на забой. В фонтанных трубах устанавли­вают предохранительный клапан-отсекатель, циркуляционный и ингибиторный клапаны.   Применение ингибиторов коррозии — самый распространенный метод. Ингибиторы условно можно разделить на следующие группы.

-         Нейтрализаторы (известковое молоко, сода и другие) ней­трализующие коррозионные агенты. Нейтрализаторы имеют вы­сокий эффект защиты (до 100%), увеличивают теплоту сгорания газа за счет нейтрализации негорючих компонентов СО₂ и H₂S. Однако в результате нейтрализации образуются нерастворимые осадки, которые забивают штуцеры, трубопроводы и др.

-         Экранирующие ингибиторы. Эффект защиты достигается за счет образования пленки, препятствующей контакту металла с электролитом. Различают углеводородорастворимые и водо­растворимые ингибиторы.

Существует несколько способов применения ингибиторов в скважине: инжекция ингибиторов в межтрубное пространство скважин, закачка ингибиторов в пласт, ввод твердых ингиби­торов. Подачу ингибиторов в межтрубное пространство осущест­вляют с помощью ингибиторной установки. Дозированное количество ингибитора постоянно подается под действием собственного веса на забой скважины через межтруб­ное пространство, откуда восходящим потоком газа ингибитор по стенкам фонтанных труб поступает на поверхность.

Для защиты раз­личного оборудования широко применяют коррозионно-стойкие металлы. При пере­ходе на уплотнительные кольца из стали мар­ки 1Х8Н9Т наплавкой электродов из нержа­веющей стали на уплотнительные поверхно­сти задвижек фонтанной арматуры увеличил­ся срок службы этих узлов в несколько раз. Применяются трубы из алюминиевого сплава Д16Т и Д16А, трубы из стали марок 2X13, XI3, Х8, Х9М.

Протекторная и  катодная за­щита. Схема протекторной защиты заключается в следующем: создается контакт стальной поверхности трубы с металлом (магнием, цинком), имеющим большой отрицательный потенциал. В искусственном гальваническом элементе в присутствии элек­тролита (воды, насыщенной H₂S и СО₂) анод (магний, цинк и другие) разрушается, на ка­тоде (оборудование из стали) эффект корро­зии не проявляется. При катодной защите на внутренней по­верхности оборудования от внешнего источни­ка постоянного тока подается положительный потенциал. Отрицательным электродом слу­жит обычно отрезок трубы, стержень и др. Электролитом здесь также является вода, на­сыщенная H₂S и СО₂.