го точка росы газа снижается до r1 и оказывается ниже минимальной температуры газа в газопроводе, что исключает образование третьей гидратной пробки.

Таким образом, в газопроводе в зависимости от характера изменения температуры и давления газа и его начального влагосодержания (точки росы) могут образоваться несколько локальных гидратных пробок.

7.2. Методы предупреждения образования гидратов

Подогрев газа. Предупреждение образования гидратов методом подогрева газа заключается в том, что при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов (рис. 7.6).

Рис. 7.6. Зона образования гидратов в магистральном газопроводе:

Pраб и Рпрод – давления рабочее и продувки; tраб и tпод – температуры соответственно рабочая и подогрева

В условиях транспорта газа по магистральному газопроводу этот метод неприменим, так как связан с большими затратами энергии. Как показывают расчеты, при больших объемах транспортируемого газа может оказаться экономически целесообразно охлаждать его (с учетом увеличения затрат на более глубокую осушку газа), поскольку это позволяет заметно увеличить пропускную способность газопроводов, особенно газопроводов с большим числом компрессорных станций (КС).

77

Метод подогрева применяется на газораспределительных станциях (ГРС), где при больших перепадах давления вследствие дроссельного эффекта температура газа может значительно снижаться, в результате чего обмерзают редуцирующие клапаны, краны, диафрагмы и др.

Предупреждение образования гидратов методом снижения давления заключается в том, что при сохранении температуры в газопроводе снижается давление ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод возможен и при ликвидации уже образовавшихся гидратов. Ликвидация гидратных пробок осуществляется путем выпуска газа в атмосферу через продувочные свечи. После снижения давления необходимо некоторое время (от минут до нескольких часов) для разложения гидратов. Очевидно, что этот метод пригоден только для ликвидации нескольких гидратных пробок при положительных температурах. Иначе гидратная пробка перейдет в ледяную. Поскольку минимальная температура газа в магистральных газопроводах близка к нулю, а равновесное давление при этом для природного газа находится в пределах 1,0–1,5 МПа, применение данного метода для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах оказывается неэффективным (оптимальное давление транспортируемого газа

5,0–7,0 МПа).

Метод снижения давления применяется в аварийных случаях для разложения гидратов в газопроводе путем кратковременного уменьшения давления ниже давления разложения гидратов (в сочетании с ингибиторами, так как в противном случае после повышения давления гидраты появляются вновь если в газопроводе остается вода, образовавшаяся при разложении гидратов).

Ввод ингибиторов. Ингибиторы, введенные в насыщенный водяными парами поток природного газа, частично поглощают водяные пары и переводят их вместе со свободной водой в раствор, который совсем не образует гидратов или образует их при температурах более низких, чем температура гидратообразования

вслучае наличия чистой воды.

Вкачестве ингибиторов применяют метиловый спирт (мета-

нол, СН3ОН), растворы этиленгликоля (ЭГ), диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ), хлористого кальция СаСl2 и др.

78

Вывод. Гидраты – кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют кристаллическую структуру. Свойства гидратов газов позволяют рассматривать их как твердые растворы. Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

Эксперименты показывают, что условия образования и разложения гидратов не идентичны. Давление начала разложения гидратов значительно ниже давления начала образования гидратов при одной и той же температуре. Такое снижение равновесного давления разложения ниже давления образования гидратов происходит в результате уменьшения упругости паров воды над образующимися гидратами. Для определения условий образования и разложения гидратов пользуются графиками.

Вопросы для самопроверки

1.Гидраты природных газов.

2.Методы предупреждения образования гидратов.

79

8. ОСУШКА ГАЗА

План

8.1. Осушка газа жидкими поглотителями.

8.2. Осушка газа твердыми поглотителями. 8.3.Осушка газа охлаждением.

8.4. Использование холодильных установок.

При больших объемах транспортируемого газа его осушка является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в магистральном газопроводе.

Существующие способы осушки при промысловой подготовке газа к дальнему транспорту подразделяются на две основные группы: сорбционная – поглощение влаги жидкими (абсорбция) и твёрдыми (адсорбция) сорбентами и охлаждением газового потока.

В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировании газа (влагосодержание должно составлять не более 0,05 – 0,1 г/м3).

8.1. Осушкагаза жидкими поглотителями

Жидкие сорбенты, применяемые для осушки природных и нефтяных газов, должны иметь высокую растворимость в воде, низкую стоимость, высокую коррозионную стойкость, стабильность по отношению к газовым компонентам и при регенерации; простоту регенерации, малую вязкость, низкую упругость паров при температуре контакта, слабое поглощение углеводородных компонентов газа, низкую способность к образованию пены или эмульсий.

Большинству этих требований наилучшим образом отвечают ДЭГ и ТЭГ и в меньшей степени ЭГ.

Этиленгликоль (СН2ОН–СН2ОН) – простейший двухатомный спирт. Смешивается с водой в любых отношениях. Для осушки, как правило, не применяется (используется в основном как ингибитор) вследствие недостаточной гигроскопичности и высокой упругости паров, что приводит к большим потерям при его регенерации (tкип = 19 °С, р = 760 мм рт. ст.).

80

Диэтиленгликоль (СН2ОН–СН2–О–СН2–СН2ОН) получают ре-

акцией соединения двух молекул ЭГ с образованием молекулы воды. В химически чистом виде это бесцветная жидкость с молекулярной массой 106,12, относительной плотностью (по воде) 1,117 и температурой кипения при р = 760 мм рт. ст., равной 245 °С. Как показали эксперименты в лабораторных и промышленных условиях, максимальное понижение точки росы газа при осушке ДЭГ обычно не превышает 30–35 °С, что довольно часто оказывается недостаточным.

В связи с разработкой более глубоких газовых месторождений, температура газа которых значительная и в летнее время почти не понижается в коммуникациях до газоосушительных установок, потребовался более сильный влагопоглотитель – ТЭГ.

Триэтиленгликоль (СН2ОН–СН2–О–СН2–СН2–О–СН2–СН2ОН)

получают соединением трех молекул ЭГ с образованием воды. Молекулярная масса ТЭГ – 150,17, относительная плотность 1,1254 и температура кипения 287,4 °С при р = 760 мм рт. ст.

Гликоли хорошо отбирают влагу из газов в большом интерв а- ле концентраций.

Вследствие низкой упругости паров потери поглотителя не- значитель-ные (5–18 г на 1000 м3 газа у ДЭГ и 2–4 г на 1000 м3 газа у ТЭГ).

Температура кипения и упругость паров воды и гликолей сильно различаются, что облегчает регенерацию поглотителя, а небольшая вязкость поглотителя облегчает работу циркуляционных насосов.

Обводненные гликоли неагрессивны в коррозионном отношении. Растворимость природного газа в них незначительная: при давлениях до 15,0 МПа растворимость не превышает 6 л на 1 л гликоля.

При атмосферном давлении ДЭГ начинает распадаться при 164 °С, а ТЭГ при 205 °С. В соответствии с этим в производственных условиях степень осушки их при регенерации может дости-

гать 96 и 99 %.

Поскольку ТЭГ имеет склонность к пенообразованию, для борьбы с этим применяют различные присадки, например, моноэтаноламин.

81

Процессы осушки газа гликолями находятся в прямой зависимости от давления, температуры контакта газ – сорбент и концентрации сорбента. Как было показано ранее, в газе при повышенном давлении уменьшается содержание влаги, что, естественно, приводит к снижению количества циркулирующего раствора сорбента, необходимого для осушки газа до заданной точки росы. Повышение температуры контакта газ – сорбент приводит к увеличению парциального давления водяных паров над сорбентом, снижению поглотительной способности последнего и повышению точки росы осушки газа. Понижение температуры контакта газ – сорбент оказывает обратное действие, т. е. снижает точку росы осушенного газа. Однако при осушке газа жидкими сорбентами не рекомендуется применять температуру ниже 30 °С в связи с повышением вязкости сорбентов и значительной трудностью их перекачки. При увеличении вязкости сорбента одновременно несколько снижается его поглотительная способность.

На поглотительную способность сорбентом паров воды из газа большое влияние оказывает его концентрация: чем концентрация выше, тем ниже точка росы осушенного газа. Концентрация сорбента обычно колеблется в зависимости от требуемой степени осушки в пределах 90–99 %.

Качественная зависимость точки росы газа от концентрации раствора сорбента и температуры контакта графически представлена на рис. 8.1

Рис. 8.1. График влияния концентрации водного раствора ДЭГ на точку росы осушаемого газа

82

При сравнении ДЭГ и ТЭГ необходимо иметь в виду, что ДЭГ более дешевый. Однако при использовании ТЭГ можно получить большее снижение точки росы газа (на 45–50 °С вместо 30–35 °С у ДЭГ). Потери ТЭГ при регенерации значительно меньше, чем потери ДЭГ, вследствие более низкой упругости паров ТЭГ.

На рис. 8.2 приведена схема установки осушки газа жидкими сорбентами, получившая широкое распространение на газовых месторождениях.

Рис. 8.2. Схема установки осушки газа жидкими сорбентами: 1−сепаратор; 2 − абсорбер; 3 − нижняя скрубберная секция; 4 − тарелки; 5 − верхняя скрубберная секция; 6 − холодильник; 7 − теплообменник; 8 − выветриватель; 9, 10 − насосы; 11 − кипятильникиспаритель; 12 − десорбер; 13 − насос; 14 − вакуумный насос; 15 − сепаратор;

16 − конденсатор

Поступающий с промысла газ проходит сепаратор 1, где осаждается капельная влага, и поступает в нижнюю часть абсорбера 2. Сначала газ идет в нижнюю скрубберную секцию 3, в которой дополнительно очищается от взвешенных капель влаги благодаря

83

большой поверхности контакта с насадками. Затем газ последовательно проходит через тарелки 4, поднимаясь вверх. Число колпачковых тарелок в абсорбере 4–12. Навстречу потоку газа протекает 95–97 % раствор ДЭГ, вводимый в абсорбер насосом 10. Осушенный вследствие контакта с раствором газ проходит через верхнюю скрубберную секцию 5, где освобождается от захваченных капель раствора, и направляется в газопровод. Насыщенный раствор, содержащий 6–8 % влаги, с нижней глухой сборной тарелки абсорбера поступает в теплообменник 7, в котором нагревается встречным потоком регенерированного раствора, а далее проходит через выветриватель 8, где из него выделяется растворенный газ, который идет на собственные нужды. Из выветривателя насыщенный ДЭГ насосом 9 закачивается в выпарную колонну (десорбер) 12, где осуществляется регенерация раствора.

Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны тарельчатого типа, в которой из насыщенного раствора ДЭГ, стекающего вниз, выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров ДЭГ; кипятильника-испарителя 11, в котором происходит нагревание раствора гликоля и испарение воды. В кипятильнике поддерживается температура раствора гликоля в пределах 150–160 °С, а в верхней части выпарной колонны 105– 107 °С. Это достигается за счет орошения верхней части колонны водой температурой 30 °С, что позволяет сконцентрировать пары ДЭГ и уменьшить его потери.

Водяной пар из десорбера поступает в конденсатор 16, где основная часть пара конденсируется и собирается в сепараторе 15. Отсюда газ отсасывается из конденсата вакуумным насосом 14 и направляется на сжигание. Часть полученной воды, содержащей ДЭГ, подается в верхнюю часть колонны насосом 13 для орошения и поддержания температуры 105–107 °С.

Регенерированный раствор ДЭГ насосом 10 прокачивается через теплообменник 7 и холодильник 6, где его температура снижается примерно до 30 °С, и вновь поступает на верхнюю тарелку абсорбера. На этом круговой цикл движения раствора заканчивается.

Если необходимо получить высокую концентрацию насыщенного раствора ДЭГ (98–99 %) для достижения более низких точек росы газа (от –15 до –20 °С), то регенерацию гликолей производят под вакуумом, который создается вакуумным насосом 14.

