книги из ГПНТБ / Амиян, В. А. Добыча газа [учеб. пособие]

РНО, по сравнению с результатами освоения скважин, расположен­ ных в непосредственной близости от нее, имеющими почти одина­ ковую мощность продуктивных пластов по угленосному горизонту, но продуктивные пласты которых вскрыты глинистым раствором.

незначительна: плотность находится в пределах 0,95—1,44 г/см3. Промывочные жидкости на углеводородной основе (рис. 79)

также вызывают снижение проницаемости коллектора, особенно при повышении температуры. Исключение составляет известково­ битумный раствор, для которого |3 = 92,5—100% в диапазоне температур, при которых были проведены исследования.

150

П е н ы

При вскрытии продуктивного пласта могут применяться как двухфазные (аэрированная вода с добавкой ПАВ), так и трехфазные (аэрированный глинистый раствор с добавкой ПАВ) пены. Плот­ ность двухфазной пены может колебаться в пределах 0,15—0,9 г/см3, а трехфазной — 0,25—1,2 г/см3.

Трехфазную пену плотностью 1,1—1,2 г/см3 можно получить, предварительно утяжелив исходный глинистый раствор мелом да плотности 1,4—1,45 г/см3. В табл. 19 приведены результаты экспе­ риментальных исследований по изменению давления в скважине на глубине 1500 м при прямой циркуляции двухфазной пены (диа­ метр эксплуатационной 168-мм колонны, 63-мм насосно-компрес­

Для сравнения в табл. 20 приведены те же данные при циркуля­ ции водо-воздушной смеси.

Т а б л и ц а 20

Более низкое давление при циркуляции пены при прочих раз­ ных условиях объясняется влиянием ПАВ, которое способствует диспергированию пузырьков воздуха (газа), предотвращает коалесценцию пузырьков при их столкновении, снижает скорость дви­ жения пузырьков, придает последним прочность и упругие свойства. В результате этого, а также вследствие вязко-пластичных свойств пены в последней пузырьки распределяются равномерно и не про­ скальзывают.

151

Пену можно характеризовать как вязко-пластичную упругую систему, которая по многим показателям превосходит все известные промывочные жидкости на водной основе.

Накопленный небольшой опыт позволяет заключить, что вскры­ тие продуктивных пластов с применением пен обеспечивает сохране­ ние естественной проницаемости коллектора.

Выбор метода вскрытия продуктивного пласта в зависимости от пластового давления

Основным условием рационального вскрытия продуктивного пласта является сохранение естественной проницаемости коллектора. Для выполнения этого условия метод вскрытия должен быть пол­ ностью увязан с физико-геологическими свойствами коллектора

ифизико-химической характеристикой насыщающих его жидкостей.

Впервую очередь следует учитывать пластовое давление, веще­ ственный состав коллектора, наличие или отсутствие набухающих глин, характер и степень трещиноватости, проницаемость, степень сцементированности и др.

Вскрытие пласта с давлением выше гидростатического

Продуктивные объекты с пластовым давлением выше гидростати­ ческого в настоящее время вскрывают утяжеленными глинистыми растворами плотностью до 2,1—2,2 г/см3. В качестве утяжелителя обычно применяют барит или гематит. При этом, как правило, пласт вскрывают при высоких перепадах давления, достигающих 200 кгс/см2

иболее.

Вэтих условиях в призабойную зону пласта проникают (кроме фильтрата) частицы утяжелителя. При высоких перепадах давления не исключено, что иногда происходит гидравлический разрыв пласта, способствующий проникновению в него больших количеств про­ мывочной жидкости.

При современном уровне технологии вскрытия пласта с давлением выше гидростатического можно рекомендовать следующее.

Если коллектор характеризуется низкой проницаемостью, а также содержит набухающие глинистые частицы, то применение утяжелен­ ных промывочных жидкостей на водной основе неприемлемо. В дан­ ном случае целесообразнее применять утяжеленные растворы на нефтяной основе (РНО).

Если же коллектор не содержит набухающих глинистых частиц, характеризуется высокой проницаемостью и имеет порово-трещин-

в пласт твердые частицы утяжелителя никогда полностью не извле­

152

каются и, следовательно, необратимо снижают проницаемость кол­ лектора, необходимо изыскивать такие утяжелители, которые раство­ ряются в кислотах.

Вскрытие пласта с давлением, равным гидростатическому

Промывочные жидкости на водной основе, как и в первом случае, могут применяться лишь тогда, когда коллектор не содержит набу­ хающих глинистых частиц и характеризуется высокой проницае­ мостью. При этом следует применять специальные глинистые растворы (хлоркальциевые, меловые и др.) с добавкой ПАВ, способствующий в процессе освоения скважин извлечению проникшей в пласт воды.

