Конструкции и оборудование газовых скважин

В освоении, конструкции, оборудовании и регулировании ра­боты газовых скважин очень много общего с фонтанными нефтя­ными скважинами, поэтому рассмотрим только отличительные черты газовых скважин. Газовые скважины осваивают теми же способами, что и фонтанные нефтяные, т. е. с промывкой или продавливанием: сжатым газом или воздухом.

Конструкция газовой скважины зависит от конкретных условий — глубины и характеристики скважины, характера вскрываемых пород, наличия или отсутствия водоносных горизонтов, свойств добывае­мого газа. В большей части скважин после кондуктора спускают только одну колонну — эксплуатационную. Наиболее распростра­ненные диаметры этой колонны —146 и 168 мм.

Обвязку обсадных колонн между собой на устье скважины вы­полняют при помощи обычных и клиновых колонных головок, изо­браженных на рис. 37 и 38.

Конструкция забойной части газовой скважины зависит от ме­ханической прочности продуктивных пород. Если продуктивный пласт сложен из крепких пород, то забой оставляют открытым и только в рыхлых, неустойчивых, обваливающихся породах эксплуа­тационную колонну спускают до забоя, цементируют и перфорируют ее против продуктивных зон или спускают хвостовик или фильтр.

В отличие от нефтяных скважин, которые эксплуатируются не--сколькими способами, газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом и, как правило, при спущенных фонтанных трубах, через которые газ поступает на поверхность. Фонтанные трубы спускают с целью: а) предохранения эксплуатационной ко­лонны от истирания и разъедания при наличии в газе твердых при­месей или агрессивных компонентов, вызывающих коррозию; б) вы­носа жидкостей и механических примесей с забоя на поверхность; в) облегчения процесса освоения и глушения скважины при необ­ходимости проведения подземного ремонта; г) проведения различ­ного рода исследовательских работ, связанных со спуском в сква­жину глубинных приборов. Фонтанные трубы обычно спускают до.середины фильтра.

Для оборудования устья газовых скважин применяют обычные «фонтанные арматуры, описанные в гл. IX. Чаще всего применяют крестовые арматуры. Они удобны для монтажа и обслуживания и устойчивы, так как имеют небольшую высоту. При очень больших давлениях в скважине арматуру рекомендуется укреплять стяжными.болтами, заякоренными в бетонный фундамент.

На газовых промыслах в зависимости от числа скважин, их де­бита, пластового давления и других факторов применяются две,схемы обвязки скважин:

1) индивидуальная схема, при которой все оборудование, не-
йбходимое для регулирования работы, отделения примесей, измере­
ния дебита газа и конденсата и предотвращения образования ги­
дратов, размещается на устье и в непосредственной близости от
устья скважины;

2) групповая схема, при которой на устье скважины устанавли­
вается только фонтанная арматура, остальное же оборудование и
приборы для целой группы скважин монтируются в одном месте.
На групповом пункте осуществляются регулирование работы (смена
штуцеров), отделение примесей из газа и сбор конденсата, меры про­
тив образования гидратов и измерение дебита газа и конденсата
всех скважин, подключенных к этому пункту. Каждая скважина
.связана с групповым пунктом коллектором высокого давления;
.состояние устья скважин периодически контролируется.

Групповая схема облегчает обслуживание скважин, обеспечи­вает широкую возможность внедрения автоматизации процесса добычи газа и эффективного использования энергии дросселирова­ния для получения большего количества конденсата и применения эжекции газа.

На рис. 137 представлена индивидуальная схема обвязки сква­жины с низким пластовым давлением. Устье скважины оборудовано упрощенной фонтанной арматурой 1. Газ из скважины, пройдя штуцер 2, по выкидной линии поступает в сепаратор 3 либо в водо­сборник. За сепаратором на отводящей линии устанавливается диа­фрагма 4 с расходомером 5. После расходомера на газоотводящей линии монтируется обратный клапан 6 с задвижкой, после чего выкидная линия врезается в промысловый газосборный коллектор 7.

Рис. 137. Схема обвязки газовой скважины с низким пластовым

давлением.

Над расходомером обычно устанавливается будка из листового железа для предохранения замерного узла от атмосферных осадков. Сепаратор, как и водосборник, закапывается в землю и на поверх­ность выводятся только вентили с продувочными патрубками.

На рис. 138 показана одна из схем обвязки газовой скважины с высоким пластовым давлением, подключенной к газосборному пункту (ГСП), который предназначен для сбора газа со всех скважин данного месторождения и подготовки его для дальнейшей транспор­тировки.

Обвязка скважины предусмотрена с учетом эксплуатации ее по затрубному пространству. Для предотвращения образования гидратов в обвязочных трубопроводах, скважину оборудуют мета-нольной установкой, состоящей из расходного бачка 1, дозировоч­ного насоса 2 и емкости 3.

Сбор и сепарация газа осуществляются по следующей технологи­ческой схеме. Газ по выкидной линии от скважины поступает на площадку ГСП, где он направляется в циклонный сепаратор 4 для очистки от воды и механических примесей. Одновременно в сепараторе происходит отделение конденсата (газового бензина),

выделяющегося из газа. Конденсат собирается в емкость 5, скомпоно­ванную непосредственно с сепаратором 4. От циклонного сепаратора 4 газ по самостоятельному трубопроводу направляется в циклонный сепаратор второй ступени 7; перед входом в него устанавливается регулируемый штуцер 6,' при помощи которого газ редуцируется до установленного технологическим режимом давления; температура газа при этом снижается (минусовая температура). Давление реду­цирования газа принимают, исходя из условий подачи его в маги­стральный газопровод.

В циклонном сепараторе 7 вследствие снижения давления и тем­пературы, а также резкого расширения газа будет выделяться кон­денсат. Чтобы предотвратить образование гидратов в циклонном сепараторе, в газопровод перед регулируемым штуцером подкачи_г вают в необходимом количестве метанол. Кроме того, сепаратор и емкость для конденсата покрывают теплоизоляцией и обогревают паром.

Конденсат из сепаратора 7 собирается в емкости 8. После циклон­ного сепаратора 7 природный газ поступает в общий газосборный коллектор и далее в подогреватель 11 для подогрева, затем направ­ляется в магистральный газопровод 12.

Конденсат, выделяющийся из газа, поступает из емкости 5 в трап-выветриватель 9, а из емкости 8 — в трап-выветриватель 10, где он частично разгазируется до установленного давления.

Газ, полученный в результате разгазирования конденсата из трапов-выветривателей 9 и 10, используется на нужды ГСП — по­ступает в котельную 13 и к другим производственным объектам или жилым домам 14, а оставшееся количество газа может направляться в газопровод 15 попутного газа, транспортируемого на газобензи­новый завод. Давление разгазирования конденсата в этом случае принимается из условия возможности подачи газа после разгази­рования в указанные газопроводы.

Конденсат из трапов-выветривателей 9 и 10 собирается в ем­кость 16, откуда откачивается насосом 17 в трубопровод.

При разгазировании конденсата в трапах-выветривателях его температура снижается до минусового значения (до —30° С). За­качка в трубопровод конденсата с отрицательной температурой мо­жет вызвать осложнения в работе трубопровода, так как в нем (при наличии воды в нефти) могут образоваться ледяные пробки. Чтобы этого не произошло, конденсат подогревают в трапах-выветривате­лях до температуры +5° С.