84

Экономичность работы абсорбционных установок в значительной степени зависит от потерь сорбента. Для их снижения в первую очередь необходимо строго поддерживать расчетный температурный режим десорбера, тщательно сепарировать газ и водяной пар на выходе соответственно из абсорбера и десорбера и по возможности исключить пенообразование при контакте газа с абсорбентом за счет специальных добавок.

8.2. Осушкагаза твердыми поглотителями

В качестве твердых поглотителей влаги в газовой промышленности широко применяются активированная окись алюминия и боксит, который на 50–60 % состоит из А l2O3. Активизируется боксит при температуре 360 °С в течение 3 часов без доступа воздуха. Поглотительная способность боксита 4,0–6,5 % от собственной массы.

Преимущества метода: низкая точка росы осушенного газа (до –65 °С); простота регенерации поглотителя; компактность, несложность и низкая стоимость установки.

Боксит поставляется в зернах (гранулах) диаметром 2–4 мм. Насыпная плотность 800 кг/м3. Глубина осушки зависит от степени насыщения боксита, уменьшаясь с увеличением последней.

Продолжительность работы бокситовой загрузки больше года. Скорость прохождения газа через активированный боксит 0,5– 0,6 м/с. Загрузка боксита определяется в зависимости от количества газа и содержания в нем влаги по формуле

G = Q αx τ ,

где Q – объемный расход газа через абсорбер, приведенный к 0 °С и 760 мм рт. ст.; х – массовое влагосодержание 1 м3 газа; τ – продолжительность цикла, поглощения; α – коэффициент активности боксита.

Схема осушки газа твердым поглотителем приведенана рис.8.3.

85

сухого газа через регулятор давления РД (при давлении несколько более 0,1 МПа). Этот газ поступает сначала в холодильник 3 и далее в сепаратор 4. Газодувкой 5 под давлением не более 300 мм вод. ст. газ подается в подогреватель 6, где он нагревается до температуры 180–200 °С, и далее поступает в адсорбер 2, в котором регенерируется боксит. По выходе из адсорбера нагретый насыщенный газ поступает в холодильник 3, а затем в сепаратор 4, где отделяется влага, поглощенная в адсорбере. В результате повторных циклов регенерирующего газа (газодувка – подогреватель – адсорбер – холодильник – адсорбер – сепаратор – газодувка) боксит осушается и может снова поглощать воду из газа.

8.3. Осушкагаза охлаждением

Охлаждение широко применяется для осушки и выделения конденсата из газа газоконденсатных месторождений на установках низкотемпературной сепарации, а также при получении индивидуальных компонентов газа, выделении из природного газа редких газов, сжижении газов и т. д.

Газ можно охлаждать путем расширения, когда необходимо снижать его давление, а также пропуская через холодильные установки. В условиях Крайнего Севера для охлаждения газа можно использовать низкую температуру окружающего воздуха (в зимнее время).

Процесс расширения с целью понижения температуры осуществляется двумя способами – дросселированием без совершения внешней работы (изоэнтальпийный процесс) или адиабатическим расширением с отдачей внешней работы (изоэнтропийный процесс).

8.4. Использование холодильныхустановок

В тех случаях, когда давления газа на входе в установки низкотемпературной сепарации недостаточно для его охлаждения расширением, устанавливают холодильные установки, заменяющие или дополняющие узел расширения.

Необходимая температура сепарации может обеспечиваться за счет установки дополнительных теплообменников-рекуператоров и холодильников (водяных, газовых и воздушных).

Схема низкотемпературной сепарации газа приведена нарис.8.4.

87

кости в сепараторе, то на входе в установку его подогревают при помощи огневого подогревателя. Часть сухого холодного газа через трехходовой кран с регулятором давления 5 направляется в теплообменник 4 для получения заданной температуры сепарации.

Для предупреждения гидратообразования перед теплообменником в поток сырого газа впрыскивается насосом 10 гликоль. Предусмотрен также ввод ингибитора перед штуцером. При необходимости гликоль можно вводить и перед змеевиком.

Насыщенный гликоль и конденсат из низкотемпературного сепаратора продуваются через клапан с регулятором уровня 7 в сепаратор гликоль – конденсата 8, из которого конденсат направляется на стабилизацию, а насыщенный гликоль – в десорбер 9. Регенерированный гликоль насосом 10 снова подается в поток сырого газа. По мере падения давления для обеспечения необходимой температуры сепарации схему низкотемпературной сепарации газа (НТС) можно дополнять расширительными машинами или вихревыми камерами, водяными или воздушными холодильниками и, наконец, холодильными установками (если это будет экономически целесообразно).

Рассматривая рациональную область применения указанных способов осушки и извлечения конденсата из природных и попутных газов, необходимо отметить следующее.

1.Осушку весьма тощих газов (чисто газовых месторождений) целесообразно вести с применением диэтиленгликоля и триэтиленгликоля, активированного боксита и цеолитов. Применять другие методы нерентабельно.

Если требуется только частичное удаление влаги из газа (получение точек росы не ниже – 10 °С), лучше применять гликоли.

Для более глубокой осушки, а также при необходимости получения отдельных фракций желательно осушку вести активированным бокситом или цеолитом.

2.Осушку и извлечение конденсата из газа газоконденсатных месторождений, в газах которых находится свыше 40 см3/м3 кон-

денсата, как правило, наиболее выгодно производить на установках низкотемпературной сепарации. При этом эффективность использования низкотемпературной сепарации газа зависит от начального давления и темпов его падения.

89

3. Отбензинивание больших потоков газа осуществляется в основном масляной абсорбцией.

Вывод. При больших объемах транспортируемого газа его осушка является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в магистральном газопроводе.

Существующие способы осушки при промысловой подготовке газа к дальнему транспорту подразделяются на две основные группы: сорбционная – поглощение влаги жидкими (абсорбция) и твёрдыми (адсорбция) сорбентами и охлаждением газового потока.

В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировании газа (влагосодержание должно составлять не более 0,05–0,1 г/м3).

Вопросы для самопроверки

1. Осушка газа жидкими поглотителями.

2. Осушка газа твердыми поглотителями.

3.Осушка газа охлаждением.

4.Использование холодильных установок.

9.ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

План

9.1.Очистка от песка забоя скважины.

9.2.Удаление воды с забоя скважины.

Юбилейное месторождение расположено в зоне повсеместного распространения многолетнемерзлых пород, способствующих значительным температурным потерям в стволах скважин, достигающим

12–15 °С при текущих рабочих дебитах 1000–600 тыс. м3/сут. Причем наиболее существенное снижение температуры приходится на теплообмен с окружающими горными породами и 300-метровым слоем мерзлоты, поскольку в при скважинной зоне и стволе скважин за счет эффекта Джоуля – Томпсона расходуется не более

1,0−1,5 °С естественной пластовой температуры.

90

Тем не менее устьевая температура 17−20 °С в настоящее время обеспечивает безгидратные условия эксплуатации скважин и газосборных шлейфов с температурным запасом относительно

равновесных условий гидратообразования, до 10 °С.

В целом благоприятными будут технологические режимы работы скважин эксплуатационного фонда как Юбилейной, так и Южно-Юбилейной площадях месторождения.

Характер изменения продуктивности эксплуатационных скважин по площади газоносности показал, что дебиты дополнительных скважин на Юбилейной площади, расположенных в пределах изопахиты 50 м составят 560−590 тыс. м3/сут, а рассчитан-

ная устьевая температура будет равняться 17−18 °С.

Для Южно-Юбилейной площади при дебитах порядка 360 тыс. м3/сут устьевая температура составит 17−19 °С.

Однако условия гидратообразования сохраняются в начальный момент вывода скважин на проектный технологический режим. Согласно расчетам продолжительность периода возможного гидратообразования в стволах скважин изменяется от 30–40 минут при дебите 1000 тыс. м3/сут. до 90 минут при дебите 700тыс. м3 сут и потребует применения антигидратных ингибиторов.

Опыт эксплуатации скважин увеличенного диаметра лифтовых труб в период падающей добычи на Медвежьем, Уренгойском и Ямбургском месторождениях показал, что данная конструкция не обеспечивает необходимых условий для выноса с забоев конденсационной и пластовой воды. По этой причине на Медвежьем месторождении насчитывается около 70 скважин само задавливающихся скважин, эксплуатация которых осуществляется с периодической продувкой или применением ПАВ.

В процессе эксплуатации при активизации водонапорного режима будет прогрессировать дополнительный фактор, осложняющий работу эксплуатационных скважин, связанный с пескопроявлениями.

Наиболее простым путем предотвращения указанных осложнений, является установление оптимальных технологических режимов, обеспечивающих устойчивую работу скважин на основе регулярных газодинамических исследований. При невозможности регулирования технологического режима достаточно эффективно применение различных фильтров. Значительный опыт в этом

91

плане имеется на Медвежьем и Уренгойском месторождениях, где используются противопесочные фильтры нескольких конструкции. В частности на Медвежьем месторождении положительно зарекомендовали себя фильтры типа УППСС, установленные в 11 скважинах. Анализ результатов работы этих скважин показывает, что в 75 % случаев удалось предотвратить поступление песка в продукцию. Скважина 809 работает с периодическими продувками, а скв. 313 остановлена из-за высокого давления в коллекторе.

Опыт эксплуатации газоконденсатных скважин в условиях низких температур показывает, что основные осложнения связаны

собразованием гидратных пробок в насосно-компрессорных трубах и устьевом оборудовании в период прогрева скважины после ее пуска, а также с возникновением межколонных газопроявлений и появлением жидкости и песка в продукции скважины на поздней стадии эксплуатации. Для предотвращения образования гидратов производится закачка в скважину ингибиторов гидратообразования (диэтиленгликоля, метанола, раствора хлористого кальция). Подача ингибиторов гидратообразования на кустовые площадки и к скважинам осуществляется или по стационарным коммуникациям, или путем монтажа на кустовых площадках оборудования для хранения ингибиторов и подачи их в скважины.

Впроцессе эксплуатации газоконденсатных скважин нередки случаи появления межколонных газопроявлений, возникающих по различным геологическим, техническим или технологическим причинам. Для предотвращения заколонных перетоков газа из сеноманской залежи в конструкции скважины предусмотрен заколонный пакер ПДМ-168-1, установленный на глубине 1300 м. Кроме того, промежуточная, эксплуатационная и лифтовые колонны выполнены

свысокогерметичными резьбовыми соединениями типа KS Bear и NEW VAM. Если, несмотря на принятые меры, межколонные газопроявления присутствуют, то природа их должна быть тщательно изучена, после чего принято решение о возможности дальнейшей эксплуатации или ремонта скважин. Эксплуатация скважин с межколонными газопроявлениями может производиться только по регламенту, действующему на месторождении.

Для обеспечения возможности проведения ремонта устьевого оборудования скважин под давлением в составе лифтовой колонны предусмотрен посадочный ниппель, в который перед ремонт-

92

ными работами устанавливается глухая пробка или предохранительный клапан, перекрывающие трубное пространство скважины.

9.1. Очистка от песка забоя скважины

Появление песка на забое скважины может быть обусловлено оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины. Этот процесс происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах, и его интенсивность определяется механическими свойствами продуктивного пласта.

Песок может оказаться на забое скважины после проведения операций подземного ремонта скважины, связанных с использованием гидропескоструйных перфораторов, и после выполнения гидравлического разрыва пласта. Наконец, определенное количество песка может быть намыто при создании искусственного забоя и т.д.

Независимо от причин появления песка для обеспечения нормальной эксплуатации скважины его следует удалять. При этом отрицательное воздействие на пласт должно быть минимальным.

При выборе оборудования для выполнения подобных работ нужно иметь в виду, что длина колонны гибких труб, содержащихся на катушке барабана агрегата, должна быть не меньше глубины забоя скважины.

Очистку эксплуатационной колонны (или забоя) от песка осуществляют с помощью внутрискважинного оборудования, схема которого для выполнения данной операциипоказана на рис. 9.1.

