Оборудование скважин для добычи газа, содержащего агрессивные компоненты

В разрабатываемых газовых и газоконденсатных месторождениях с большим содержанием агрессивных компонентов особой активностью обладает сероводород, который при взаимодействии с металлами вызывает их сульфидное растрескивание и наводораживание, что сопровождается потерей металлом первоначальных механических свойств. Если не предусмотрены методы защиты от коррозии, воздействие сероводорода приводит к тому, что элементы конструкции скважины разрушаются при эксплуатационных нагрузках значительно более низких, чем регламентировано ГОСТом.

Проектирование конструкции скважин на таких месторождениях должно осуществляться с учетом дополнительных требований:

- необходимостью применения обсадных труб в антикоррозионном исполнении;

- повышенной герметичностью резьбовых соединений обсадных труб;

- предусмотрением увеличения толщины стенок обсадных труб против расчетных на участках, подвергаемых интенсивному износу;

- исключением элементов конструкции скважины, работающих при нагрузках, близких к предельным;

- планированием использования коррозионностойких тампонажных материалов;

- принятием строгих мер для обеспечения надежного разобщения пластов и исключения межпластовых и межколонных перетоков;

- защитой эксплуатационной колонны от прямого длительного влияния агрессивной среды (устанавливается забойное оборудование, обеспечивающее подачу ингибитора коррозии);

обеспечением за всеми колоннами подъёма цементного раствора до устья для исключения появления больших полостей с газом при межколонных перетоках.

Вскрытие продуктивных отложений при содержании H₂S до 6 - 7 % допускается со спуском промежуточной колонны из сталей обычного исполнения.

Основными рекомендованными антикоррозионными являются марки стали С-75 (тип 2 для низкотемпературных условий) и С-95 (для температур более 358 К).

При эксплуатации месторождений, содержащих агрессивные компоненты (сероводород и углекислоту), оборудование подвергается интенсивной коррозии. Поэтому в конструкциях скважин необходимо предусматривать надежную подачу газа при заданных технологических режимах эксплуатации, защиту от коррозии и возможности аварийного фонтанирования.

Опыт разработки месторождений, в газах которых содержится сероводород, показывает, что можно применять типовые конструкции скважин. В эксплуатационную колонну спускают фонтанные трубы, затрубное пространство изолируют одним или двумя пакерами и заполняют ингибитором, который подают на забой. В фонтанных трубах устанавливают предохранительный клапан-отсекатель, циркуляционный и ингибиторный клапаны (рисунок 5).

Рис. 5. Схема оборудования ствола скважины:

1 -циркуляционный клапан; 2 - пакер; 3 - клапан-отсекатель; 4 - кровля пласта.

На месторождениях, в газе, которого содержится 16 % H₂S и 9 % С0₂, возможна реализация следующей конструкции скважины (рис. 6): 325-мм кондуктор 1 спущен на глубину 700 м, 245-мм техническая колонна 2 - на глубину 2600 - 3300 м, 168-мм эксплуатационная колонна 3 -до кровли пласта (открытый забой), фонтанные трубы диаметрами 102 и и 127 мм спускают с предохранительным клапаном-отсекателем 4. Затрубное пространство изолировано двумя пакерами 5 и заполнено мазутом с ингибитором коррозии. Такая конструкция скважин обеспечивает надежную и безаварийную работу скважин в течение 15 лет. Предусмотрены конструкции, в которых ингибиторный клапан устанавливают в боковом кармане фонтанных труб. Но при такой системе ингибитор подается в поток газа и практически не попадает на забой (см. рисунок 7).

Рисунок 6. Типовая конструкция скважин

1 – кондуктор; 2 – техническая колонна; 3 – эксплуатационная колонна; 4 – предохранительный клапан – отсекатель; 5 – пакер.

Рисунок 7. Подача антикоррозионного ингибитора для защиты от коррозии подземного оборудования:

1, 9 – колонна насосно-компрессорных труб; 2 – затрубное пространство заполненное ингибитором коррозии; 3 – специальная головка; 4 – мандрель; 5 – эксплуатационная колонна; 6 – уплотняющий ниппель; 7 – ингибиторный клапан; 8 – пакер.

Подача ингибитора на забой скважины осуществляется изх затрубного простраства через клапан и пакер. Съёмный ингибиторный клапан установленный в боковом кармане НКТ срабатывает при превышении определенного значения давления и ингибитор поступает на забой скважины. Со снижением дав-ления в затрубном пространстве он срабатывает, подача ингибитора прекращается.

Следует отметить, что для устранения или снижения растягивающих нагрузок от ингибитора находящегося в за-трубном пространстве рекомендуется устанавливать составные колонны.