Продуктивные пласты, содержащие набухающие глинистые ча­ стицы характеризующиеся низкой проницаемостью коллектора, не­ обходимо вскрывать промывочными жидкостями, частичное проникно­ вение которых в пласт не снижает естественную проницаемость коллектора. Такими промывочными жидкостями могут служить растворы на нефтяной основе, гидрофобные эмульсии и трехфазные пены плотностью 1,1—1,2 г/см3.

Вскрытие пласта с давлением ниже гидростатического

Это наиболее сложный случай. Высококачественное вскрытие пласта в этих условиях имеет большое значение для обеспечения

В настоящее время вскрытие пластов в этих условиях проводится также с применением промывочной жидкости на водной основе плотностью 1,1—1,2 г/см3. При этом чаще всего дебиты скважин оказываются заниженными и недостаточно экономичными. Доразработка истощенных газовых месторождений становится экономически неоправданной. Для этих условий вполне приемлемы трехфазные и двухфазные пены, плотность которых может быть снижена до

0,2 -0 ,3 г/см3.

Большой диапазон изменения плотности и простота ее регулиро­ вания повышением или снижением степени аэрации, способность предотвращать проникновение фильтрата в пласт характеризуют пену как перспективную промывочную жидкость для вскрытия продуктивных пластов с сохранением естественной проницаемости коллектора.

При очень низком пластовом давлении (0,2—0,3 гидростати­ ческого) в определенных условиях продуктивные пласты можно вскрывать газообразными агентами.

При пластовых давлениях выше, равных или ниже гидростати­ ческого необходимо вскрывать пласт при невысоких перепадах давления.

т

с соблюдением одинакового зазора между фланцами, а также на плотность сальников задвижек.

стей; в) нагнетание рабочего агента в скважину.

И З

Рис. 80. Схема манифольда фонтанной скважины.

В объединении Азнефть для газовых скважин, оборудованных фонтанной арматурой на рабочие давления 200 и 300 кгс/см2, при­ нят манифольд, схема которого показана на рис. 80 и 81.

Рабочий манифольд имеет две струны I и II (струна II — запас­ ная). Для большей безопасности, надежности работы и удобства обслуживания манифольд устанавливают на земле на расстоянии 60—70 м от устья скважины. "Участок, на котором расположен мани­ фольд, должен быть несколько выше территории, окружающей сква­ жину, или же находиться в стороне от направления сброса ливневых и буровых вод во избежание его затопления.

Кроме того, для каждой скважины при выборе площадки для манифольда необходимо учитывать направление господствующих в данной местности ветров, с тем чтобы манифольд и скважина не находились в одной плоскости с направлением ветра. Без учета этого манифольд может оказаться в зоне, сильно насыщенной газом, при значительных пропусках газа из скважины или при открытом фонтанировании ее.

155

Струны рабочего манифольда имеют три ступени штуцеров, расположенных последовательно, для достижения большего перепада давления. Для установки штуцеров 1 (см. рис. 80) имеются штуцер­ ные патрубки 2, на которых смонтированы манометры 3. К фланцу последнего штуцерного патрубка присоединяется регулировочный патрубок 4, свинчиваемый муфтой 5 со вторым регулировочным патрубком 6. Регулировочные патрубки применяются для установки в правильное положение стояков 9 и струн манифольда. Из горизон­ тального участка в вертикальный струны переводятся при помощи тройника 7, связанного также со стояком 9. Удары струи жидкости

воспринимаются буфером 8, установленным на тройнике. В нижней части стояка установлен буферный тройник 10, к которому присое­ диняется труба 11 длиной, устанавливаемой в зависимости от условий местности. Две струны рабочего манифольда объединяются на гори­ зонтальном участке при помощи задвижки 12 и тройников 13 и 14. Манифольд имеет два выкида: основной 15 и запасный 16. К основному выкиду присоединена аварийная линия 17, а к запасному —линия 18. При помощи задвижки 12 осуществляется глушение скважины, нагнетание в струны манифольда жидкости или пара при включенных одновременно нескольких агрегатах.

Рабочий манифольд изготовляется из бурильных 73-мм труб. В качестве запорной арматуры применяется задвижка типа ЗФК-21/ 2"

на Ру-125.

Вспомогательный манифольд (с левой стороны крестовика) дол­ жен располагаться на расстоянии 30—40 м от устья скважины. При

156

этом нужно исходить из соображений, приведенных выше для рабо­ чего манифольда. С правой стороны крестовика к задвижкам арма­ туры присоединяется аварийная линия, предназначенная для под­ ключения насосных агрегатов при необходимости задавки (глушения) скважины.

Вспомогательный манифольд изготовляется из бурильных 73-мм труб. В качестве запорной арматуры применяют вентили ВПП-100 (по утвержденной нормали рекомендуются задвижки ЗКФ ^/г” Ру-125).

