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

§ 59. СПОСОБЫ ГЛУШЕНИЯ ФОНТАНА

Иногда приходится временно прекращать фонтанирование скваткины. Для этого по линии, соединенной с боковой задвижкой кре­ стовика, цементировочным агрегатом закачивают жидкость в затрубное пространство. Восходящий поток движется по подъемным тру­ бам и через устьевой штуцер поступает в специально выделенный для этой цели сепаратор или другое место. В зависимости от вели­ чины пластового давления в скважину закачивают глинистый рас­ твор или воду.

Газ в стволе скважины заменяют на глинистый раствор (воду) с таким расчетом, чтобы забойное давление постепенно бы увеличи­ валось. Это условие должно быть сохранено до прекращения фонта­ нирования. С целью предотвращения снижения естественной прони­ цаемости призабойной зоны к закачиваемой в скважину жидкости для глушения необходимо добавлять водорастворимые поверхностно­ активные вещества.

Глушение фонтана описанным способом не представляет особых трудностей и применяется тогда, когда в скважину спущены насосно­ компрессорные трубы. Значительно труднее глушить фонтаны в сква­ жинах, где трубы не спущены, причем чем меньше приемистость скважины, тем труднее осуществить эту работу.

Техника глушения скважины при отсутствии в ней подъемных труб состоит в следующем. В скважину закачивают глинистый рас­ твор или воду до тех пор, пока давление не достигнет максимальной величины, допускаемой для эксплуатационной колонны и устьевого оборудования. Жидкость закачивают при закрытых задвижках на выкиде. Чем меньше давление на устье и чем больше приемистость скважины, тем больше можно закачивать жидкости в скважину в один прием и наоборот.

После закачки жидкости в скважину до максимального давления через некоторое время осторожно через маленький штуцер диаме­ тром 2—3 мм выпускают газ из скважины до появления глинистого раствора (воды). После выпуска из скважины газа и части разгазированного глинистого раствора давление на устье несколько упа­ дет. Задвижку на выкиде закрывают и продолжают закачку новой порции свежего глинистого раствора, спустя некоторое время вновь открывают задвижку для спуска накопившегося газа и части разгазированного глинистого раствора.

Таким образом, работу по прекращению фонтанирования в сква­ жине без подъемных труб осуществляют циклами. Каждый цикл состоит из: 1) закачки свежего глинистого раствора при закрытой на выкиде задвижке до максимального давления, допустимого для данной эксплуатационной колонны и устьевого оборудования; 2) времени всплывания на поверхность газа; 3) выпуска накопивше­ гося газа через штуцер малого диаметра.

Наибольшее время требуется для всплывания газа и оно зависит главным образом от вязкости глинистого раствора. Чем меньше

250

вязкость глинистого раствора, тем быстрее будут проходить через него пузырьки газа.

Продолжительность каждого цикла по мере закачки свежих пор­ ций глинистого раствора постепенно будет возрастать, так как путь для прохождения пузырьков газа будет все время удлиняться.

Следует иметь в виду, что работы по прекращению фонтанирова­ ния скважины, особенно при высоких давлениях, большой глубине скважины и плохой приемистости призабойной зоны, кропотливы и продолжительны.' Продолжительность проведения их измеряется сутками. Поэтому необходимо проявлять большую выдержку и осто­ рожность.

Ниже приводится описание глушения скв. 8 на месторождении Зыря. После перфорации эксплуатационной колонны были замечены пропуски

газа в колонной головке. Насосно-компрессорные трубы еще не были спущены в скважину. Во избежание серьезных осложнений было решено, не спуская трубы в скважину, приступить к ее глушению. Устьевое оборудование скв. 8 к моменту глушения состояло из колонной головки, крестовика фонтанной арма­ туры и задвижки для прострела отверстий, рассчитанной на 600 кгс/см2 проб­ ного давления. Задвижка для прострела отверстий была закрыта и давление на устье достигло 272 кгс/см2.

Вследствие пропусков газа в колонной головке, причина которых была неизвестна, решено было глушить скважину без повышения давления в ней (чтобы ие вызвать еще больших осложнений). Наиболее удовлетворяет этому условию способ глушения скважины при помощи лубрикатора. Однако из-за отсутствия готовых лубрикаторов на такое высокое рабочее давление, проекти­ рование и изготовление которых может отнять много времени, скважину решили глушить заливочными агрегатами ЦА-300.