У устья скважины располагают агрегат с колонной гибких труб, насосный агрегат, буферную емкость для приема поднимающейся из скважины промывочной жидкости. Основным требованием к последней является способность ее выносить твердые частицы из скважины, что необходимо и при бурении, и при подземном ремонте скважин. Во время работы с колоннами гибких труб выполнение этого требования приобретает особую важность, поскольку их использование накладывает определенные ограничения на эффективность данного процесса.

В качестве промывочных используют два типа жидкостей – ньютоновские и неньютоновские. К первой группе относятся вода, соляные растворы на воде, углеводородные жидкости (ди-

93

зельное топливо, очищенная нефть и т. п.). Все они имеют постоянную вязкость.

Рис. 9.1. Схема внутрискважинного оборудования при промывке забоя скважины: 1 – жидкость с частицами песка, поднимающаяся

на поверхность;2 – полимерный гель, закачиваемый в скважину; 3 –песок

94

Вторую группу составляют буровые растворы и гели. Для них характерно наличие зависимости вязкости от условий течения, они обладают ярко выраженными релаксационными свойствами, а зависимость между скоростью и напряжением сдвига у них не линейна.

Помимо описанных, используют сжимаемые жидкости, содержащие газ. К ним же, правда, с определенной условностью могут быть отнесены и пены, поскольку они представляют собой газожидкостную эмульсию. В качестве жидкости для образования пен используют воду или нефть, в качестве газа – азот. Для образования устойчивой пены добавляют небольшое количество ПАВ (до 5–6 %). Использование пен в качестве промывочных жидкостей обусловлено стремлением снизить гидростатическое давление на пласт при выполнении технологических операций. Важным свойством пены является ее способность удерживать во взвешенном состоянии крупные твердые частицы, что не удается другим типам промывочных жидкостей.

При промывке скважин, имеющих угол наклона более 30°, применение пен нежелательно, так как при их распаде в процессе подъема по колонне лифтовых труб происходит образование застойных зон в местах, где колонна гибких труб соприкасается с внутренней поверхностью лифтовых труб. В ряде случаев может образовываться поток жидкости, направленный сверху вниз, который переносит частицы песка обратно на забой. Предотвратить это явление можно, если обеспечить турбулентный режим течения промывочной жидкости по всему поперечному сечению лифтовой колонны. Этому способствует подача в промывочную жидкость азота.

Жидкости, содержащие газ и пены, требуют более сложных режимов работы оборудования. При их использовании, как правило, необходимо обеспечивать дросселирование поднимающегося потока на выходе из устьевой арматуры.

В качестве промывочного агента используют также и газ, в подавляющем большинстве случаев – это азот. К положительным его свойствам следует отнести нетоксичность, инертность, плохое растворение в воде и углеводородных жидкостях. Использование газа позволяет резко снизить величину гидростатического давления на забой скважины.

95

Основными показателями процесса промывки скважины являются величины скоростей в колонне гибких труб vг и затрубном пространстве vз:

vг = 1,274Q/d2тр.в;

vз = 1,274Q/(Dв2 – d2тр.н),

где dтр.н, dтр.в, Dв – наружный и внутренний диаметры гибкой трубы, внутренний диаметр труб в которые спущена КГТ, Q – подача технологической жидкости.

Скорость восходящего потока при работе с КГТ, как и при любой промывке, должна превосходить скорость оседания в ней твердых частиц. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков в последних с отклонением от вертика-

ли до 45°. Для более пологих и тем более горизонтальных участков скважины процесс выноса твердых частиц гораздо сложнее. В таких случаях происходит образование застойных зон в местах контакта гибкой трубы со стенкой скважины или эксплуатационной колонной. В этой зоне частицы песка оседают, несмотря на достаточную среднюю скорость течения. Для предотвращения этого явления или сведения его отрицательного эффекта к минимуму необходимо обеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости.

Для оценки возможности выноса твердых частиц потоком жидкости используют понятие установившейся скорости оседания частиц.

Установившаяся скорость оседания vу сферических твердых частиц малого размера может быть определена из эмпирического уравнения

vу = Re(0,001µ)/Dчρч,

где Re – число Рейнольдса для сферических песчинок (для условий промывки песка в скважинах оно может принимать значения до

500); µ – вязкость жидкости; Dч – диаметр частиц; ρч – плотность твердых частиц.

Анализ показывает, что установившаяся скорость оседания для частиц песка размером 0,84 мм составляет 0,128 м/с, а для 2 мм – 0,274 м/с. Поскольку гранулометрический состав песка в пробке достаточно разнообразен, то расчеты следует проводить с учетом максимальных размеров песчинок, выносимых на поверхность. Считается, что для обеспечения подъема песка в вертикаль-

96

ной скважине скорость восходящего потока жидкости должна превышать установившуюся скорость оседания в 1,5–2 раза, а в горизонтальных участках – в 10 раз.

Если ньютоновская жидкость не обеспечивает выноса песка, необходимо использовать пену или газ.

Основным фактором, ограничивающим скорость движения промывочной жидкости в восходящем потоке, являются гидродинамические потери на трение в КГТ. Для их преодоления нужно развивать такое давление на входе в колонну, которое ограничено лишь прочностью труб.

В большинстве случаев основная доля гидродинамических потерь во внутрискважинном оборудовании приходится на колонну гибких труб. Гидравлическое сопротивление кольцевого пространства примерно на порядок меньше этих потерь. Следует иметь в виду, что при концентрации твердых частиц в жидкости до 360 кг/м3 вязкость последней практически не изменяется и при расчетах ее можно рассматривать как чистую жидкость. Свыше указанного предела необходимо учитывать изменяющиеся свойства жидкости.

Наличие твердых частиц в промывочной жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, приводит к повышению гидростатического давления на забой. Их присутствие обусловливает увеличение давления насоса, подающего технологическую жидкость в КГТ. При использовании для контроля за давлением стрелочных манометров со шкалой, рассчитанной на максимальные величины, этот прирост может быть и незаметен оператору. Однако если плотность жидкости подбиралась недостаточно точно и имеется опасность поглощения ее пластом, то может возникнуть следующая ситуация. При увеличении гидростатического давления технологическая жидкость будет уходить в пласт. При этом ее расход в восходящем потоке уменьшится, а плотность последнего будет все время возрастать, что повлечет за собой дальнейшее увеличение гидростатического давления. Этот процесс будет идти до тех пор, пока не произойдет полная потеря циркуляции, песок опустится по кольцевому пространству вниз и произойдет прихват колонны гибких труб. Подобная ситуация и ее развитие имеют прямые аналоги при проведении буровых работ.

97

Поэтому при планировании операций по удалению песчаных пробок необходимо предусматривать возможность утечки пластовой жидкости в пласт и иметь ее запас.

Концентрация твердых частиц, слагающих пробку в технологической жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, определяется скоростью перемещения КГТ в пробке.

При удалении одиночной рыхлой пробки концентрация твердых компонентов в поднимающейся жидкости мала и практически не оказывает влияния на гидростатическое давление. При очистке колонны достаточно большой длины с несколькими пробками следует контролировать расход технологической жидкости из кольцевого пространства. В том случае, если расход жидкости уменьшается или прекращается вообще, необходимо поднять колонну, продолжая закачку жидкости до возобновления циркуляции.

Специалисты американских и канадских фирм, выполняющих подобные работы, рекомендуют ограничивать скорость спуска КГТ до 9–12 м/мин, если положение пробки неизвестно. Если оно установлено, скорость может быть увеличена до 18 м/мин. В процессе спуска КГТ должна поддерживаться непрерывная циркуляция жидкости. Нежелательно также оставлять КГТ неподвижной в течение длительного времени.

После размыва пробки или ее участка нужно продолжать промывку без изменения глубины подвески КГТ до тех пор, пока из кольцевого пространства не будет вынесен весь объем песка. При дальнейшем спуске колонны следует контролировать нагрузку на тр анспортер – она должна монотонно увеличиваться пропорционально глубине спуска. Периодически через 300 м целесообразно проверять усилие, необходимое для подъема колонны.

При разрушении плотной пробки может возникнуть ситуация, когда пробка воспримет вес КГТ и ее перемещение прекратится. Такое положение однозначно отражается на показаниях индикатора веса колонны и манометра, регистрирующего давление, развиваемое насосом, – показания первого прибора уменьшаются, а второго увеличиваются. После определения верхней границы пробки колонну гибких труб приподнимают на 3–5 м и увелич и- вают подачу промывочного насоса до расчетной величины. Скорость перемещения колонны при разрушении подобной пробки составляет 1–3 см/с.

98

Если этот интервал достаточен для образования объема, в котором песок находится во взвешенном состоянии за счет турбулизации жидкости истекающим из КГТ потоком, то при входе в колонну лифтовых труб скорость подъема резко возрастает и процесс выноса песчаных частиц идет нормально. Если это условие не соблюдается, то верхняя граница расположения взвешенных частиц находится ниже башмака лифтовой колонны. В этом случае песок не будет выноситься на поверхность.

Для обеспечения эффективного выноса песка используют пены или полимерные гели, приготавливаемые на водяной основе и имеющие повышенные сопротивления сдвигу и низкую вязкость.

При достижении башмака лифтовой колонны и подходе к вероятной точке нахождения песка скорость спуска уменьшают до среднего значения. Момент соприкосновения наконечника гибкой трубы с песчаной пробкой определяют по индикатору нагрузки – величина усилия в точке подвеса трубы резко уменьшается, а давление, развиваемое промывочным насосом, возрастает.

Для повышения эффективности процесса разрушения пробки используют насадки на КГТ различной конструкции. Все они основаны на гидромониторном эффекте, а отличаются числом отверстий и направлением. Потери давления на подобных насадках могут достигать 17 МПа.

Для уменьшения гидростатического давления на пласт при удалении песчаных пробок существуют способы, основанные на применении струйного насоса, спускаемого на двух коаксиально расположенных колоннах гибких труб. При этом проблемы с выносом песка не возникает, так как скорости и нисходящего, и восходящего потоков промывочной жидкости достаточно велики. Положительным свойством данного способа является и то, что гидростатическое давление жидкости, находящейся в скважине и воздействующей на пласт, может быть сведено к минимуму.

Использование данного способа промывки может быть реализовано только при достаточном внутреннем диаметре труб, в которых происходит перемещение коаксиальных колонн гибких труб.

Все описанные выше проблемы возникают и решаются при прямом способе промывки, когда технологическая жидкость направляется к пробке через колонну гибких труб. Несмотря на советы не допускать попадания во внутреннюю полость песка и

99

других компонентов пробки, есть мнение о целесообразности использования обратной промывки. Все вопросы о преимуществах и недостатках прямой и обратной схем промывок при удалении пробок достаточно хорошо разработаны для традиционных способов ПРС. В данном случае они остаются справедливыми.

Основным опасением и аргументом против использования схемы обратной промывки является возможность закупорки КГТ продуктами, слагающими пробку. Кроме того, при подаче жидкости в кольцевое пространство может произойти потеря устойчивости колонны гибких труб в верхней части и смятие. Практические эксперименты и предварительные расчеты режимов выполнения обратной промывки показывают, что в качестве технологических жидкостей в данном случае можно использовать только несжимаемые. Естественно, что обратные клапаны на КГТ и какие-либо другие устройства, пропускающие жидкость в одном направлении по колонне и всему тракту ее течения, устанавливаться не должны.

9.2. Удаление воды с забоя скважины

В процессе эксплуатации газовой скважины на забое скапливается жидкость – конденсат, нефть или вода. Увеличение ее уровня приводит к повышению противодавления на продуктивный пласт и уменьшению дебита скважины, вплоть до полной ее остановки. Жидкость при эксплуатации скважины колоннами лифтовых труб с условным диаметром 73 мм и более при обычном режиме работы удалить нельзя, поскольку скорость движения восходящего потока газа не способствует выносу жидкости.