Иногда на рабочем манифольде устанавливают стальные флан­ цевые задвижки, имеющие диаметр проходного сечения 60 мм, на рабочее давление 250 кгс/см2. Здесь в зависимости от дебита газа

Рис. 82. Схема обвязки устья газоконденсатной скважины (Карадагнефть).

и конденсата, а также от допускаемого давления выбирается одна из двух схем обвязки устья скважин.

В скважинах, где пропускная способность подъемных труб обеспечивает добычу заданного по технологическому режиму отбора без превышения давлений против допускаемых, применяется обыч­ ная схема одностороннего отбора газоконденсатной смеси. В сква­ жинах же, где пропускная способность труб не обеспечивает добычу заданного по технологическому режиму отбора, что в свою очередь вызывает резкие повышения затрубных давлений, применяется схема двустороннего отбора газоконденсатной смеси (рис. 82).

С этой целью один из отводов крестовика соединяется со стояком верхней (рабочей), а другой — нижней (запасной) струны арматуры. На обоих отводах крестовика устанавливаются трехступенчатые штуцеры для регулирования рабочего дебита скважин из затрубного пространства и для постепенного редуцирования давления. На ли­ ниях из затрубного пространства (от крестовика) монтируются по

157

три штуцерных патрубка длиной 1200 мм каждый, которые служат для установки штуцеров.

При эксплуатации скважины струя газоконденсатной смеси из фонтанных труб направляется по верхней линии арматуры, а из затрубного пространства — по одному из отводов крестовика, кото­ рый соединяется со стояком арматуры верхней линии. Нижняя линия арматуры и отвод крестовика, соединенный со стояком арма­ туры нижней линии, остаются запасными. Благодаря отсутствию в продукции скважины механических примесей, устьевое оборудова­ ние работает нормально без каких-либо осложнений.

Приведенные схемы манифольдов не могут быть типовыми для оборудования всех газовых и газоконденсатных скважин. Во-пер­ вых, манифольд имеет большое значение для процесса освоения и эксплуатации скважины, во-вторых, схема его должна учитывать конкретные условия, присущие данным газовым и газоконденсатным залежам. Например, не всегда может быть приемлема схема дву­ стороннего отбора газа и газоконденсатной смеси.

Применяемый рабочий манифольд, обеспечивает хорошую ма­ невренность и безопасность, что весьма важно при освоении и экс­ плуатации глубоких скважин. Рабочий манифольд обеспечивает быстрый перевод фонтанной струи с одной струны в другую или с од­ ного выкида в другой при смене штуцеров и других профилактиче­ ских ремонтных работах. Помимо этого, при помощи рабочего манифольда закачиваются глинистый раствор и вода в подъемные трубы для глушения скважины.

Выбор насосно-компрессорных труб

Прочностная характеристика подъемных труб и их пропускная способность — наиболее важные факторы для рациональной и без­ аварийной эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Выбор конструкции и диаметра подъемных труб зависит от глубины скважины, проектируемого отбора нефти, газа и газо­ конденсата, наличия в продукции скважины песка и т. д.

На механическую прочность насосно-компрессорных труб, спу­ скаемых в скважину, влияют следующие факторы: усилия, вызы­ ваемые собственным весом колонны; состояние резьбы труб и муфто­ вых соединений; силы трения труб и муфт об обсадную колонну; корродирующая среда; износ стенок труб от трения песком и разъеда­ ния газом; частота спуско-подъемных операций и др.

Из всех видов деформаций, отрицательно влияющих на прочность насосно-компрессорных труб при работе их в скважине, наиболее доступны определению деформации, вызываемые в колонне труб собственным весом в статическом состоянии.

Для практических расчетов па промыслах при определении без­ опасной глубины подъемника чаще всего принимают во внимание лишь нагрузки на колонну насосно-компрессорных труб от собствен­ ного веса, допуская, что все остальные факторы учитываются коэффи­ циентом запаса прочности.

158

Известно, что в практике применяют трубы как равнопрочные, так и неравнопрочные; одноразмерные, двухразмерные и трехраз­ мерные.

Расчет одноразмерных и секционных колонн из труб равнопрочной конструкции

Для одноразмерной колонны расчет сводится к определению максихмальной длины подвески труб.

Предельно безопасная длина подвески 2Д0П на основании расчета на растяжение от сил собственного веса определяется из выражения

в кгс/мм2; к — коэффициент запаса прочности, минимальное значе­ ние которого принимается равньш 1,5; рт — плотность материала труб.

Для получения гдоп в м в формулу (103) сгт следует подставить в кг/мм2; рт — в кг/см3.

Для равнопрочных труб из стали марки Д предельно безопасная

лонны, составленной из труб трех размеров, можно воспользоваться следующими выражениями:

где F 1: F 2 и F3 — площади поперечных сечений труб соответственно нижней, средней и верхней секций.