Защита внутренней поверхности металлической обсадной колонны и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью. Защита другого металлического оборудования скважин от коррозии осуществляется при помощи периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.
3.1. Оборудование забоя газовойскважины
Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов:
1)литологического и фациального состава пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор:
2)механической прочности пород;
3)неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;
4)наличия газо-, нефте- и водоносных пластов в продуктивном разрезе;
5)местоположения скважины на структуре и площади газоносности;
6)назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).
Если газовая залежь пластового или массивного типа, газонасыщенный коллектор представлен крепкими породами (сцементи-
рованными песками, известняками, доломитами, ангидритами), в продуктивном разрезе отсутствуют нефте- и водонасыщенные горизонты, добывающие скважины могут иметь открытый забой (рис. 3.2). В этом случае эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного пласта, в непроницаемом пропластке устанавливают башмак и колонну цементируют до устья. Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя в фильтровую часть пласта спускается хвостовик.
34
Когда газонасыщенный пласт представлен слабосцементированными породами, в продуктивном разрезе отсутствуют нефте- и водонасыщенные пропластки, открытый забой скважин оборудуется сетчатыми, керамическими, металлокерамическими, гравийными, стеклопластиковыми фильтрами различных типов и рыхлые породы призабойной зоны укрепляются вяжущими веществами. Наибольшее распространение получают намывные гравийные фильтры. В этом случае с помощью гидравлических расширителей увеличивается диаметр зоны пласта, в который намечается намывка гравия, например со 146 до 256 мм.
Призабойная зона пласта в рыхлых коллекторах может укрепляться закачкой в поровое пространство жидких вяжущих веществ – органических полимерных материалов, которые при взаимодействии с катализатором полимеризации затвердевают и цементируют рыхлую породу. В качестве вяжущих химических веществ в зависимости от температуры и минерального состава пластаколлектора используют:
1)органические смолы;
2)пластмассы;
3)специальные составы типа «перматрол».
В качестве органических смол применяются эпоксидная, фенолформальдегидная, (крепитель М), смолы из сырых фенолов и формалина, РР-1.
Если в продуктивном разрезе скважин имеются газоносные пласты с различным составом газа или есть чередование газо-, нефте- и водоносных пластов, разделенных глинистыми пропластками, то иметь открытый забой нельзя. В этих условиях скважина бурится до подошвы продуктивного комплекса, обсаживается обсадной колонной и цементируется до устья. Скважина и пласт сообщаются при помощи перфорации того или иного вида. Если через перфорационные каналы в скважину выносится песок, то в неё можно спускать фильтры, собранные на поверхности.
35
Рис. 3.2. Оборудование забоя скважины. Забой:
a – открытый; b – перфорированный; c, d – оборудованный фильтром 1 – не закрепленная трубами часть скважины; 2 – простреленные отверстия; 3 – сальник; 4, 6 – хвостовики; 5 – цемент; 7 – манжеты
3.2. Удаление жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
В газовых скважинах происходит конденсация парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится на поверхность. По мере снижения скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на забой скважины за счет обводнения проницаемых пропластков и увеличения объемной конденсатонасыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вынос жидкости из скважины, происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает противодавление на пласт, приводит к снижению дебита, прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже полной остановке скважины.
Предотвратить поступление жидкости в скважину можно поддержанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в при-
36
забойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в скважину. Кроме того, можно предотвратить поступление воды в скважину изоляцией посторонних и пластовых вод.
Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периодически. Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в сепараторы, отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или НКТ с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.
Периодическое удаление жидкости можно осуществить остановкой скважины для поглощения жидкости пластом, продувкой скважины в атмосферу через сифонные или НКТ без закачки или с закачкой ПАВ (пенообразователей) на забой скважины.
Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции скважины, качества цементирования заколонного пространства, периода разработки залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину.
Количество воды и конденсата, выделяющихся из газа на забое скважины при забойных давлении и температуре, определяется по кривым влагоемкости газа и изотермам конденсации.
Для предупреждения прорыва конуса подошвенной воды в газовую скважину ее эксплуатируют при предельных безводных дебитах.
Посторонние и пластовые воды изолируются закачкой цементного раствора под давлением. Во время этих операций газонасыщенные пласты изолируют от обводненных пакерами. На подземных хранилищах газа отработан метод изоляции обводненных пропластков закачкой в них ПАВ, препятствующих поступлению воды в скважину. Опытно-промышленные испытания показали, что для получения устойчивой пены «концентрацию пенообразователей» следует принять равной 1,5–2 % объема закачиваемой жидкости, а стабилизаторы пены – 0,5–1 %. В качестве пенообразователя применяют сульфонол, в качестве стабилизатора – КМЦ-500. Для перемешивания ПАВ и воздуха на поверхности применяют аэратор (типа «перфорированная труба в трубе»). Через перфорированный
37
патрубок компрессором закачивают воздух, в наружную трубу – водный раствор ПАВ насосом с расходом 2–3 л/с.
Эффективность метода удаления жидкости обосновывается специальными исследованиями скважин и технико-экономичес- кими расчетами.
Для поглощения жидкости пластом скважину останавливают на 2–4 ч. П оскольку столб жидкости не всегда уходит в пласт, а при низких давлениях приток газа может не возобновиться, этот метод применяют редко.
Подключение скважины к газосборной сети низкого давления позволяет эксплуатировать обводненные скважины, отделять воду от газа, использовать газ низкого давления в течение длительного времени.