Условием выноса жидкости, находящейся в скважине, потоком газа является достаточная скорость его перемещения по колонне лифтовых труб, которая должна обеспечить перемещение вверх пленки жидкости на стенках скважины и восходящий поток ее капель, находящихся в ядре газового потока. Для оценки таких условий подходит следующий критерий – скорость газа в колонне лифтовых труб должна быть не менее 3 м/с. На практике это означает, что для удаления с забоя воды в трубах диаметром 32; 60,3; 73 мм надо поддерживать расходы газа соответственно 2,8; 9; 14,2 тыс. м3/сут. Указанные условия могут быть обеспечены не во всех случаях, поскольку величина дебита ограничена продуктивными возможностями скважины.

100

Величина притока газа в скважину определяется уравнением

Q = (p/p0)C(p2 – pд2)n,

где Q – дебит скважины; C – коэффициент кривой противодавления; p0 – пластовое давление, для которого были определены Q и n; p – текущее пластовое давление; pд – динамическое давление в скважине; n – показатель степени в уравнении притока.

По мере снижения пластового давления кривая (линии а – в), соответствующая уравнению притока, смещается влево от графика «pд – Q» и в конце концов наступает момент, когда эта кривая перестает пересекаться или касаться кривой (линии г), характеризующей течение многофазного потока жидкости по колонне лифтовых труб. Минимальное значение дебита при этом равно Q 1. В таком случае течение газа в скважине прекратится и возникнет ситуация, по своей физической сущности соответствующая глушению скважины жидкостью с целью прекращения ее фонтанирования, например, перед проведением подземного ремонта.

Вынос жидкости из данной скважины может быть достигнут за счет ее эксплуатации по колонне лифтовых труб меньшего диаметра.

Рис. 9.2. График для определений условий выноса жидкости по колонне труб

101

Условием выноса жидкости является выполнение следующего неравенства:

Vг > 3,1[σж(ρж – ρг)0,25/ρг0,5,

где vг – скорость течения газа в колонне лифтовых труб; σж – по-

верхностное натяжение жидкости; ρж и ρг – соответственно плотности жидкости и газа.

Меньшему диаметру колонны лифтовых труб с большей скоростью течения жидкости будет соответствовать кривая г многофазного течения (см. рис. 9.2), смещенная влево. При этом условие совместности уравнений притока и течения выполняется. На графике эти линии г либо пересекаются, либо имеют общую точку соприкосновения. При использовании вместо лифтовых труб диаметром 60 мм труб диаметром 32 мм рабочая точка может смещаться влево по оси Q, и скважина будет функционировать с дебитом ниже Q1 вплоть до Q2.

Жидкость из скважины в зависимости от конкретных условий эксплуатации можно удалять периодически и постоянно. В первом случае целесообразно использовать агрегаты подземного ремонта скважин с колонной гибких труб. Во втором, эксплуатировать скважину по спущенной и закрепленной на устье КГТ (установка сифонной колонны). Выбор способа осуществляют с учетом расходов на выполнение периодических ремонтов скважины или оснащения ее КГТ и необходимой головкой для крепления на устье.

Решение об удалении жидкости следует принимать в том случае, если происходит резкое падение производительности скважины и имеются достоверные сведения об уровне жидкости, полученные в результате измерения, а также если были эффективны проводившиеся ранее операции свабирования скважины.

Периодическое удаление накопившейся жидкости с помощью агрегатов ПРС следует проводить при функционировании скважины, до ее остановки. В противном случае приходится выполнять операции по вызову притока. Для реализации этого способа используют только агрегат, обеспечивающий спуск-подъем гибких труб. Схема внутрискважинного оборудования при проведении данного процесса соответствует схеме, применяемой при газлифте. Этот процесс выполняется путем спуска КГТ с максимальной скоростью до уровня жидкости, накопившейся в скважине (в колонне

102

лифтовых труб или ниже их башмака в полости эксплуатационной колонны), а затем медленного спуска в пространство, занятое жидкостью. В течение всего этого процесса эксплуатация скважины не прекращается, но отбор газа идет по колонне гибких труб. При этом скорость движения газа в КГТ увеличивается в несколько раз, благодаря чему обеспечивается эффективный вынос жидкости. Как правило, для выполнения этих операций в большинстве случаев подходит колонна труб диаметром 25 или 32 мм. При использовании трубы с постоянной толщиной стенки диаметр не влияет на максимальную глубину спуска колонны. Например, КГТ спускают до глубины 6 700 м.

Оборудование устья и технология перемещения колонны гибких труб соответствуют операциям при вызове притока, освоении скважины либо очистке забоя последней от песка. Состав комплекса наземного оборудования отличается лишь тем, что выход колонны гибких труб соединяют с линией промыслового сбора газа, так как в период выноса жидкости эксплуатация скважины идет по этой колонне.

В процессе спуска или подъема колонны гибких труб эксплуатация скважины не прекращается и ведется по колонне лифтовых труб. После достижения уровня жидкости, находящейся на забое скважины, открывают задвижку на выходе КГТ и закрывают задвижку на боковом отводе фонтанной арматуры. Затем на малой скорости продолжают спуск колонны гибких труб до тех пор, пока весь объем жидкости не будет вынесен на поверхность.

После выполнения работ эксплуатацию скважины продолжают вести по колонне лифтовых труб, а колонну гибких труб извлекают.

При установке сифонной колонны – спуске КГТ и эксплуатации с их помощью скважины в течение длительного времени к вопросу выбора диаметра колонны следует подходить более внимательно. Следует стремиться использовать КГТ как можно большего диаметра, поскольку при этом уменьшаются потери на трение при течении газа и опасность образования пробок. При правильно выбранном диаметре КГТ уровень жидкости должен установиться у ее башмака, а колебания давления в кольцевом пространстве отсутствовать.

Спуск КГТ в скважину осуществляют с помощью агрегата подземного ремонта. Устройство, транспортирующее трубу,

103

должно обеспечивать ее принудительный спуск в скважину, во внутренней полости которой имеется противодавление. При этом предварительно удаляют верхнюю фонтанную задвижку и устанавливают узел для подвески КГТ. Он состоит из корпуса, в котором размещены клиновая подвеска, удерживающая трубу, и уплотнитель, обеспечивающий герметизацию зазора по ее наружной поверхности (рис. 9.3).

Рис. 9.3. Конструкция узла подвески сифонной колонны гибких труб: 1 – корпус; 2 – клиновая подвеска КГТ; 3, 8 – присоединительные резьбы; 3 – узел нажимных болтов для сжатия уплотнительного элемента;

4 – направляющая втулка клиньев; 6 – уплотнительный элемент; 7 – опорная втулка

104

Над узлом подвески размещают катушку с радиальными окнами, которые могут быть открыты. Через них проводят обрезку колонны гибких труб после ее спуска на нужную глубину.

Рядом со скважиной отдельно от агрегата можно устанавливать транспортную катушку с колонной гибких труб. Спуск труб с ее использованием выполним при отсутствии возможности возникновения ситуации, при которой необходимо будет извлекать полностью и поднимать на значительную высоту КГТ. Если такой опасности нет, то можно избежать операции перематывания трубы с транспортной катушки на барабан агрегата.

Колонна гибких труб, спускаемая в скважину, должна быть оснащена пробкой, устанавливаемой на ее нижнем конце. Это упрощает работу наземного оборудования, исключает загрязнение колонны продукцией пласта и частицами грязи и окалины, имеющимися на внутренней поверхности лифтовых труб.

После спуска на нужную глубину КГТ уплотнительный элемент узла подвески приводят в рабочее положение и сбрасывают давление над ним. Затем открывают окна катушки, устанавливают клиновую подвеску и закрепляют на них колонну труб. Через окна катушки обрезают КГТ. После этого с устья скважины удаляют оборудование, входящее в состав агрегата. К узлу крепления КГТ присоединяют манифольд фонтанной арматуры.

Для пуска колонны в эксплуатацию азотом продавливают пробку, расположенную на нижнем конце труб. Если в скважине присутствует жидкость, препятствующая эксплуатации, ее также удаляют продувкой азотом.

В процессе эксплуатации скважины с помощью сифонной колонны необходимо контролировать давление в кольцевом пространстве между ней и колонной лифтовых труб.

При извлечении КГТ из скважины ее необходимо заглушить. Принципиально возможен подъем ее из скважины и без глушения, однако информации о разработке необходимого инструмента и приспособлений для осуществления этой операции нет. Перед глушением нужно промыть кольцевое пространство между КГТ и лифтовой колонной для удаления образовавшихся там отложений парафина или гидратов, которые могут препятствовать ее извлечению. Эта же жидкость, служащая для промывки скважин, в ряде случаев может быть использована и для их глушения.

105

Далее разбирают фланцевое соединение, крепящее узел подвески КГТ к фонтанной арматуре, после чего с помощью агрегата подземного ремонта оно поднимается, а колонна фиксируется клиновым спайдером. После удаления узла подвески агрегат подземного ремонта убирают со скважины и монтируют агрегат для работы с гибкими трубами, на барабане которого имеется небольшой кусок трубы (порядка 50 м). После завершения установки транспортера над устьем скважины осуществляют сращивание концов колонны, спущенной в скважину, и трубы агрегата, а затем по традиционной технологии извлекают КГТ из скважины и наматывают ее на барабан агрегата.

Вывод. В процессе эксплуатации при активизации водонапорного режима будет прогрессировать дополнительный фактор, осложняющий работу эксплуатационных скважин, связанный с пескопроявлениями.

Наиболее простым путем предотвращения указанных осложнений, является установление оптимальных технологических режимов, обеспечивающих устойчивую работу скважин на основе регулярных газодинамических исследований. При невозможности регулирования технологического режима достаточно эффективно применение различных фильтров.

Опыт эксплуатации газоконденсатных скважин в условиях низких температур показывает, что основные осложнения связаны с образованием гидратных пробок в насосно-компрессорных трубах и устьевом оборудовании в период прогрева скважины после ее пуска, а также с возникновением межколонных газопроявлений и появлением жидкости и песка в продукции скважины на поздней стадии эксплуатации. Для предотвращения образования гидратов производится закачка в скважину ингибиторов гидратообразования (диэтиленгликоля, метанола, раствора хлористого кальция). Подача ингибиторов гидратообразования на кустовые площадки и к скважинам осуществляется или по стационарным коммуникациям, или путем монтажа на кустовых площадках оборудования для хранения ингибиторов и подачи их в скважины

Вопросы для самопроверки

1.Очистка от песка забоя скважины.

2.Удаление воды с забоя скважины.

106

10. УДАЛЕНИЕ ГИДРАТНЫХ ПРОБОК И РАСТЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН

План

10.1.Процесс образования гидратов в скважинах.

10.2.Технология промывки гидратов в скважинах с помощью КГТ.

10.3.Ликвидация гидратов в скважинах, оборудованных штанговыми насосами.

10.1. Процесс образования гидратов в скважинах

В процессе подъема пластовой жидкости по колонне лифтовых труб гидростатическое давление уменьшается по мере ее перемещения вверх. Если величина этого давления становится ниже давления насыщения, из пластовой жидкости выделяется попутный газ. Часть его растворяется в пластовой воде, неизбежном компоненте пластовой жидкости. При температурах и давлениях, соответствующих равновесному состоянию смеси, и ниже этих значений происходит реакция

СН4 + 6Н2О → СН4 6Н2О, образуются кристаллогидраты углеводородов и появляется

кристаллическое вещество.

Метан, этан, пропан и бутан образуют кристаллогидраты при отрицательных температурах, а при повышенном давлении и положительных температурах их возникновению способствует наличие легких углеводородов и обводненность скважин.

Кристаллогидраты осаждаются на стенках колонны лифтовых труб и в затрубном пространстве. Прекращение эксплуатации скважины способствует интенсивному образованию кристаллогидратов. Этому процессу способствует и понижение температуры пластовой жидкости в полости скважины. Наиболее интенсивно гидраты осаждаются на стенках труб в интервале 100–900 м при любых способах эксплуатации скважин – фонтанном, с помощью электроцентробежных насосов и штанговых скважинных установок.

