Особенности конструкций газовых скважин

ЛЕКЦИЯ 10. РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Особенности разработки газоконденсатных месторождений

При разработке газоконденсатных месторождений на истощение (без поддержания пластового давления) происходят выделение конден­сата из пластового газа в пласте и его значительные потери. Разработка на истощение связана с потерей 30-50% конденсата в пласте. Основным вопросом разработки газоконденсатного месторождения кроме добычи газа становится предотвращение потерь конденсата при снижении пла­стового давления.

Разработка газоконденсатных месторождений может осуществлять­ся как на истощение, так и с поддержанием пластового давления. В Рос­сии осуществляется разработка газоконденсатных месторождений толь­ко на истощение, т.е. без поддержания пластового давления. Помимо обычных расчетов прогнозных показателей разработки газового место­рождения для газоконденсатных месторождений необходимы специаль­ные расчеты по определению количества добываемого конденсата и его потерь в пласте на весь период разработки месторождения. Они прово­дятся по результатам газоконденсатных полевых и лабораторных иссле­дований.

Разрабатывать газоконденсатные месторождения с поддержанием пластового давления можно осуществлять путем:

- закачки в пласт воздуха;

- закачки в пласт сухого газа (сайклйнг - процесс);

- закачки в пласт воды.

Закачка воздуха малоэффективна, т.к. существенно удорожается стоимость компрессорных станций из-за большой степени сжатия и из-за существенной потери теплотворной способности добываемого газа (смешивание с воздухом). Кроме того, процесс взрывоопасен и создают­ся условия для окислительных процессов.

Более эффективна закачка воды. Ее преимущества:

- одновременная добыча газа и конденсата;

- ликвидация компрессорного периода эксплуатации газоконденсат­ного месторождения;

- постоянство высоких давлений добываемого газа, что важно для
его подготовки к транспорту;

- увеличение добычи конденсата постоянного состава и товарных
свойств.

Однако при этом существенно возрастают капитальные и эксплуа­тационные расходы и появляется реальная возможность преждевремен­ного обводнения залежи.

Наиболее перспективным является сайклйнг - процесс - закачка су­хого газа, но при этом консервируются запасы природного газа.

Конструкция газовой скважины определяется: числом, длиной и диаметром обсадных, промежуточных, технических колонн, конструкци­ей забоя скважины, высотой подъема цемента за колоннами, конструк­цией и типом колонной головки.

Выбор конструкции скважин производится в зависимости от ряда факторов: глубины залежи, пластовых давлений, пластовых температур, дебетов газа и конденсата, условий проводки скважины, свойств пласто­вого газа. При выборе конструкции скважин учитываются как начальные параметры залежи, так и их изменение в процессе эксплуатации место­рождения.

В отличие от нефтяных, водяных и нагнетательных к газовым сква­жинам предъявляются повышенные требования к герметичности, к прочности колонн.

В газовых скважинах давление в верхней части колонн (на устье) значительно ближе к забойному в связи с малой плотностью газа. При эксплуатации скважин высока вероятность утечек газа, его миграция в вышележащие пласты, грифонообразование и даже открытое фонтани­рование, в колоннах наблюдаются значительные дополнительные на­пряжения под воздействием давления и температуры газа. Температур­ные воздействия особенно велики в зоне многолетнемерзлых пород. При восстановлении естественной температуры в остановленных скважинах в зонах ММП возможны активные смятия колонн за счет расширения во­ды за колонной при переходе ее в лед. Чем больше диаметр колонны, тем больше вероятность смятия.

В газовых скважинах имеют место высокие скорости восходящего потока газа (до 10-20 м/сек). При наличии в газе мехпримесей (в Запад­ной Сибири это явление обычное) в фонтанных трубах, в скважинном оборудовании, в фонтанной арматуре могут наблюдаться явления эрози­онного разрушения, т.е. имеет место повышенный износ оборудования.

Экспериментально установлено, что при наличии в газе СО₂, H₂S или жирных кислот резко возрастает скорость коррозии, которая может достигать 0,1 - 0,2 мм/год. С ростом дебита скважин коррозия увеличи­вается. Наиболее неблагоприятные условия эксплуатации скважин на­блюдаются тогда, когда происходит эрозия и коррозия одновременно. В этих случаях необходимо применение насосно-компрессорных труб (НКТ) из особых сортов стали - 18 ХIГ МФА, а при эксплуатации сква­жин ингибиторов коррозии (катапин БПВ, катапин КИ-I, аминокислоту РА-23).

Следовательно, конструкция газовой скважины должна обеспечить ее безопасную эксплуатацию, возможность предупреждения и ликвида­цию выбросов или фонтанов как в процессе бурения, опробования, так и при ее длительной эксплуатации. Достигается это герметичностью, прочностью, применением труб соответствующих марок стали, смазкой резьбовых соединений специальными смазками, подъемом цемента на максимальную высоту (до устья), соответствующим оборудованием за­боя.

Вместе с тем диаметры эксплуатационных колонн газовых скважин применяются в более широких пределах, чем в нефтяных скважинах. Диаметры нефтяных скважин определяются стандартами насосного обо­рудования, а в газовых - пропускной способностью. Для контроля герме­тичности газовых скважин все обсадные трубы перед спуском должны впрессовываться при повышенных на 20 % давлениях по сравнению с обычными давлениями опрессовки водой. Сроки начала схватывания цементов рекомендуется определять по условиям на забое. Прочность цементного камня из облегченных смесей через 24 часа должна быть не менее 10 кгс/см² при испытании на изгиб и 40-50 кгс/см² при испытании на сжатие.

Проницаемость цементного камня не должна превышать 2-5 мД. Подъем цемента до устья повышает устойчивость обсадной колонны, обеспечивает возможность более высоких давлений в колонне, улучшает защиту от коррозии пластовыми водами.

Повышенный расход цемента и некоторое усложнение технологии крепления скважин окупается безаварийной эксплуатацией. При аварии - фонтане дебит скважин может достигать 10-30 млн.м³/сут. и ее ликви­дация требует огромных сил и материальных затрат.