Скважину глушили при следующей схеме оборудования и обвязки зали­ вочных агрегатов (рис. 134). От крестовика 1 фонтанной арматуры была про­ ложена продавочная линия из 73-мм бурильных труб 2, которая была соединена с устьевой арматурой 3, применяемой при гидравлическом разрыве пластов. С другой стороны крестовика провели линию 4 из 63-мм компрессорных труб

иустановили на ней штуцер 5 для разрядки давления в скважине.

Карматуре подключены три заливочные агрегата ЦА-300 6. Воду к ним

подавали с водяной магистрали 7, а глинистый раствор агрегатом ЦА-150 8 из емкостей 9. Вода и глинистый раствор подавались в агрегаты через батарею 10.

Линии от заливочных агрегатов до устьевой арматуры, а также арматура устьевая (АУ) и продавочная 73-мм линия были опрессованы на давление300 кгс/см2.

Устьевая арматура была использована потому, что на каждом отводе к агре­ гатам были установлены обратные клапаны. В случае выхода из строя одного нз агрегатов или линии от него до устьевой арматуры заменять его другим агре­ гатом можно свободно без каких-либо задержек и осложнений. При этом разрядка скважины не происходит.

Три заливочных агрегата были взяты из соображений,что в начале глушения из-за высокого давления на устье скважины агрегат должен работать почти на полной мощности при малой подаче жидкости. При таком режиме он долго работать не сможет, тем более подавая в скважину глинистый раствор. Чтобы иметь резерв и ускорить процесс глушения скважины, были взяты три агрегата.

Чтобы в начале глушения скважины можно было в нее нагнетать небольшое количество жидкости и одновременно облегчить работу агрегата, на одном насосе агрегата установили рубашку диаметром 100 мм,оставив на двух других насосах рубашки диаметром 115 мм.

Из данных практики бурения скв. 8 было известно, что в интервале ПКГ бурили на глинистом растворе плотностью 1,26 г/см3. При этом проявлений не наблюдалось. При перфорации же колонны скважины, заполненной водой,

251

в интервале 4454—4453 м получился перелив жидкости. Это показывало, что

Так как заглушить скважину водой при указанных давлениях не представля­ лось возможным, то решено было глушить ее глинистым раствором. При нагне­ тании в газовую среду глинистый раствор благодаря своей вязкости будет насы­ щаться газом и плотность его будет уменьшаться. Вследствие этого при заполне­

глинистого раствора, времени ухода его вниз по колонне и разрядки давления

через штуцеры диаметром 3,5 и 8 мм.

Нагнетание жидкости в скважину продолжали в течение всего процесса глушения только одним агрегатом при работе его на первой скорости. В начальный период, когда давление было высокое, агрегаты работали попеременно. Сква­ жину глушили при высоких давлениях только в начале процесса. В дальнейшем

оно постепенно снизилось.

После каждого цикла закачки раствора вследствие того, что он занимал соответственно закаченному объему определенный столб в стволе скважины и создавал давление на забой, давление на устье скважины постепенно снижали при ее разрядке. Так, после двух закачек в скважину глинистого раствора плот-

.252

ностью 1,6 г/см3 в объеме 8,2 м3 он занял в стволе скважины столб высотой 450 м и создавал давление на забое, равное 72 кгс/см3. Затем скважину разрядили до 250 кгс/см2, т. е. снизили на 22 кгс/см2 от первоначального давления на устье

(272 кгс/см2).

Всего было 12 закачек общим объемом 68, 2 м3 жидкости, из них две закачки

Эта жидкость занимала в стволе скважины столб высотой 4190 м и созда­ вала давление на забой порядка 620 кгс/см2. Глушение скважины продолжалось 52 ч. После снижения давления на устье скважины до нуля для заполнения ствола скважины в нее закачали 7 м3 глинистого раствора плотностью 1,26 и объемом 6 м3 воды. Так как глинистый раствор закачивали в газовую среду скважины, то он насыщался газом, вследствие чего даже после окончания глушения сква­ жины из нее продолжал выделяться газ.