Отложения гидратов возможны на различных участках – в полости лифтовых труб и кольцевом пространстве.

Для удаления гидратных пробок существует ряд методов, наиболее эффективным из которых является промывка скважины

горячим соляным раствором (при t = 70–80 °C). При использовании

107

установок с КГТ гидраты удаляют в результате подачи технологической жидкости во внутреннюю полость НКТ, если эксплуатацию скважины проводят фонтанным способом, или с помощью электроцентробежных насосов. Если скважина оборудована штанговой скважинной насосной установкой, то технология удаления гидратной пробки резко усложняется. В этом случае КГТ спускают в кольцевое пространство между колонной НКТ и эксплуатационной.

10.2. Технология промывки гидратов в скважинах с помощьюКГТ

Для ликвидации гидратных пробок и растепления скважин в составе комплекса поверхностного оборудования должна быть установка (подогреватель) для нагрева технологической жидкости. Это может быть или нагреватель проточного типа, как в установках фирм «Dreco», или емкость с необходимым запасом жидкости, предварительно нагреваемой от внешнего источника тепла.

Наибольшие затраты времени и энергетических ресурсов требуются при проведении работ по растеплению скважины. В данном случае имеет место образование массива гидратов и льда как в колонне лифтовых труб, так и в кольцевом пространстве эксплуатационной колонны.

Порядок работ остается тем же, что и при удалении песчаных пробок, однако темп их выполнения снижается, поскольку ликвидация гидратной или парафиногидратной пробки является более энергоемким процессом. Технологическая жидкость после взаимодействия с отложениями гидратов уменьшает температуру и поднимается вверх по кольцевому пространству между КГТ и НКТ.

В процессе удаления следует контролировать температуру технологической жидкости на входе и выходе КГТ, а также у устья скважины. Слишком низкая температура восходящего потока свидетельствует о наличии гидратов в кольцевом пространстве, что чревато повторным образованием пробки в колонне лифтовых труб, потерей циркуляции и последующим прихватом колонны гибких труб.

После спуска КГТ до уровня, где гидраты отсутствуют, выполняется интенсивная промывка НКТ технологической жидкостью с целью гарантированного удаления гидратов из кольцевого пространства.

108

10.3 Ликвидациягидратов в скважинах, оборудованных штанговыми насосами

К наиболее сложным работам по растеплению следует отнести ПРС скважин, эксплуатируемых штанговыми скважинными насосами. Штанги, расположенные в полости лифтовой колонны (колонны НКТ), как правило, снабжены скребками или центраторами, что препятствует спуску в них колонны гибких труб.

При наличии гидратной пробки в подобной скважине предусматривают выполнение достаточно длительного и трудоемкого ремонта. Если используют традиционный агрегат подземного ремонта, то сначала, применяя штанголовки, отвинчивают и извлекают по частям колонну штанг, находящуюся выше гидратной пробки. Далее спускают колонну промывочных труб, промывают и удаляют участок пробки как можно большей длины, а затем повторно извлекают штанги. По мере того, как извлечение штанг становится затруднительным, вновь осуществляют промывку и проводят последующее извлечение. Этот процесс повторяют до тех пор, пока колонна штанг не будет извлечена полностью.

После удаления колонны штанг спускают колонну промывочных труб и в ыполняют длительную промывку скважины горячей водой или нефтью. После растепления пробки в кольцевом пространстве и восстановления циркуляции по затрубью либо поднимают колонну НКТ, либо спускают штанговый насос и начинают эксплуатацию скважины.

Возможным способом доставки нагретой жидкости теплоносителя в полость скважины является спуск колонны гибких труб в кольцевое пространство между эксплуатационнойи колонной НКТ.

Для перемещения КГТ по скважине применяют эксцентричную планшайбу, аналогичную планшайбам для спуска приборов в кольцевое пространство. На отверстие, предназначенное для ввода аппаратуры, устанавливают уплотнитель облегченной конструкции. Промывка скважины по существу повторяет описанную выше технологию, при которой КГТ размещают в НКТ. Отличие заключается в длительности промывки отдельных интервалов, поскольку требуется не только удалить продукты, слагающие пробку в кольцевом пространстве, но и прогреть колонну НКТ настолько, чтобы разложить гидрат, находящийся в ней. Все эти операции не вызывают каких-либо проблем, кроме одной – спуска и подъема

109

КГТ в кольцевом пространстве. Поскольку колонна НКТ располагается в полости скважины произвольным образом и форму ее оси существующими в настоящее время методами и приборами определить невозможно, существует риск защемления колонны гибких труб.

Опасность защемления усугубляется еще и тем, что в процессе растепления увеличивается температура колонны НКТ и ее длина увеличивается. Поскольку верхний и нижний концы закреплены сверху планшайбой, а нижний еще и защемлен пробкой, то удлинение колонны сопровождается потерей устойчивости и дальнейшим искривлением ее оси. Все это приводит к радиальным смещениям этой оси колонны и уменьшению величин зазоров между ней и внутренней стенкой эксплуатационной колонны. А это, в свою очередь, провоцирует защемление КГТ, располагающихся в зазоре.

Из сказанного следует, что выполнение подобных работ, весьма эффективных, но очень рискованных, в настоящее время является не сферой техники, а скорее основано на интуиции и мастерстве операторов агрегатов КГТ, осуществляющих ремонт.

Вывод. В процессе подъема пластовой жидкости по колонне лифтовых труб гидростатическое давление уменьшается по мере ее перемещения вверх. Если величина этого давления становится ниже давления насыщения, из пластовой жидкости выделяется попутный газ. Часть его растворяется в пластовой воде, неизбежном компоненте пластовой жидкости. При температурах и давлениях, соответствующих равновесному состоянию смеси, и ниже этих значений происходит реакция

СН4 + 6Н2О → СН4 6Н2О, образуются кристаллогидраты углеводородов и появляется кри-

сталлическое вещество.

Кристаллогидраты осаждаются на стенках колонны лифтовых труб и в затрубном пространстве. Прекращение эксплуатации скважины способствует интенсивному образованию кристаллогидратов. Этому процессу способствует и понижение температуры пластовой жидкости в полости скважины. Наиболее интенсивно гидраты осаждаются на стенках труб в интервале 100 – 900 м при любых способах эксплуатации скважин – фонтанном, с помощью электроцентробежных насосов и штанговых скважинных установок.

110

Для удаления гидратных пробок существует ряд методов, наиболее эффективным из которых является промывка скважины горячим соляным раствором (при t = 70 – 80 °C). При использовании установок с КГТ гидраты удаляют в результате подачи технологической жидкости во внутреннюю полость НКТ, если эксплуатацию скважины проводят фонтанным способом, или с помощью электроцентробежных насосов. Если скважина оборудована штанговой скважинной насосной установкой, то технология удаления гидратной пробки резко усложняется. В этом случае КГТ спускают в кольцевое пространство между колонной НКТ и эксплуатационной.

Для ликвидации гидратных пробок и растепления скважин в составе комплекса поверхностного оборудования должна быть установка (подогреватель) для нагрева технологической жидкости. Это может быть или нагреватель проточного типа, как в установках фирм "Dreco", или емкость с необходимым запасом жидкости, предварительно нагреваемой от внешнего источника тепла.

Наибольшие затраты времени и энергетических ресурсов требуются при проведении работ по растеплению скважины. В данном случае имеет место образование массива гидратов и льда как в колонне лифтовых труб, так и в кольцевом пространстве эксплуатационной колонны

Вопросы для самопроверки

1.Процесс образования гидратов в скважинах.

2.Технология промывки гидратов в скважинах с помощью

КГТ.

3.Ликвидация гидратов в скважинах, оборудованных штанговыми насосами.

111

11. СУЩЕСТВУЮЩИЕ МЕТОДЫВЫЯВЛЕНИЯ ПРИЧИН ВОЗНИКНОВЕНИЯ МЕЖКОЛОННЫХ ДАВЛЕНИЙ И ИХ ЛИКВИДАЦИИ

План

11.1.Динамика развития межколонного давления (МКД).

11.2.Возникновение техногенных напорных источников пластовых

флюидов.

При пуске скважин, расположенных на месторождениях нефти и газа с высокими пластовыми температурами (100 °С и выше), наблюдаются температурные деформации обсадных и эксплуатационных колонн и цементного камня, расположенного за ними. Эти деформации обнаруживаются вскоре после пуска скважины по подъему фонтанной арматуры вместе с колонной головкой над поверхностью земли. При проявлении этого эффекта возникают значительные вертикальные перемещения колонн труб от забоя к устью скважины, приводящие к нарушению сцепления цементного камня с металлом труб или его растрескиванию, что является причиной образования дополнительных каналов фильтрации, связывающих существующие заполненные полости в цементном камне водой от забоя до устья скважины.

После нарушения целостности цементного камня герметичность заколонного пространства не восстанавливается, как и не восстанавливается матрица горной породы, деформированная горным давлением с высокими депрессиями при уменьшении перепада давлений не возвращается в прежнее состояние, а сохраняет некоторую остаточную деформацию.

С учетом вышеизложенного можно предположить, что гравитационные и капиллярные силы, а также влияние температуры на объемное расширение жидкости независимо от существующего давления в системе, действуют во всем заколонном пространстве, во всех его точках одновременно. При таком проявлении выше названных сил уже после нескольких часов работы скважины могут возникнуть МКД, хотя потока и течения флюида по каналам фильтрации наблюдаться не будет.

11.1. Динамика развития МКД

При разработке месторождений, глубина залегания которых превышает 3 500 м, имеют место МКД в нефтяных и газовых скважинах.

112

Межколонное проявление – это поступление пластового флюида в межколонное пространство вследствие наличия каналов фильтрации в цементном камне, сопровождаемое нерегулируемым выходом пластового флюида к устью скважины.

Источники МКД разделяются на естественные напорные и техногенные.

Техногенными источниками МКД являются источники, возникающие в период строительства или эксплуатации скважины при следующих условиях.

1.Вследствие поглощения бурового раствора или других технических жидкостей в процессе строительства скважины [2]. Поглощение происходит прежде всего при разбуривании высокопроницаемых пород, имеющих трещины и каве рны, при применении утяжеленных буровых и цементных растворов, приводящих к раскрытию трещин и гидроразрыву пород, при нарушении технологии спуска и цементирования обсадных колонн без учета возможного поглощения цементного раствора.

2.В результате длительного взаимодействия горных пород с содержащимися в технических жидкостях реагентами, увеличивающих объем дисперсной системы за счет ее набухания, газонасыщения и осмотического подтягивания флюида из пласта, а также за счет гравитационного замещения легкого пластового флюида более тяжелым буровым или цементным растворами, приводящими к созданию в трещинах пород «наведенного АВПД».

3.Из-за избыточных давлений, развивающихся непосредственно в межколонном пространстве при изменении термобарических условий при пуске и остановке скважин. Это связано с термической деструкцией реагентов, содержащихся в защемленном буровом растворе и в цементном камне.

4.Вследствие негерметичности лифтовой и эксплуатационной колонн (по резьбовым соединениям, в муфтах ступенчатого цементирования, при наличии трещин или коррозионных повреждений) или негерметичности уплотнительных элементов обвязки устья скважины, внутрискважинного оборудования.

Перечень причин возникновения МКД на устье скважин можно продолжить. В большинстве случаев МКД связывают с аномально высокими температурами и пластовыми давлениями в продуктивной толще, которые действительно имеют место на газоконденсатных и нефтяных месторождениях. Поэтому, вполне очевидно, что существует причинно-следственная связь, между

113

существованием МКД и глубиной залегания нефтегазоводоносных пластов по разрезу залежи. Иначе говоря, межколонные перетоки, возникающие в зацементированном кольцевом пространстве, образованном наружной поверхностью эксплуатационной колонны и стенками скважины и фиксируемые на устье манометрами на различных этапах жизни скважины или путем стравливания межколонного флюида, могут иметь различную природу: геологическую, технико-технологическую и т. п.

