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

$ 5 6 . Н Е П Р И К О С Н О В Е Н Н Ы Й З А П А С

О Б О Р У Д О В А Н И Я И М А Т Е Р И А Л О В

Анализ причин открытых фонтанов и других осложнений в про­ цессе эксплуатации нефтегазовых, газовых и газоконденсатных скважин с высокими пластовыми давлениями показывает, что воз­ никновение и развитие их чаще всего происходит постепенно. Из­ вестно много случаев, когда начавшийся небольшой пропуск в устье­ вом оборудовании через несколько часов вызывал серьезные осложне­ ния, а иногда и открытое фонтанирование. Наличие неподалеку цементировочного агрегата и готового соединения от крестовика до места установки агрегата позволило бы при этом немедленно за­ глушить скважину и предотвратить возможные осложнения.

Иногда из-за отсутствия достаточного резерва оборудования и материала задерживается замена вышедшей из строя детали на устье скважины или на сборном пункте. И это часто приводит к серьезным авариям. Поэтому при эксплуатации скважин на газо­ вом и газоконденсатном промыслах необходимо тщательно проду­ мать, начиная от скважины до сборного пункта, какие могут быть осложнения, каковы пути их предотвращения, а при возникновении этих осложнений — каковы наиболее эффективные пути их устра­ нения. Такой тщательный анализ поможет заблаговременно при­ нять все профилактические меры, а также определить необходимый неприкосновенный запас оборудования и материалов.

Прежде всего ко всем скважинам и сборным пунктам необходимо иметь хорошие подъездные пути, по которым в любое время года могли бы проходить цементировочные агрегаты и другой автомобиль­ ный транспорт. От крестовика каждой скважины на все время ее

на расстоянии 30—50 м от устья скважины. К месту установки це­ ментировочных агрегатов необходимо подвести водяную линию. Если скважины бурятся рядом, то подача глинистого раствора ре­ шается заблаговременно прокладкой глинопровода к эксплуата­ ционной скважине.

Что же касается неприкосновенного запаса оборудования и материалов, то последний должен быть создан как на сборных пунк­ тах, так и на месторождении. В специально отведенном складском помещении должны быть в совершенно подготовленном виде, пред­ назначенном для немедленного применения, следующие обору­

240

ключи, болты, омедненный инструмент, медные кувалды, прокла­ дочный материал и другой инструмент (количество инструмента и материала надо определить из расчета одновременной работы трех бригад; состав каждой бригады следует принять 6—8 человек, исходя из этого следует иметь и соответствующее число спецодежды); 13) прожекторы — 8 шт.

Приведенное оборудование и материалы, а также его количество ориентировочны.

16 Заказ 579

Г л а в а X I

ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН И ПУТИ ИХ УСТРАНЕНИЯ

§ 5 7 . М Е Ж П Л А С Т О В Ы Е П Е Р Е Т О К И Г А З А

Движение газа по кольцевому пространству за эксплуатационной колонной может происходить вследствие его утечек из продуктивного пласта или через неплотности эксплуатационной колонны. В одних случаях газ достигает устья и создает давление на колонную головку, в других — насыщает проницаемые пласты по вскрытому разрезу. Наиболее часто одновременное проявление газа на устье и его про­ никновение в проницаемые пласты.

Газ накапливается в межколонном пространстве или проявляется на устье скважины после спуска и цементирования эксплуатацион­ ной колонны в следующих случаях: при недостаточной герметичности соединения верхней части колонны с колонной головкой, резьбовых соединений обсадных труб эксплуатационной колонны; при образо­ вании каналов в цементном камне у стенок обсадных труб или сква­ жин.

Наиболее частой причиной межколонных проявлений является негерметичность резьбовых соединений обсадных труб. В верхней части скважины, где давление газа внутри эксплуатационной ко­ лонны значительно превышает противодавление в межколонном пространстве, газ легко проникает через негерметичные соединения обсадных труб и движется по кольцевому пространству к устью сква­ жины.

Основным средством повышения надежности и особенно герме­ тичности эксплуатационных колонн в объединении Краснодарнефте­ газ считалось увеличение подъема тампонирующей смеси до устья скважины. Такое решение задачи оказалось недостаточно обосно­ ванным и не дало желаемых результатов.