Описанный способ глушения приемлем лишь для скважин с пла­ стовым давлением, равным или больше гидростатического. При пла­ стовом давлении меньше гидростатического применение глинистого раствора или воды приведет к резкому ухудшению фильтрационной характеристики призабойной зоны, что отрицательно скажется на производительности скважины. На практике после глушения фон­ тана в скважинах, в которых пластовое давление ниже гидростати­ ческого, глинистым раствором или водой производительность их снижается в два и более раз. Добавки поверхностно-активных веществ лишь частично устраняют отрицательное действие проник­ шей в пласт воды.

Наиболее приемлемая промывочная жидкость при этом (т. е. когда пластовое давление ниже гидростатического) — трехфазная пена (аэрированный глинистый раствор с добавкой пенообразова­ теля). Приготовление и закачка ее проходит так же, как и при освое­ нии скважины.

§ 6 0 . К Р Е П Л Е Н И Е С Л А Б О С Ц Е М Е Н Т И Р О В А Н Н Ы Х П О Р О Д

Добыча газа на ряде месторождений сопровождается разруше­ нием призабойной зоны продуктивного пласта. В результате в сква­ жинах образуются песчаные пробки, разрушается наземная арма­ тура.

253

Для крепления слабосцеменгированных коллекторов исполь­ зуются синтетические смолы. На Рыбальском месторождении (УССР) для этой цели применялись крепитель М и смолы из сланце­ вых фенолов. Положительные результаты не были получены, так как крепитель М имеет сравнительно невысокую механическую прочность (до 5 кгс/см2), тогда как в момент исследования и работы скважин депрессии доходят до 10—15 кгс/см2. Сланцевые фенолы также не дали положительных результатов, так как рецептура смеси была недостаточно отработана.

Была разработана смола марки МФС-6,1, которая испытывалась для обработки призабойных зон в газовых скважинах Рыбальского месторождения. Смола МФС-0,1 — продукт конденсации мочевины и формальдегида, модифицированной фуриловым спиртом. Ее ха­ рактеристика: плотность — 1,17—1,19 г/см3; pH-7,5—8,0 — вяз­ кость по ВЗ-4 при 20° С 17—25 с; содержание сухих веществ 58— 63%. Смола хорошо растворима в воде и отверждается катализато­ рами кислого характера: водными растворами серной, соляной и фосфорной кислот, хлорным железом, щавелевой кислотой и хло­ ристым аммонием.

Перед обработкой во все скважины закачивали соленую воду плотностью 1,1 г/см3 и определялась приемистость. После определе­ ния приемистости в скважину при открытом затрубном пространстве закачивали конденсат в количестве, равном объему насосно-ком­ прессорных труб. За конденсатом в скважину закачивали заранее приготовленную в бункере агрегата смесь смолы и отвердителя (хлористый аммоний в количестве 0,7—1% общего объема смолы).

Затем затрубное пространство перекрывали, а находившиеся

внасосно-компрессорных трубах конденсат и смолу продавливали

впласт конденсатом.

Двусторонние конденсатные пробки исключали контакт смолы с водной средой по мере продвижения по стволу и пласту. В момент продавки смолы в пласт давление на устье скважин составляло в среднем 135—140 кгс/см2.

П р и м е ч а н и е . До обработки депрессия из-за выноса песка не превышала 4 кгс/см 2, после обработки призабойной зоны пласта смолой депрессия увеличилась в два раза.

254

до полимеризации смолы, конденсат искусственно создавал поры. Конец операции определяли по падению давления на устье сква­ жины. Давление при этом падало со 140 до 60—80 кгс/см2. После этого скважину закрывали на время отверждения смолы. По данным УкрНИИгаза, необходимый срок отверждения смолы при забойной температуре 40—42° G равен одним суткам. Промышленный опыт показал, что освоение скважин с указанной забойной температурой необходимо проводить не менее чем через 36 ч после завершения обработки. Полученные результаты приведены в табл. 37.

$ 61. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ ПРИ ОСВОЕНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

В процессе освоения скважины путем замены глинистого раствора на воду и продувки до чистого газа призабойная зона полностью не очищается от проникших в пласт воды и твердых частиц. Кроме того, в процессе продувки резко понижается температура, что при­ водит к образованию гидратов непосредственно в призабойной зоне пласта. Такие осложнения ограничивают приток к скважине.

На основе применения антигидратного ингибитора в смеси с со­ ляной кислотой была разработана усовершенствованная технология обработки призабойной зоны пласта и освоения газовых скважин.