При анализе динамики развития МКД на скважинах эксплуатационного фонда АГКМ отмечалось неуклонное повышение количества скважин с МКД во времени – с 53 % в 1991 г. До 89 % в 2002 г. и эта тенденция распространялась на все группы скважин, вне зависимости от особенностей строительства. При этом МКД характеризуются высокими значениями и сложным составом флюида. Особую тревогу вызывает рост количества скважин с наличием в межколонном пространстве сероводорода (с 1 скважины в 1991 году до 16 скважин в 1999 году).

Динамика развития МКД на скважинах эксплуатационного фонда АГКМ представлена на рис. 11.1.

Рис. 11.1. Динамика развития МКД на скважинах эксплуатационного фонда АГКМ

114

Подобная ситуация прослеживается и по другим газоконденсатным и нефтяным месторождениям.

11.2. Возникновение техногенных напорных источников перетока пластовых флюидов

В настоящее время считают, что МКП и МКД возникают вследствие поглощений бурового раствора или других технических жидкостей, содержащих реагенты, вызывающих при длительном взаимодействии с горными породами в конкретных термобарических условиях значительное увеличение объема скелета при набухании, что приводит к вытеснению из него пластового флюида. Поглощение наиболее вероятно при бурении высокопроницаемых пород, имеющих трещины и каверны, а также при превышении давления раскрытия трещин и гидроразрыва пластов.

Последствия обвала горных пород, связанного с деформацией пластичных пород под влиянием горизонтальной составляющей горного давления, отложения толстой рыхлой глинистополимерной корки против высокопроницаемых пластов, усиленное неправильным выбором реагентов при проявлении капиллярных, гравитационных процессов и электроосмотического отсоса жидкости из цементного камня в сторону ненарушенной горной породы, приводят к образованию свободных фильтрационных каналов, являющихся путями перетока напорных флюидов по фронтальной поверхности изоляционного комплекса скважины.

Образованию практически неустранимых при цементировании будущих путей перетока флюидов способствуют следующие осложнения при бурении:

–кавернообразования из-за размыва кунгурских отложений;

–искривление ствола скважины;

–несоответствие свойств и параметров бурового раствора;

–установка нефтяных, кислотных, водяных ванн для освобождения прихваченного инструмента;

–освобождение прихваченного инструмента взрывом торпедных устройств;

–освобождение прихваченного инструмента при помощи гидровибрирования со значительными пульсациями давлений в скважине;

–смятие труб при принудительном спуске колонны с посадками;

115

–смятие труб при спуске колонны с обратным клапаном вследствие несвоевременного ее заполнения буровым раствором;

–разрушение обратного клапана;

–порыв труб при восстановлении циркуляции в процессе

спуска колонны или при цементировании;

– нарушения и износ обсадных колонн при бурении и спускоподъемных операциях.

Возникновение каналов гидродинамической связи между источником МКД и устьем скважины обусловлено как качеством цементирования, так и физико-химическими процессами происходящими в крепи скважины. В настоящее время в результате проведенных исследований, установлено, что цементный камень из-за отсутствия эластичности не может противостоять возникающим в скважине нагрузкам. Сообщающиеся между собой поры, пустоты, микротрещины и микрозазоры в самом цементном кольце, образующиеся как при строительстве, так и во время эксплуатации скважины, служат флюидопроводящими каналами в МКП.

Основными путями миграции нефти и газа в межколонных пространствах являются контактные зоны цементного камня и сам цементный камень

Межколонные давления, появляющиеся через некоторое время работы скважин, связаны с нарушением герметичности контакта цементный камень – обсадная колонна. Считают, что каналы в цементном камне являются следствием седиментационного расслоения цементного раствора при его твердении. Последнее при твердении цементного раствора происходит усадка камня и уменьшение его объема, что приводит к стягиванию пластового флюида внутрь твердеющей суспензии.

Неправильно подобранный состав цементного раствора может привести к нарушению гидростатического равновесия. Кроме того, этому явлению способствует некачественное удаление бурового раствора, наличие фильтрационной корки, способствующей образованию каналов, по которым газ поднимается по затрубному пространству.

При этом считают, что загустевание тампонажного раствора способствует снижению забойного давления, созданного цементным раствором при цементировании и появлению гидростатического давления, вследствие чего создается свободное пространство в столбе цемента, в которое поступает пластовый флюид.

116

Повышения давления при опрессовке цементного камня, буровые работы в обсадных колоннах вызывают усталостное разрушение цементного камня и образование каналов фильтрации в нем. Прорыву газа в зацементированное пространство также способствует плохое сцепление цемента с породой и металлом колонн из-за наличия глинистой корки, вызывая нарушения на границах раздела цемент-обсадная колонна или цемент-порода и создавая каналы фильтрации.

Таким образом, причиной возникновения перетоков является отсутствие в пристенной части проницаемого пласта изоляционного экрана [3]. Поступившая вода или выделившаяся вода из цементного раствора «защемляется» в цементном камне, создавая благоприятные условия для развития каналов фильтрации в зацементированном пространстве [4]. Это явление связано с тем, что после прекращения цементирования фильтрат и пластовый флюид вытесняются из пор и трещин пласта в скважину более тяжелым тампонажным раствором, снижая давление в зоне расположения цементного камня и нарушая его целостность при затвердевании. Обычно разрушение цементного камня за обсадной колонной возникает против проницаемых водоносных (рапоносных) пластов, расположенных выше продуктивных. Вследствие этого могут возникнуть перетоки между пластами, приводя к образованию техногенной залежи углеводородов или к обводнению добывающих скважин.

Проникновение пластового флюида происходит в период времени, в течение которого цементный раствор теряет способность передавать давление. Независимо от того, насколько тщательно был выбран раствор для создания противодавления на пласт и осуществлено цементирование колонны, он вовсе не обязательно будет препятствовать вторжению пластового флюида в течение всего процесса гидратации. Поэтому еще до осуществления самого процесса цементирования колонны необходимо решить ряд проблем по повышению качества цементирования.

В связи с тем, что поглощение цементного раствора происходит во всех случаях (как при превышении пластового давления, так и при равновесии с ним или даже при гидростатическом давлении столба цементного раствора меньшим пластового), то особое внимание должно быть уделено статическому напряжению

117

сдвига цементного раствора, препятствующему проникновению пластового флюида в цементный раствор. Когда закачка цементного раствора прекращается, цементный раствор в затрубном пространстве представляет собой суспензию твердых частиц, которая полностью передает гидростатическое давление. Если пластовое давление не превышает это давление, то при отсутствии поглощения пластовый флюид не должен поступать в затрубное пространство. Однако и в этом случае почти сразу же давление в затрубном пространстве начинает падать благодаря сочетанию структурирования, водоотдачи и объемной усадки цемента, что приводит к снижению противодавления на пласт. Это падение давления описывается эволюцией напряжения сдвига на стенке, которое начинает поддерживать затрубный столб по мере структурирования цементного раствора. Для того чтобы напряжение сдвига развивалось для противодействия гидростатическому давлению, на стенках затрубья должна возникнуть вертикальная (осевая) деформация. Эта деформация обуславливается удалением материала в процессе гидратации и схватывания цемента за счет водоотдачи и объемной усадки [5].

Даже при наличии фильтрационной корки бурового раствора между породой и цементом дифференциальное давление менее 0,07 бар может позволить проникновению пластового флюида.

Когда начинается структурирование, цементный раствор можно рассматривать как псевдопористую среду пока давление со стороны пластовых флюидов, которому он противостоит, меньше его внутренней прочности. Таким образом, даже если сформировалась лишь частичная структура и столб цемента не может полностью сам себя поддерживать с точки зрения его текучих свойств, уже можно говорить, что он обладает проницаемостью. В зависимости от состояния раствора пластовый флюид может мигрировать в виде микропросачивания, пузырьков или пробок. Отверждение раствора понижает способность проникновения и движения пластового флюида в затрубном кольце цементного камня [4].

Цементные растворы проявляют развивающийся предел текучести. Скорость и степень развития предела текучести во время вхождения пластового флюида обуславливает форму течения его в растворе. Газ может входить в пористость структуированной среды и протекать через нее, не производя в ней никаких разрывов –

118

это микропросачивание. Нефть может оставаться и защемляться в цементном растворе. Газ и нефть могут также продвигаться по каналам вдоль границ раздела обсадной колонной и породой в виде пузырьков и линий тока жидкости.

При высоких значениях предельного напряжения сдвига поведение раствора как вязкой суспензии меняется на поведение вяз- ко-упругой суспензии, и возможность возникновения потока через вязкие перемычки или через вязко-упругие трещины возрастает.

Разность давлений – пластового и в затрубном пространстве – сочетается с развивающейся упругостью, обуславливая скорость деформации и внутреннюю релаксацию. Их относительные значения определяют переход от вязких перемычек, имеющих сглаженные оконечности, к трещине, имеющей острую оконечность. Помимо пузырькового потока, газ может протекать через цемент различными способами Он может подниматься в форме снарядов, протекать по каналам вдоль границ раздела цемент/порода и цемент/обсадная колонна или в форме поднимающихся сфероидов, где почтисферическая камера соединяется с пластом через «пуповину».

Переход к трещине интенсифицируется, если зацементированное затрубное пространство имеет внутреннее растягивающее усилие, вызываемое напряжением усадки, водоотдачей или колебаниями давления в обсадной колонне. Поступивший пластовый флюид теперь может вызывать разрастание трещин, формируя быстро удлиняющийся канал, так как в нем имеется повышенное давление по сравнению с поровым давлением в отвердевающем цементном камне.

Вышеприведенные данные о причинах появления МКД характерны для скважин, имеющих за колонной труб цементный камень, расположенный по всей высоте крепления, на который не оказывают влияние ни давления, существующие за колонной труб, ни температурные напряжения, т.е. при отсутствии отбора пластового флюида из пласта.

В условиях же некачественного цементирования колонн появление МКД тем более вероятно.

С учетом вышеизложенного полагают, что гравитационные и капиллярные силы, а также влияние температуры на объемное расширение жидкости независимо от существующего давления в системе, действуют во всем заколонном пространстве, во всех его

119

точках одновременно. При таком проявлении выше названных сил уже после нескольких часов работы скважины могут возникнуть МКД, хотя потока и течения флюида по каналам фильтрации наблюдаться не будет.

Подразделяют МКД на две группы. К первой группе относят межколонные давления, обусловленные непосредственным поступлением газа из продуктивных горизонтов через цементное кольцо, зазоры между цементным кольцом и стенками скважины, между цементным камнем и обсадными колоннами. Ко второй – флюидопроявления, возникающие в связи с негерметичностью или разгерметизацией обсадных колонн в процессе освоения и эксплуатации скважин.

По мнению исследователей, сразу же после продавливания тампонажного раствора в заколонное пространство, находящиеся во взвешенном состоянии твердые частицы цемента начинают оседать, а вытесняемая из тампонажной системы свободная жидкость затворения образует в поровом пространстве фильтрационные потоки. В системе образуется ряд участков с повышенной пористостью, соединенных каналами различного диаметра, протяженности и конфигурации. В то же время цементный камень поглощает воду из глинистой корки. При этом в обезвоженной корке образуется сеть объемно-контактных каналов, по которым в первую очередь и происходят перетоки. Автор работы также считает, что седиментационная неустойчивость тампонажных суспензий, высокая проницаемость их структурной решетки и образующегося затем цементного камня могут стать основными причинами межколонных проявлений и даже выбросов.

А. И. Булатов [5] отмечает, что межколонные газопроявления могут возникать даже при соблюдении всех выработанных практикой требований к тампонажным материалам и процессу цементирования.

По мнению других авторов, появление межколонных газопроявлений может быть связано со снижением давления на пласт в процессе твердения тампонажного раствора. Развивая эту гипотезу на примере месторождений с АВПД, А. А. Гайворонский и А. А. Цыбин одной из основных причин появления МКД в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) считают снижение «активного» давления столба цементного раствора на стенки скважи-

120

ны в процессе его твердения, а также фильтрацию в пласт излишков воды затворения.