Наименьшее число межколонных проявлений наблюдалось, когда цементный раствор поднимался не на всю длину обсадной колонны, а только до технологически необходимой и технически возможной высоты.

Простейшим способом борьбы с межколонными проявлениями, вызванными негерметичностью резьбовых соединений эксплуата-

2 4 2

ционных колонн, явилось докрепление колонн, зацементированных до устья.

Для предупреждения межколонных проявлений в период опро­ бования и эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин осо­ бое внимание необходимо уделить качественной подготовке обсад­ ных труб, начиная с их изготовления, и совершенствованию техно­ логии спуска и цементирования эксплуатационных колонн. Для этого необходимо: на заводах-изготовителях муфты завинчивать на трубы с применением специальных резьбовых смазок и контролем момента закрепления; при спуске эксплуатационных колонн также применять специальные уплотнительные резьбовые смазки, трубы

смуфтами спускать на элеваторах; резьбы труб и муфт калибровать

споследующим селективным подбором резьбовых соединений; соз­

дать шероховатую поверхность спускаемых в скважину обсадных труб; для каждой площади установить рациональную высоту подъема тампонирующего материала за эксплуатационной колонной; разра­ ботать моментомер для выявления требующихся величин момента закрепления резьбовых соединений обсадных труб при спуске и для последующего контроля за этими величинами; соблюдать общепри­ нятые правила цементирования эксплуатационных колонн, не до­ пуская снижения скорости восходящего потока тампонирующего раствора менее 1,8—2 м/с.

Для отработки операции по использованию шероховатых труб был выбран район Газлинского месторождения с наиболее выражен­ ными газопроявлениями после цементирования скважин. Резуль­ тат на всех скважинах оказался положительным. Для сравнения брались две соседние скважины с одинаковыми проектной глубиной, конструкцией и условиями цементирования, но на одной спускаемые обсадные трубы были шероховатые, а на другой — обычные.

После ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) и обвязки устья проводились замеры давлений в затрубном пространстве. Например, на скв. 254, в которую были спущены трубы со смоло-песчаным покрытием, через сутки манометр не показал давления, а на скв. 316, в которую были спущены обычные трубы, через 1,5 ч — 8 кгс/см2.

В связи с тем, что межколонные газопроявления на месторожде­ ниях с высокими пластовыми давлениями приняли характер, угро­ жающий нормальной эксплуатации недр, стали применять установку герметизирующих устройств (пакеров) непосредственно над эксплуа­ тационным объектом.

Особенно острая необходимость в оборудовании скважин глубин­ ными герметизирующими устройствами появилась при разработке Крестищенского месторождения, где из-за высоких пластовых давле­ ний (422 кгс/см2) при эксплуатации скважин через 63-мм насосно­ компрессорные трубы давление газа в затрубном пространстве на устье достигало 280—290 кгс/см2. На этом месторождении с целью предохранения эксплуатационной колонны от высокого давления газа для герметизации затрубного пространства скважины оборуду­ ются широкопроходными глубинными установками с циркуляционным

клапаном (ШУГ-168) конструкции СевКавНИПИнефть. Такими установками оборудованы четыре высокодебитные скважины.

Характер и последовательность работ, выполняемых при обору­ довании скважин этими установками, следующий (рис. 129). Комбини­

244

так как распакеровка осуществляется при посадке последнего на специальную опорную муфту.

Широкопроходная глубинная установка для герметизации затрубного пространства газовых скважин позволяет добывать газ через насосно-компрессорные трубы увеличенного диаметра (89 и 102 мм), что примерно в два раза повышает добывные возможности скважин по сравнению с эксплуатацией через фонтанные трубы диа­ метром 73 мм.

Процесс освоения и глушения скважин существенно облегчается благодаря циркуляционному клапану, при помощи которого можно соединить и разобщить внутреннее пространство насосно-компрес­ сорных труб с затрубным пространством.

