 |
Оборудование забоя газовых скважин
|
|
|
|
Оборудование забоя газовых скважин
Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов:
1) литологического и фациального составов пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор;
2) механической прочности пород;
3) неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;
4) наличия газоносных, нефтеносных и водоносных пластов в продуктивном разрезе;
5) местоположения скважины на структуре и площади газоносности;
6) назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).
В тех случаях, когда газовая залежь пластового или массивного типа, газонасыщенный коллектор представлен крепкими породами (сцементированными песками, известняками, доломитами, ангидритами), в продуктивном разрезе отсутствуют нефтенасыщенные и водонасыщенные горизонты, добывающие скважины могут иметь открытый забой. Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины в фильтровую часть пласта на забой скважины спускается хвостовик (см. рис. 16. 9). Во многих случаях, 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 или рыхлые породы призабойной зоны пласта укрепляются вяжущими веществами.
Наибольшее распространение в последнее время, особенно при оборудовании забоя скважин, расположенных в рыхлых песчаных пластах на ПХГ, получают намывные гравийные фильтры. В этом случае с помощью специальных гидравлических расширителей увеличивается диаметр зоны пласта, в которой намечается намывка гравия, например со 146 до 256 мм. Диаметр образованной зоны определяют с помощью каверномера. После расширения зоны намывки гравия в скважину спускают на НКТ забойное оборудование фильтра (рис. 16. 10). Фильтровая часть узла забойного оборудования представляет собой трубу диаметром 100 мм, длиной 10, 6 м, перфорированную круглыми отверстиями диаметром 10 - 12 мм, общая площадь которых составляет 15 - 20 % площади боковой поверхности трубы. Труба обматывается сеткой галунного плетения № 18,
|
|
|
Рис. 16. 10. Схема оборудования забоя газовых скважин в рыхлых горных породах
на подземных хранилищах газа: 1 - бурильные штанги диаметром 60, 3 мм; 2 - переводник
с левой резьбой; 3 - обсадная колонна диаметром 146 мм; 4 - интервал ствола скважины, расширенной
до 256 мм; 5 - гравий; 6 - щелевой фильтр; 7 - труба диаметром 50 мм; 8, 9 - клапан обратной и прямой циркуляции соответственно; 10 - хвостовик диаметром 62, 7 мм; 11 - забой
Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава
При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите среды обитания. Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя. Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять: 1) защиту скважины от открытого фонтанирования; 2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью; 3) воздействие на призабойную зону
Рис. 16. 5. Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины:
1 - пакер эксплуатационный; 2 - циркуляционный клапан; 3 - ниппель; 4 - забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 - разобщитель колонны НКТ; 6 - ингибиторный клапан; 7 - клапан аварийный, срезной; 8 - НКТ; 9 - жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 - хвостовик
|
|
|
пласта с целью интенсификации притока газа к скважине; 4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме; 5) замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью. Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рис. 16. 5.
Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитедь (пакер); колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок; клапан аварийный, срезной; разъединитель колонны НКТ; хвостовик. Дополнительное рабочее оборудование для работы с клапанами-отсекателями включает в себя: посадочный инструмент; ловители; шар с седлом для посадки пакера; приемный клапан; головку к скважинным приборам; грузы; гидравлический ясс; механический ясс; шлипсовый замок; груз для обрыва скребковой проволоки; двурогий крюк; уравнительную штангу; инструмент для управления циркуляционным клапаном.
Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (Н2S, СО2, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа.
Колонна НКТ спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх.
Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакера.
Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства в колонны НКТ, обработки скважины различными химическими реагентами и т. д. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней.
|
|
|
Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидратообразования в колонну. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска и извлекается вместе с ней
Гидратообразование
в природном газе. Многие компоненты природного газа (метан, этан, пропан, изобутан, углекислый газ, азот, сероводород) в соединении с водой образуют т. н. газовыегидраты — твёрдые кристаллические вещества (напоминающие по внешнему виду спрессованный снег), которые при высоких давлениях существуют при положительных температурах.
При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промысловых коммуникациях имагистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускнуюспособность. Для борьбы с Г. на газовых промыслах вводят в скважины и трубопроводы различныеингибиторы (метиловый спирт, гликоли, 30%-ный раствор CaCl2), а также поддерживают температуру потокагаза выше температуры Г. с помощью подогревателей, теплоизоляцией трубопроводов и подбором режимаэксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока
|
|
|