В. Д. Малеванский считает, что каналы в цементном растворе образуются в результате его насыщения газом из продуктивного пласта. В случае повышенной проницаемости сформированного цементного камня газ может проникать через него и при отсутствии каналов.

Исследователи одной из главных причин нарушения крепи скважин связывают с контрактацией. При твердении в условиях замкнутого объема, каким является МКП скважин или пространство против плотных и непроницаемых пород, контракция может привести к возникновению вакуума внутри твердеющего камня, усадочным деформациям в нем, нарушению герметичности контактных зон или росту проницаемости цементного камня.

По мнению А. И. Крейтера, межколонные проявления на газовых и газоконденсатных месторождениях могут возникать в р е- зультате действия следующих факторов:

−смешение глинистого и цементного растворов (при малой разнице их плотностей),

−высокая проницаемость цементного камня и глинистой корки,

−недостаточное давление столба глинистого раствора на газовый пласт вследствие значительной высоты подъема цементного раствора,

−большие зазоры между фактическим стволом скважины и обсадной колонной,

−высокая водоотдача бурового раствора и связанное с этим снижение диаметра ствола скважины.

Кроме того, избыточное количество воды, по мнению автора, способствует образованию сквозных каналов, резко повышающих проницаемость цементного камня. Наличие таких каналов, а также снижение давления на пласт при «зависании» цементного раствора во время его твердения является основной причиной МКД.

По мнению некоторых исследователей, возникновение каналов происходит, скорее всего, непосредственно в тампонажном растворе в начальный период ОЗЦ. В более поздний период каналы могут появиться в глинистой корке, потерявшей целостность и сплошность, и в остатках невытесненного бурового раствора.

121

Пути прорыва газа по МКП формируются как на начальных стадиях твердения тампонажного раствора, так и на наиболее поздних, когда флюидопроводящие каналы образуются в зоне контакта цементного камня с обсадной колонной и горными породами, например, при проведении ремонтных работ на скважине. По промысловым данным, на ряде скважин МКД появляется не сразу после цементирования, а через некоторый промежуток времени. Это свидетельствует о том, что либо каналы миграции образовались в самом МКП в результате эксплуатации скважины, либо при проведении различных технологических операций на скважинах при их эксплуатации.

Анализ научно-технической литературы позволяет сделать следующие выводы:

− возникновению МКД способствуют технологические факторы, обусловленые проникновением флюида в цементный раствор в результате снижения активного давления на пласт, образованием каналов между цементным кольцом и колонной при снижении давления в ней в процессе ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ), низкой степенью вытеснения бурового раствора из МКП;

−физико-химические факторы, обусловленные изменением микро- и макроструктуры тампонажного раствора при его твердении, особенно в контакте с «защемленным» буровым раствором или глинистой коркой в условиях высоких температур и давлений;

−технические факторы, связанные с образованием канала между цементным кольцом и обсадными трубами за счет их деформации при технологических операциях, проводимых в различ-

ные периоды жизни скважины.

− наличие гидродинамической связи источника с устьем скважины.

При отсутствии хотя бы одного из необходимых условий МКД на устье скважины не существует.

Большинство исследователей считают, что неустойчивое состояние стенок скважины в солевой толще обусловлено такими факторами как минералогический состав и пластичность солевых пластов, глубиной их залегания и температурными условиями. Для контроля технического состояния обсадной колонны систематически проводятся геофизические исследования. По данным ГИС, нарушение обсадной колонны, перекрывающей солевую толщу, происходит в интервалах отсутствия цементного камня за колон-

122

ной, а также в зацементированных интервалах, на участках с повышенным кавернообразованием ствола скважины.

Время с момента спуска обсадных труб до их нарушения существенно различается, что говорит о разной скорости генерации разрушающих нагрузок. Выявлено, что деформации ствола и обсадных колонн приурочены к интервалам залегания солей в переслаивании с глинисто-аргиллитовыми породами, ангидритами. Опыт свидетельствует, что «чистые» соли при их текучести облекают обсадную колонну вместе с цементным кольцом практически равномерно по периметру, не вызывая деформаций последней. А заключенные между слоями солей пропластки глин, ангидритов, аргиллитов ослаблены фильтратом промывочной жидкости приобретают свойство текучести за счет боковой составляющей горного давления, оказывая воздействие на обсадную колонну и вызывая ее деформацию.

Анализ геолого-геофизического материала по вышеперечисленным скважинам позволяет сделать вывод, что повреждения в виде деформации и смятия колонн зависят от следующих факторов:

–от литологического состава и физико-механических свойств вскрываемых отложений;

–наличия склонных к ползучести глинистых пород, пропластков бишофита и карналлита;

–состояния ствола скважины перед спуском колонны;

–качества цементирования обсадной колонны;

–от величины наружного и внутреннего давлений.

Для предотвращения деформации обсадных колонн необходимо создать условия, позволяющие снизить воздействие тех факторов, которые способствуют возникновению аварий:

–обеспечение химического равновесия в системе «скважина – солевой массив» в процессе бурения выбором соответствующего типа раствора с определенной степенью минерализации;

–предупреждения кавернообразования (в интервалах залегания калийно-магниевых солей) путем применения промывочных растворов соответствующих составов (глинистый раствор с добавками солей КСl, MgCl2) и высокой плотности;

–достижение равномерного распределения цементного камня между обсадными колоннами, путем установки на второй промежуточной колонне цементирующих колец с пазами в интервалах залегания склонных к ползучести пластов (на 15–20 м выше и ниже);

123

– герметизация каверн и создание разгрузочных отверстий с последующим вымывом поступающей к отверстиям соли.

Основные цели цементирования – это крепление обсадных и эксплуатационных колонн и зональная изоляция. В условиях потенциальной опасности миграции пластового флюида через цементное кольцо зональная изоляция представляется наиболее трудно достигаемой.

Вывод. При пуске скважин, расположенных на месторождениях нефти и газа с высокими пластовыми температурами (100 °С и выше), наблюдаются температурные деформации обсадных и эксплуатационных колонн и цементного камня, расположенного за ними. Эти деформации обнаруживаются вскоре после пуска скважины по подъему фонтанной арматуры вместе с колонной головкой над поверхностью земли. При проявлении этого эффекта возникают значительные вертикальные перемещения колонн труб от забоя к устью скважины, приводящие к нарушению сцепления цементного камня с металлом труб или его растрескиванию, что является причиной образования дополнительных каналов фильтрации, связывающих существующие заполненные полости в цементном камне водой от забоя до устья скважины.

После нарушения целостности цементного камня герметичность заколонного пространства не восстанавливается, как и не восстанавливается матрица горной породы, деформированная горным давлением с высокими депрессиями, при уменьшении перепада давлений не возвращается в прежнее состояние, а сохраняет некоторую остаточную деформацию

При разработке месторождений, глубина залегания которых превышает 3500 м, имеют место МКД в нефтяных и газовых скважинах.

Межколонное проявление – это поступление пластового флюида в межколонное пространство вследствие наличия каналов фильтрации в цементном камне, сопровождаемое нерегулируемым выходом пластового флюида к устью скважины.

Вопросы для самопроверки

1.Динамика развития межколонного давления (МКД).

2.Возникновение техногенных напорных источников пластовых флюидов.

124

12. ЦЕЛИИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

План

12.1.Установление оптимального технологического режимаскважин.

12.2.Определение допустимой депрессии на пласт.

Задача прогнозирования разработки газового месторождения сводится к предсказанию характера изменения технологических параметров системы (давления, объемов добычи газа, дебитов скважин, газоотдачи и др.) на основе исходной информации об ее структурных параметрах (свойства пласта, физико-химические характеристики газа и др.).

Целью исследований газовых скважин как раз и является определение исходных параметров разрабатываемой системы.

Промысловые исследования скважин позволяют определять следующие параметры пласта-коллектора:

–геометрические характеристики пластов и залежей, в том числе общие размеры подземного резервуара, характер изменения общей и эффективной толщины пласта по площади и горизонтам, границы залежей, размеры экранов и непроницаемых включений и их форму, положение контакта «газ – вода» и его изменение в процессе разработки и др.;

–коллекторские свойства пластов (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, а также характер их изменения по площади и разрезу пласта);

–прочностные характеристики пласта, определяющие добывные возможности скважин (предельные дебиты и градиенты давления, соответствующие началу разрушения пород);

–емкостные свойства порового пространства (запасы газа и конденсата).

Параметры пластового флюида:

–физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, давление начала выпадения конденсата, давление максимальной конденсации, состав газа и конденсата, коэффициенты сжимаемости, влажность газов, характеристика пластовых и конденсационных вод, условия образования и состав кристаллогидратов и солей, выпадение твердой серы и др.) и характер их измен е-

125

ния при различных давлениях и температурах в процессе разработки месторождения;

–характер фазовых превращений газоконденсатных систем в динамических процессах, связанных с изменением давления и температуры.

Параметры скважин:

–предельные добывные характеристики скважин (свободный дебит, абсолютно свободный дебит);

–оптимальные гидро- и термодинамические условия работы ствола;

–интенсивность скопления жидких и твердых примесей на забое и условия их выноса;

–коррозионную активность примесей.

Параметры пластово-водонапорной системы в законтурной области:

–фильтрационные и емкостные параметры водоносной части пласта;

–физико-химические свойства пластовой воды.

Последнюю группу параметров определяют в процессе исследований специальных скважин, вскрывших водоносные пласты.

Определение исходных параметров в ряде случаев возможно прямыми измерениями, например, анализ кернов позволяет непосредственно замерить коллекторские свойства пористой среды на забое скважины. К прямым методам исследований относится и лабораторный анализ проб газа и жидкости, взятых из скважины. Однако большинство характеристик разрабатываемой системы прямому замеру не поддается (например, коллекторские свойства пласта вдали от скважины). В этом случае непосредственно замеряют некоторое семейство побочных характеристик, а искомые параметры определяют по ним пересчетом на базе известных соотношений, связывающих замеренные величины с искомыми. Среди косвенных методов следует выделить группу газодинамических исследований, акустических и др. Прямые и косвенные методы исследований обычно применяют в комплексе, взаимно дополняя друг друга.

Содержание и объем комплексных исследований определяются их назначением. Все исследования подразделены на первичные, текущие и специальные.

126

Первичные исследования проводят в процессе разведки месторождений и их опытной эксплуатации. Их задача – изучение характеристики данного месторождения с целью оценки запасов, добывных возможностей и параметров, необходимых для подготовки к промышленной эксплуатации.

На разведочных скважинах осуществляется полный комплекс исследований. При этом особое внимание следует уделять установлению добывных возможностей скважин. Во многих случаях на разведочных скважинах частичное вскрытие пласта не позволяет правильно их установить. По результатам геофизических исследований можно судить о потенциальных возможностях скважин. Сопоставление этих результатов с данными газогидродинамических исследований позволяет установить степень и качество вскрытия пласта, а также определить добывные возможности эксплуатационных скважин.

12.1 Установление оптимального технологического режима скважин

Геологическая служба ежеквартально или один раз в полгода в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации и результатами исследования скважин, устанавливает технологический режим работы скважин. Этот режим называется фак-

тическим.

Технологический режим, который устанавливается при составлении проектов разработки газовых месторождений на много лет вперед, называется расчетным.

Существуют три тенденции в обосновании технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин:

1.Режим работы скважины должен соответствовать 10–25 % абсолютно свободного дебита скважины, т. е. дебиту, соответствующему забойному давлению 0,1 МПа.

2.Скважина должна эксплуатироваться при дебитах, сохраняющих линейный закон фильтрации газа в призабойной зоне,

сцелью экономии энергии газа в процессе разработки.

3.Режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности разрушения призабойной зоны, образования песчано-жидкостной пробки на забое, конуса подошвенной воды (нефти при наличии оторочки), гидратов и др.

