vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

кинематическая вязкость жидкости – не более 0,0006 м2/с;

максимальная температура жидкости в месте установки насоса, в зависимости от изготовления – от 30 до 70°С.

Одно из направлений модернизации установок ЭВН – расположение привода на поверхности. Крутящий момент винту в этом случае передаётся посредством вращающейся колонны штанг. В этом случае имеются широкие возможности по регулированию числа оборотов винта.

4.6. Способы эксплуатации газовых скважин

Плотность и вязкость газа даже в пластовых условиях (т. е. при больших давлениях) многократно меньше плотности и вязкости нефти. При низких давлениях численные значения этих важнейших свойств газов могут отличаться на порядки. Эти обстоятельства во многом определяют особенности конструкции скважин, особенности скважинного и устьевого оборудования, а также способ эксплуатации скважин газовых, газоконденсатных и газогидратных месторождений. Скважины всех этих месторождений будем называть газовыми.

Конструктивно обсадные колонны и цементные кольца в газовых скважинах должны быть прочнее и герметичнее. Цемент за обсадными колоннами в большинстве газовых скважин рекомендуется поднимать до устья.

В газовой скважине, работающей на установившемся режиме, баланс давления по затрубному пространству (колонна НКТ спущена до забоя, затрубное пространство герметизирующими устройствами не отделено от забоя) имеет вид:

где Рст г – давление от столба газа в затрубном пространстве; Рзатр – затрубное давление на устье скважины.

Поскольку средняя плотность газа между забоем и устьем многократно меньше плотности жидкости, значение затрубного давления на устье будет мало отличаться от забойного, т.е. сравнительно будет очень высоким. В этой связи для защиты обсадной эксплуатационной колонны от высокого давления скважинное оборудование должно иметь пакер, а также несколько клапанов различного назначения. Колонна НКТ должна иметь повышенную герметичность. Устьевое оборудование должно выдерживать большое давление.

Исходя из свойств газа, логично предположить, что основным способом эксплуатации газовых скважин должен быть фонтанный способ. Однако могут возникать условия, когда на забоях газовых скважин будет скапливаться

114

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

жидкость – вода, газовый конденсат. Скопление жидкости на забоях газовых скважин существенно снижает их продуктивность. Возможно даже самозадавливание скважин. Такие скважины приходится эксплуатировать механизированным способом. Из механизированных наиболее приемлемыми считаются газлифтный способ и комбинация газлифтного способа со струйным насосом. Применение механизированных способов эксплуатации направлено на удаление жидкости с забоев газовых скважин и сохранение возможности управлять значением депрессии. Отсутствие жидкости на забое обеспечивает более высокий коэффициент газонасыщенности породы в призабойной зоне, что равносильно более высокой продуктивности скважины.

4.6.1. Оборудование газовых скважин

Основным (часто единственным) способом эксплуатации газовых скважин является фонтанный способ.

Оборудование газовых скважин должно обеспечивать:

управляемый подъём продукции пласта на дневную поверхность;

сохранение обсадной эксплуатационной колонны и скважинного оборудования от коррозии и других видов преждевременного разрушения;

сохранение от разрушения породы в призабойной зоне пласта;

предупреждение образования гидратных пробок в скважине;

удаление с забоя жидкости и твёрдых частиц;

предотвращение таяния многолетнемёрзлых пород, пробуренных скважиной;

ввод в поток газа ингибиторов коррозии, гидратообразования и других веществ с целью предупреждения каких-либо осложнений в работе скважин;

спуск приборов в скважину;

проведение исследовательских и ремонтных работ;

проведение работ по воздействию на забой, призабойную зону и пласт. Простейшее скважинное оборудование – это только колонна НКТ.

Однако только одна колонна НКТ не обеспечивает перечисленных требований. Поэтому рекомендуемый примерный перечень оборудования, спускаемого в газовую скважину, может быть следующим:

пакер;

колонна насосно-компрессорных труб;

посадочный ниппель;

циркуляционный и ингибиторный клапаны;

устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины (забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник, замок);

аварийный срезной клапан.

115

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пример схемы компоновки спускаемого в скважину оборудования представлен на рисунке 4.29.

Рисунок 4.29 – Схема подземного оборудования ствола газовой скважины:

1 – обсадная эксплуатационная колонна; 2 – хвостовик; 3 – пакер; 4 – клапан-отсекатель забойный; 5 – клапан циркуляционный; 6 – клапан ингибиторный; 7 – клапан аварийный срезной; 8 – телескопическое соединение; 9 – НКТ

Пакер предназначен для герметичного разобщения пласта и затрубного пространства скважины в целях защиты обсадной эксплуатационной колонны и колонны НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов, входящих в состав продукции газовых скважин.

Посадочный ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нём забойного клапана-отсекателя. Ниппель опускают в скважину на колонне НКТ и устанавливают обычно выше пакера. Забойный клапан-отсекатель предназначен для перекрытия проходного сечения НКТ в случае аварийного фонтанирования.

116

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Клапан-отсекатель срабатывает при определённом расчётном перепаде давления в фонтанных трубах ниже заданного.

Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение внутритрубной полости НКТ и затрубного пространства выше пакера в целях проведения различных технологических операций (вызов притока, задавка скважины, промывка забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработка забоя и призабойной зоны различными химическими реагентами и т. п.).

Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства с внутренним пространством НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидратообразования. Шарики в клапане подпружинены. При некотором перепаде давления между затрубным пространством скважины и внутренним пространством клапана шарики отжимаются и пропускают внутрь колонны НКТ вещества-ингибиторы.

Телескопическое соединение компенсирует перемещение насоснокомпрессорных труб вследствие температурных и динамических деформаций.

Клапан аварийный срезной предназначен для глушения оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан.

Наземное оборудование предназначено для следующих целей:

герметизации межтрубных пространств скважины;

регулирования и управления потоками газа;

регулирования дебита скважины и поддержания заданного режима эксплуатации;

пуска, остановки и глушения скважины;

подачи в трубное и затрубное пространства ингибирующих и других жидкостей;

контроля за устьевыми давлениями и температурами;

проведения исследовательских и ремонтных работ, а также работ по увеличению производительности скважины.

Кназемному оборудованию скважин относят устьевое оборудование, прискважинные установки и сооружения.

Оборудование устья состоит из колонной головки и фонтанной арматуры, состоящей, в свою очередь, из трубной головки и фонтаннойёлки. Назначение и конструкции этого оборудования аналогичны фонтанным нефтяным скважинам. Прискважинные установки и сооружения предназначены для подачи в скважину и выкидные линии различных технологических жидкостей, для регулирования и автоматического управления режимом эксплуатации скважин.

117