Последовательность проведения работ по предлагаемой техноло­ гической схеме заключается в следующем. Скважину промывают с целью удаления осадка утяжелителя и шлама во избежание обра­ зования забойных пробок и осваивают, заменяя глинистый раствор на воду. Затем проводят кратковременную (до 1 ч) продувку для удаления жидкости из ствола и заполняют скважину частично или полностью антигидратным ингибитором. Через насосно-компрессор­ ные трубы в пласт в качестве буферной жидкости закачивают антигидратный ингибитор (15—20% расчетного количества соляной кислоты) для разложения гидратов, образовавшихся в призабойной зоне пласта в результате первоначального освоения, и осушки пласта от фильтрата глинистого раствора. После буферной жидкости зака­ чивают кислотный раствор (1 м3 НС1 на 1 м вскрытой мощности пласта). Ингибитор и кислотный раствор закачивают в пласт в ре­ жиме фильтрации через поровые каналы. При этом антигидратный ингибитор, закачиваемый головной порцией, оттесняется в пласт за пределы призабойной зоны, намеченной к обработке соляной кислотой. Продавка кислоты в пласт осуществляется также анти­ гидратным ингибитором; после реакции соляной кислоты в тече­ ние 12—18 ч осваивают скважину через насосно-компрессорные трубы и продувают ее для очистки призабойной зоны от продуктов реакции и фильтрата глинистого раствора. При этом ингибитор, находящийся в затрубном пространстве, постепенно поступает в на­ сосно-компрессорные трубы и препятствует образованию и осажде­ нию гидратов на их внутренних стенках от башмака до устья. Инги­ битор, закачанный в пласт за пределы обрабатываемой зоны, выходит

255

оттуда, осушая обработанную зону от остатков отреагировавшей кислоты и предотвращая образование и осаждение в ней гидратов.

Применение усовершенствованной технологии освоения способ­ ствует полной очистке призабойной зоны скважин от продуктов бурения и отработанной кислоты, восстанавливая и даже увеличивая естественную проницаемость продуктивного пласта.

Практика проведения работ по освоению скважин показала, что в качестве антигидратного ингибитора могут быть использованы как метанол, так и раствор хлористого кальция. Применение антигидратного ингибитора рекомендуется при освоении скважин в лю­ бых геологических условиях, особенно при наличии в продуктивном разрезе зон поглощения глинистого раствора. При этом проникнове­ ние антигидратного ингибитора в пласт на довольно значительное расстояние из-за его малой вязкости способствует осушке призабой­ ной зоны от фильтрата глинистого раствора и улучшению ее филь­ трационной характеристики.

Предупреждение гидратообразования в фонтанной арматуре и обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа может осуществляться при помощи следующих мероприятий, проводимых как в отдельности, так и в ком­ плексе в зависимости от конкретных условий: а) обогрева отдельных узлов и участков для повышения температуры газа выше равновес­ ной температуры возможного гидратообразования; б) ввода в поток газа антигидратных ингибиторов, снижающих равновесную темпе­ ратуру гидратообразования; в) устранения резких перепадов давле­ ния (которые вызывают снияюние температуры газа и образование гидратов), что достигается путем ликвидации утечек газа через сальники, через неплотности в арматуре и использованием плавных переходов от одного диаметра штуцера к другому; г) снижения да­ вления в системе сбора и транспорта газа ниже равновесного давле­ ния гидратообразования; д) уменьшения степени турбулентности потока газа с целью снижения интенсивности перемешивания газа и жидкости; е) систематического удаления жидкости, скапливаю­ щейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспорта газа, при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков.

Для ликвидации образовавшихся гидратных отложений в си­ стеме сбора и транспорта газа и в обвязке скважины могут приме­ няться: а) более интенсивный наружный обогрев мест образования гидратов или подача горячего агента непосредственно на гидратную пробку; б) разложение гидратов путем ввода большой порции анти­ гидратного ингибитора; в) разрушение гидратной пробки путем резкого одностороннего снижения давления (продувка в атмосферу); г) разложение гидратов снижением давления с обеих сторон гидрат­ ной пробки с последующей продувкой в атмосферу; д) прекращение подачи газа на определенный период времени, достаточный для раз­ ложения гидратов теплом окружающего грунта, с последующей продувкой в атмосферу.