127

Среди различных факторов, влияющих на режим работы газовых скважин, наиболее трудными считаются научное обоснование и точный прогноз безводного дебита газовых скважин, вскрывших неоднородные терригенные и трещинно-пористые пласты с подошвенной водой, а также дебита скважин, вскрывших неустойчивые и слабоустойчивые пласты, с обоснованным количеством песка в продукции скважины.

Под технологическим режимом эксплуатации понимается ре-

жим, при котором поддерживается определённое соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом.

При установлении технологического режима эксплуатации используют исходные данные, накопленные в процессе поиска залежи, разведки и опытной эксплуатации месторождения. На технологический режим эксплуатации влияет множество факторов, причем влияние различных факторов может быть как однонаправленным, так и разнонаправленным. Поэтому при недостаточно глубоком изучении этих вопросов установленный режим может оказаться неправильным.

Нередко влияние одного фактора противоречит другому, что не позволяет учесть всю совокупность факторов. Поэтому для установления технологического режима эксплуатации газовых скважин с учетом «всех» факторов должны быть обоснованы и рекомендованы соответствующие принципы и математические критерии. Такие принципы и критерии могут быть реализованы путем обобщения по группам различных факторов. Причем, используя накопленный опыт установления технологического режима эксплуатации газовых скважин, заблаговременно можно исключить часть факторов, связанных с условиями вскрытия, свойствами промывочной жидкости, совершенством скважины, образованием пробок, техникой и технологией сбора, осушки и очистки газа и др. Тогда к основным факторам, влияющим на технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, можно отнести следующие:

−деформацию и устойчивость к разрушению продуктивного разреза;

−наличие активной подошвенной или контурной воды, способной по сверхпроницаемым пропласткам сравнительно быстро

128

обводнить скважины, вскрывшие газоносную толщину, включая сверхпроницаемый пропласток;

−условия вскрытия пласта, степень и характер вскрытия с учетом близости контактов «газ – нефть» или «газ – вода»;

−возможность образования жидкостных или песчаножидкостных пробок в процессе эксплуатации.

По мере истощения залежи, продвижения подошвенной и контурной воды, снижения дебита газа во времени, уменьшения пластового и забойного давлений наступает время, когда установленный режим не обеспечивается, и тогда необходимо изменить выбранный технологический режим эксплуатации. Вновь устанавливаемый технологический режим эксплуатации также обосновывается, как и в начале разработки месторождения.

При полном и безусловном соблюдении перечисленных выше принципов установления технологического режима эксплуатации будет достигнута рациональная разработка газовых и газоконденсатных месторождений

12.2. Определение допустимой депрессии напласт

Допустимая депрессия в условиях разрушения газоносных пластов является определяющим фактором и колеблется в широких пределах в зависимости от прочностных свойств газоносных коллекторов. Встречаемые на практике газоносные коллекторы по прочностной характеристике настолько разнообразны, что до настоящего времени нет единой методики, позволяющей определять допустимую депрессию на пласт при его разрушении. Главная трудность заключается в том, что проведение экспериментов не всегда возможно, так как отбор представительных проб керна без нарушения истинной характеристики породы практически невыполним. Ниже приведена условная градация пород А. А. Шахназарова по градиентам давления, вызывающих разрушение.

1.Неустойчивые породы, которые при размокании переходят

всостояние текучести. Такие породы разрушаются без приложения внешней нагрузки или при градиентах давления до 0,5 МПа/м.

2.Слабоустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления от 0,5 до 10 МПа/м.

3.Среднеустойчивые породы, не разрушающиеся при градиентах давления от 10 до 15 МПа/м.

129

4. Устойчивые породы, не разрушающиеся при градиентах давления свыше 15 МПа/м.

Возможность определения допустимой депрессии в основном связана с изучением прочностных характеристик пород всех четырех категорий по устойчивости к разрушению по промысловым данным или лабораторным исследованиям.

Поэтому, если разрушение породы начинается с некоторого значения предела прочности, определение которого по данным эксплуатации скважины или экспериментальным путем возможно, то установление допустимой депрессии не вызывает затруднений. А если предел прочности породы практически равен нулю, то определение допустимой депрессии весьма затруднительно.

Критический градиент давления и скорость фильтрации для слабосцементированных песков можно определить по графику (рис. 12.1), построенному по данным исследования различных скважин.

Рис. 12.1. Зависимость критического градиента давления и скорости фильтрации от радиуса разрушения призабойной зоны

Согласно этой методике, необходимо принимать такие значения [dр/dr]кр и vкр, при которых не происходит разрушения. Рассмотрим три возможных случая.

130

1. Эксплуатация скважин происходит в условиях продолжающегося разрушения, т. е. радиус разрушения еще не достигнул критического. В этом случае необходимо установить такую депрессию, при которой прекращается разрушение, что позволит

обеспечить R < Rкр.

2. Эксплуатация происходит при радиусе разрушения, равном или большем Rкр, что требует проведения работ по укреплению породы, после которых устанавливается допустимая депрессия для нового состояния.

3. Скважина только вступила в эксплуатацию, и R = rс. В этом случае допустимая депрессия не должна превышать критического градиента давления.

В принципе для использования этой методики следует построить зависимости dp/dr = f(R) и v = f(R) по данным лабораторного изучения керна или достаточно надежно выполненным промысловым исследованиям скважины для рассматриваемого объекта.

Методика нахождения критического дебита газовых скважин обеспечивает нормальную работу при известном критическом градиенте давления в области, ограниченной радиусом rкр. Если вынос песка начинается у стенки скважины, где градиент давления достигает своего максимального значения, то в формуле (III.100) вместо rкр необходимо подставлять rс. При использовании данной методики следует знать критический градиент а, определение которого весьма затруднительно для сыпучих и слабосцементированных пород.

Определение критического радиуса разрушения призабой-

ной зоны. Газоносные коллекторы при депрессиях, создаваемых в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, могут деформироваться. Депрессия при этом зависит от степени сцементированиости песчаников и предела устойчивости прочих газоносных коллекторов. Практически, за исключением сыпучих и слабосцементированных горных пород, всегда существует некоторый градиент давления, при превышении которого разрушается скелет породы.

Для сыпучих и слабосцементированных пород разрушение начинается со стенки скважины при Rкр = rс. Наиболее трудно определить критический градиент для названных коллекторов. Это связано с тем, что для среднесцементированных и достаточно

131

крепких пород существует некоторый предел устойчивости, ниже которого эксплуатация скважин происходит без разрушения пласта. Таким образом, и в случае превышения предела устойчивости среднесцементированных и крепких пород, а также при сыпучих и слабосцементированных породах разрушение пласта неизбежно. Поэтому представляет большой практический интерес разработка рекомендаций по определению критического радиуса разрушения при известном градиенте. Если критический радиус разрушения по своему значению практически приемлем, т. е. порода в радиусе rкр разрушается достаточно быстро и частицы выносятся на поверхность с потоком газа, при таком разрушении улучшается фильтрационная характеристика и, следовательно, увеличивается дебит скважины.

Для определения критического радиуса разрушения породы при фильтрации в ней газа можно использовать формулу

При этом должны быть выполнены два условия:

1)полный вынос частиц породы (выбор соответствующей конструкции фонтанных труб);

2)сопоставление выносимых потоком газа частиц по фракционному составу с петрофизическим составом отобранных в процессе бурения образцов с объекта эксплуатации.

Соблюдение этих условий позволит установить характер разрушения продуктивного пласта (полное разрушение пласта или частичное с сохранением скелета породы) и по количеству выносимого песка оценить характер его изменения в процессе эксплуатации. Следует отметить, что при любой заданной депрессии на пласт существует определенная зона с радиусом R, которая по мере эксплуатации должна деформироваться. Причем деформации могут подвергаться только мелкие частицы или пласт со скелетом

вцелом. По характеру выноса частиц можно указать продолжительность процесса разрушения. Естественно, что чем меньше депрессия на пласт, тем меньше радиус разрушения эксплуатируемого объекта.

132

Вывод. Задача прогнозирования разработки газового месторождения сводится к предсказанию характера изменения технологических параметров системы (давления, объемов добычи газа, дебитов скважин, газоотдачи и др.) на основе исходной информации об ее структурных параметрах (свойства пласта, физико-хими- ческие характеристики газа и др.).

Целью исследований газовых скважин как раз и является определение исходных параметров разрабатываемой системы.

На разведочных скважинах осуществляется полный комплекс исследований. При этом особое внимание следует уделять установлению добывных возможностей скважин. Во многих случаях на разведочных скважинах частичное вскрытие пласта не позволяет правильно их установить. По результатам геофизических исследований можно судить о потенциальных возможностях скважин. Сопоставление этих результатов с данными газогидродинамических исследований позволяет установить степень и качество вскрытия пласта, а также определить добывные возможности эксплуатационных скважин.

Вопросы для самопроверки

1.Установление оптимального технологического режима скважин.

2.Определение допустимых депрессий на пласт.

133

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны нефтяным скважинам.

При значительных пескопроявлениях продуктивного пласта на забое скважины образуются малопроницаемые для газа песчаные пробки, существенно снижающие дебит скважин. Например, при равенстве проницаемостей пласта и песчаной пробки дебит скважин составляет всего 5 % дебита не засоренной скважины.

Основные задачи, решаемые при эксплуатации газовых скважин с пескопроявлениями на забое: с одной стороны, предотвращение образования песчаных пробок за счет ограничения дебита скважин; с другой стороны, выбор такого дебита скважины, при котором обеспечивался бы вынос частиц песка, проникающих на забой, на поверхность, к устью скважины.

При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения призабойной зоны следует учитывать такие отрицательные последствия, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, а значит, и большой объем его сепарации на промыслах для отделения воды, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды из призабойной зоны скважины.

Применяют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. К периодическим методам удаления влаги относят: остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом; продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки; вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей).

К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят: эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя; непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы; применение плунжерного лифта; откачку жидкости скважинными насосами; непрерывное вспенивание жидкости в скважине.

Выбор метода удаления влаги зависит от многих факторов. При малых дебитах газа из скважины достаточно применение одного из периодических методов удаления влаги, а при больших дебитах – одного из непрерывных методов.

134

ЛИТЕРАТУРА

Основная

1.Тагиров К. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.

М: Академия, 2012. 346 с.

2.Гладков В. И., Сизов В. Ф. Методы повышения продуктивности газовых скважин. Ставрополь: Изд-во СевКавГТУ, 2009. 135 с.

3.Гизатова Н. З. Технико-технологические приемы предупреждения и борьбы с межколонными давлениями на скважинах нефтяных и газокон-денсатных месторождений: дис. … канд. тех. наук. Атырау. 2011.

Дополнительная

1.Коротаев Ю. П. Избранные труды. М.: Недра, 1996. 605 с.

2.Зотов Г. А., Алиев З. С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.:

Недра, 1981. 248 с.

3.Середа Н. Г., Сахаров В. А., Тимашев А. Н. Спутник нефтяника и газовика. Справочник. М.: Недра, 1986. 325 с.

4.Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера / под ред. Р. И. Вяхирева. М.: Наука, 1997. 654 с.

135

СОДЕРЖАНИЕ

Предисловие…………………………………………… 3

Курс лекций

1.Вскрытие продуктивного пласта……………………. 5

2.Эксплуатация газовых скважин…………………….. 19

3. Подземное оборудование газовой скважины……… 30

4.Технология добычи углеводородного сырья………. 41

5.Основные причины снижения продуктивности коллектора……………………………………………… 50

6.Факторы, ограничивающие дебиты газовых

8.Осушка газа…………………………………………... 79

9.Предупреждение осложнений при эксплуатации газовых скважин………………………………………… 89

10.Удаление гидратных пробок и растепление

скважин…………………………………………………. 106

11.Существующие методы выявления причин возникновения межколонных давлений………………. 111

12.Цели исследования скважин……………………….. 124

Заключение…………………………………………….. 133

Литература…………………………………………….. 134

136