§ 58 . В Л И Я Н И Е Т Е М П Е Р А Т У Р Ы II Д А В Л Е Н И Я Г А З А Н А Н А П Р Я Ж Е Н Н О С Т Ь О Б С А Д Н Ы Х К О Л О Н Н

В практике бурения и эксплуатации скважин на Кубани наблю­ дались осевые деформации обсадных колонн. Например, в процессе бурения скв. 6 Марьянская при забое 2835 м возник открытый водя­ ной фонтан. Скважина фонтанировала с большим дебитом, причем температура воды на устье достигала 80—85° С. В результате про­ грева горячей водой 219-мм обсадная колонна удлинилась более чем на 500 мм. При этом обвязка превентора была деформирована и выведена из строя.

Осевые деформации обсадных колонн наблюдались на скважинах и в процессе их испытания на продуктивность. Проявление этих деформаций на поверхностном оборудовании было следствием при­ менения специфических обвязок обсадных колонн на устье. Колон­ ной головкой соединялись между собой только эксплуатационная и промежуточные колонны, соединение же их с кондуктором, заце­ ментированным до устья, отсутствовало.

Такая система обвязки обсадных колонн позволила заметить их осевые деформации, изучить природу этого явления, а также разра­ ботать рекомендации по предупреждению этих деформаций.

Осевые деформации обсадных колонн наблюдались только при испытании газовых объектов. Так, при испытании газового объекта на скв. 360 Калужская осевое удлинение 146-мм и 219-мм обсадных колонн, связанных между собой колонной головкой, составило более чем 300 мм. Удлинение колонн было обнаружено через 18 ч после начала опробования пласта. В этот момент обе колонны удлинились на 120 мм. При дальнейшем испытании объекта осевое удлинение продолжало расти и через 46 ч работы пласта составило 315 мм. Обвязка фонтанной арматуры начала деформироваться. Скважина была задавлена глинистым раствором, после чего колонны приняли первоначальное положение.

На скв. 115 Калужская в процессе испытания газового объекта удлинение трех жестко связанных между собой обсадных колонн диаметрами 273, 168 и 114 мм составило 130 мм. При этом 114-мм

245

колонна, спущенная на глубину 2646 м, была зацементирована до устья.

Ниже приводятся некоторые данные по этой скважине, характе­ ризующие условия эксплуатации объекта.

.2 4 6

ней был поставлен лабораторный эксперимент. Обработка данных этого эксперимента, подтвердившего теоретические исследования, позволила сделать следующие выводы.

1. Под воздействием внутреннего давления колонна обсадных труб деформируется в осевом и тангенциальном направлениях. При обвязке колонн на устье, ограничивающей осевые деформации,

вних возникают дополнительные нормальные напряжения.

2.Внутреннее давление в обсадных колоннах не влияет на их продольную устойчивость.

3.Рост внутреннего давления в обсадной колонне вызывает воз­ никновение напряжений растяжения при жесткой заделке ее концовТаким образом, под воздействием температуры и давления газа обсадные колонны деформируются (удлиняются) в осевом направле­ нии. Ограничение этой деформации в результате обвязки колонн

на устье приводит к возникновению в них напряжений сжатия, а следовательно, и продольного изгиба, ведущих к нарушению гер­ метичности резьбовых соединений, а также сварного или сгонного, патрубка с колонной головкой.

Для предупреждения этих осложнений необходимо искусственно, создавать такие условия, при которых изменение напряженности эксплуатационной колонны под действием температуры и давления было бы в пределах одного знака (растяжения). Это достигается приложением к обсадной колонне дополнительной растягивающей нагрузки (натяжения) сверх веса незацементированной ее части. При этом вес колонны определяется без учета влияния жидкостной среды.

Величина дополнительного напряжения эксплуатационной ко­ лонны рассчитывается по следующей схеме.

1. Суммарная величина дополнительных напряжений опреде­

где р — коэффициент Пуассона; б — средняя толщина стенки не­ зацементированной части эксплуатационной колонны в см; р 0 — максимальное давление в затрубном пространстве на устье при эксплуатации скважины в кгс/см2; d — средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны в см; Д — наружный диаметр эксплуа­ тационной колонны; р — плотность газа при р 0 в г/см3; рх — плот­ ность глинистого раствора за эксплуатационной колонной в г/см3; 1г — длина незацементированной части эксплуатационной колонны в см.

247'