256

Если перепад давления в штуцере вызывает гидратообразование, то это явление должно быть предотвращено одним из следующих методов: а) путем обогрева горячей жидкостью узла установки шту­ цера и выкидной линии от штуцера до конца участка, охлаждающе­ гося в результате перепада давления в штуцере; б) применением многоступенчатых штуцеров; в) подачей антигидратных ингибиторов в выкидную линию непосредственно перед местом установки шту­ цера. Подача ингибитора должна осуществляться из сосуда высокого давления, расчетное рабочее давление которого должно быть выше максимального давления в скважине. Расход ингибитора должен автоматически регулироваться дозировочным насосом высокого да­ вления и регулировочным игольчатым вентилем.

При образовании гидратов в теплообменниках необходимо повы­ сить температуру охлаждающего газа до величины, превышающей равновесную температуру гидратообразования, или подавать инги­ биторы в линию газа высокого давления.

17 Заказ 579

Г л а в а XII

СИСТЕМЫ СБОРА ГАЗА И ЕГО ОЧИСТКИ

Система сбора газа на промыслах должна отвечать следующим условиям:

1)минимальные затраты средств и металла;

2)компактность и удобство в обслуживании;

3)устранение потерь;

4) беспрерывная подача газа в магистральный газопровод.

§ 62. СБОР ПОПУТНОГО ГАЗА

Так как попутный газ добывается вместе с нефтью, то системы сбора его имеют свои особенности.

По схеме сбора нефти и газа (рис. 135), применяемой на ряде месторождений, газонефтяная смесь поступает в трап (газоотделитель) 3. Газ из трапа идет в газосборный коллектор, а нефть в мер­ ник 4, из которого подается на нефтесборный пункт. Здесь нефть обезвоживают, обессоливают и стабилизируют. При стабилизации из нефти выделяется смесь пропана и бутана с небольшим содержа­ нием пентанов и высших углеводородов, которую обычно называют нестабильной головкой. Ее перекачивают на газофракционирующую установку газобензинового завода. Газ из газосборных коллекторов, к которым подключено много скважин, компрессорами подают на газобензиновый завод. Иногда газ поступает на газобензиновый завод (ГБЗ) непосредственно из газосборных коллекторов под трап­ ным давлением.

Описанная схема сбора нефти и газа громоздка. Наиболее суще­ ственный недостаток заключается в том, что она не предусматривает рациональное использование энергии пласта (избыточное давление на устье скважины), а также возможность эксплуатации скважин, работающих механизированным способом под некоторым избыточным давлением. Поэтому приходится сооружать нефтяные и газовые коллекторы, компрессорные станции и др. Система сбора нефти и газа по описанной схеме называется самотечной, которая и обусло­ вливает сооружение двух отдельных коллекторов — для нефти и газа.

Если бы удалось транспортировать продукцию скважин по одной трубе, использовав при этом избыточное давление на устьях, то

258

было бы исключено строительство одного коллектора и многих ком­ прессорных станций по сбору газа и транспорту его на газобензино­ вый завод. Первая такая схема сбора нефти и газа была разработана Ф. Г. Бароняном и С. А. Везировым. Она широко применяется на многих месторождениях. Эта схема отличается от предыдущей тем, что газ, нефть и вода от всех скважин (фонтанных, компрессорных, насосных) транспортируются до промыслового сборного пункта вместе, по одной сети трубопроводов; нефть отделяется от газа и воды лишь на сборном пункте.

зи н ; V I I — ж и д к и й га з ;

1 — ф о н т а н и р у ю щ а я с к в а ж и н а ; 2 — г л у б и н н о н а с о с н а я с к в а ж и н а ; 3 — т р а п ; I — м е р н и к ; 5 — к о м п р е с с о р н а я ст а н ц и я ; в — га з о б е н з и н о в ы й з а в о д .

При такой системе сбора нефти и газа намного сокращается сеть сборных нефте- и газопроводов, т. е. прокладывается одна сеть трубо­ проводов вместо нескольких сетей, необходимых при других схемах нефтегазосбора.

Сбор нефти и газа по схеме Бароняна—Везирова осуществляется следующим образом (рис. 136).

Добываемые из скважины нефть, газ и примеси поступают по выкидным продуктопроводам 1 в групповые установки 3, предста­ вляющие собой батареи задвижек с обвязками для периодической подачи продукции каждой отдельной скважины в замерные трапы 2. От групповых установок вся продукция скважин по общей сборной коллекторной сети 7 направляется в газосепараторы 9 сборного