Продувка скважин в атмосферу осуществляется в течение 15– 30 мин. Скорость газа на забое при этом должна достигать 3–6 м/с. Метод прост и применяется, если дебит восстанавливается на длительный срок (несколько суток). Однако этому методу присущи многие недостатки: жидкость с забоя удаляется не полностью, возрастающая депрессия на пласт приводит к интенсивному поступлению новых порций воды, разрушению пласта, образованию песчаной пробки, загрязнению окружающей среды, потерям газа.
Периодическая продувка скважин осуществляется через НКТ диаметром 63–76 мм или через специально спущенные сифонные трубы диаметром 25–37 мм. От продувки в атмосферу этот метод отличается тем, что он применяется только после накопления определенного столба жидкости на забое.
Газ из скважины вместе с жидкостью поступает в газосборный коллектор низкого давления, отделяется от воды в сепараторах и поступает на компримирование или сжигается в факеле. Автомат, установленный на устье, периодически приоткрывает клапан на рабочей линии. Команду на это автомат получает при возрастании до заданного перепада между давлениями в затрубном пространстве и в рабочей линии. Значение этого перепада зависит от высоты столба жидкости в НКТ.
Для накопления жидкости на забое может использоваться внутрискважинная сепарация газожидкостного потока. Такой способ сепарации с последующей продавкой жидкости в нижележащий горизонт был испытан на скважинах Коробковского место-
38
рождения. При этом методе существенно уменьшаются гидравлические потери давления в стволе скважины и расходы на сбор и утилизацию пластовых вод.
Периодическое удаление жидкости можно осуществлять и при подаче ПАВ на забой скважины. При контакте воды с пенообразующим веществом и барботаже газа через столб жидкости образуется пена. Поскольку плотность пены существенно меньше плотности воды, даже сравнительно небольшие скорости газа обеспечивают вынос пенообразной массы на поверхность.
При минерализации вод менее 3–4 г/л применяется 3–5 % водный раствор сульфонола, при высокой минерализации (до 15– 20 г/л) используют натриевые соли сульфокислот. Жидкие ПАВ периодически закачиваются в скважину, а из твердых ПАВ (порошки «Дон», «Ладога», Триалон и др.) изготовляют гранулы диаметром 1,5–2 см или стержни длиной 60–80 см, которые затем подают на забой скважин.
Для скважин, имеющих приток воды до 200 л/сут., рекомендуется вводить до 4 г активного вещества ПАВ на 1 л воды, на скважинах с притоком до 10 т/сут. это количество уменьшается.
Ввод на отдельных скважинах Майкопского месторождения до 300–400 л раствора сульфонола или порошка «Новость» приводило к увеличению дебитов в 1,5–2,5 раза по сравнению с начальными, продолжительность эффекта достигала 10–15 сут. Присутствие конденсата в жидкости снижает активность ПАВ на 10– 30 %, а если конденсата больше, чем воды, пена не образуется. В этих условиях применяют специальные ПАВ.
Непрерывное удаление жидкости с забоя происходит при определенных скоростях газа, обеспечивающих образование капельного двухфазного потока. Известно, что эти условия обеспечиваются при скоростях газа более 5 м/с в НКТ диаметром 63– 76 мм при глубинах скважин до 2 500 м.
Непрерывное удаление жидкости применяется в тех случаях, когда пластовая вода непрерывно поступает на забой скважины. Диаметр колонны НКТ подбирается таким образом, чтобы получить скорости потока, обеспечивающие вынос жидкости с забоя. При переходе на меньший диаметр труб увеличиваются гидравлические сопротивления. Поэтому переход на меньший диаметр эффективен в том случае, если потери давления на трение меньше
39
противодавления на пласт столба жидкости, которая не удаляется с забоя.
Для удаления жидкости с забоя успешно применяются газлифтные системы с забойным клапаном. Газ отбирается по затрубному пространству, а жидкость удаляется через НКТ, на которых установлены пусковые газлифтные и забойные клапаны. На клапан действуют сила сжатия пружины и разность давлений, создаваемых столбами жидкости в НКТ и затрубном пространстве (вниз), а также сила, обусловленная давлением в затрубном пространстве (вверх). При расчетном уровне жидкости в затрубном пространстве соотношение действующих сил становится таким, что клапан открывается и жидкость поступает в НКТ и далее в атмосферу или в сепаратор. После снижения уровня жидкости в затрубном пространстве до заданного входной клапан закрывается. Жидкость внутри НКТ накапливается до тех пор, пока не сработают пусковые газлифтные клапаны. При открытии последних – газ из затрубного пространства поступает в НКТ и выносит жидкость на поверхность. После снижения уровня жидкости в НКТ пусковые клапаны закрываются, и внутри труб снова накапливается жидкость за счет перепуска ее из затрубного пространства.
В газовых и газоконденсатных скважинах применяют плунжерный лифт типа «летающий клапан». В нижней части колонны НКТ устанавливают трубный ограничитель, а на фонтанной арматуре – верхний амортизатор. Плунжер помещают в фонтанные трубы, которые служат ему направляющим каналом («цилиндром»), а сам он выполняет роль «поршня».
Практикой эксплуатации установлены оптимальные скорости подъема (1–3 м/с) и падения (2–5 м/с) плунжера. При скоростях газа у башмака более 2 м/с применяют плунжерный лифт непрерывного действия.
При низких пластовых давлениях в скважинах глубиной до 2 500 м используют скважинные насосные установки. В этом случае удаление жидкости не зависит от скорости газа и может осуществляться до самого конца разработки залежи при снижении устьевого давления до 0,2–0,4 МПа. Таким образом, скважинные насосные установки применяют в условиях, когда другие способы удаления жидкости нельзя использовать либо их эффективность резко падает.
40