Файл: Учебное пособие " скважинная добыча нефти и газа".doc

16.4. Оборудование забоя газовых скважин

Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов:

1. 
   1)      литологического и фациального составов пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор;
   
2. 
   2)      механической прочности пород;
   
3. 
   3)      неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;
   
4. 
   4)      наличия газоносных, нефтеносных и водоносных пластов в продуктивном разрезе;
   
5. 
   5)      местоположения скважины на структуре и площади газоносности;
   
6. 
   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

 



Рис. 16.11. Принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине подземного хранилища газа:

1 - обсадная колонна диаметром 146 мм; 2 - противовыбросовая головка; 3 - манометр; 4 - соединительные трубы; 5 - кран, регулирующий подачу гравия; 6 - бункер для гравия, 7 - цементировочный агрегат; 8 - емкости с водой

проволокой из нержавеющей стали или капронового волокна с зазорами 0,5 - 1 мм между витками. В нижней части фильтра имеется клапанная коробка с клапанами для осуществления прямой и обратной промывки скважины. Ниже клапанной коробки фильтра находится хвостовик из НКТ диаметром 62,7 мм, длиной 19 м. Выше фильтра устанавливается затвор из 100-мм НКТ длиной 13 м.

На рис. 16.11 изображена принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине ПХГ. Перед намывом гравия со средним диаметром частиц, равным 1 мм, проводится прямая и обратная промывка скважины. После полного вытеснения глинистого раствора водой начинается закачка гравия в расширенную часть

 



Рис. 16.12. Схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих

реагентов в призабойную зону пласта: 1 - агрегат, подающий раствор сырых фенолов и щелочи;

2 - агрегат, подающий воду для продавки смолы в пласт; 3 - агрегат, подающий формалин; 4 - тройник-смеситель; 5 - заливочная головка; 6 - заливочные трубы диаметром 50 - 75 мм; 7 - пакер

 

пласта. Качество намыва гравия определяется по уменьшению массы колонны труб в скважине. После намыва гравия пласт испытывается на вынос песка. Для уменьшения проявления арочного эффекта, возможного образования пустот в гравийном массиве и выноса частиц пласта в скважину через эти пустоты рекомендуется увеличивать зазор между надфильтровой трубой и обсадной колонной скважины.

Призабойная зона пласта в рыхлых коллекторах может укрепляться закачкой в поровое пространство жидких вяжущих веществ - органических полимерных материалов, которые при взаимодействии с катализатором полимеризации затвердевают и цементируют рыхлую породу. В качестве вяжущих химических веществ, в зависимости от температуры и минералогического состава пласта-коллектора, используют: 1) органические смолы; 2) пластмассы; 3) специальные составы типа «перматрол».

---

В качестве органических смол применяются эпоксидная, фе-нолформальдегидная, карбамидная (крепитель М), смолы из сырых фенолов и формалина, РР-1. На рис. 16.12 изображена схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта. Исходными реагентами для получения смолы служат сырые фенолы и формалин. В качестве катализатора полимеризации применяется едкий натр. Работа по обработке скважины проводится в следующем порядке.

1. В скважине определяют глубину забоя, температуру пласта, удаляют песчаную пробку, исследуют поглотительную способность.

2. Спускают в скважину заливочные трубы 6 диаметром 50 или 76 мм. Кольцевое пространство между обсадной колонной и заливочными трубами герметизируется пакером 7.

3. Устье скважины оборудуется заливочной головкой 5.

4. Цементировочный агрегат 3 закачивает в скважину формалин, цементировочный агрегат 1 закачивает раствор сырых фенолов и щелочи. Исходные реагенты смешиваются в тройнике-смесителе 4.

5. После закачки исходных реагентов в скважину при помощи агрегата 2 осуществляется продавка смолы в пласт водой.

Реагенты закачиваются в пласт в предельно короткий срок - от 15 до 30 мин.

6. После продавки скважину оставляют на время, необходимое для затвердевания смолы в зависимости от температуры пласта: при температуре пласта 353 К время затвердевания смолы равно 2 сут; при температуре пласта 343, 333 и 323 К время затвердевания равно 4,8 и 14 сут соответственно.

7. Проверка результатов крепления призабойной зоны пласта проводится ее исследованием при установившихся отборах. Способ крепления призабойных зон скважин органическими смолами применяется нефтяниками Азербайджана с 1958 г. В последующие годы он был усовершенствован за счет одновременной закачки в скважину жидкой фенолформалиновой смеси с песком. Содержание фенолформалиновой смеси составляет 35 - 40 % от массы песка. В этом случае прочность закрепленного песка призабойной зоны практически це уменьшается, и что особенно важно, не уменьшается коэффициент проницаемости обработанной призабойной зоны. Смесь указанного состава отвечает всем требованиям перекачки.

Для крепления рыхлых песков на подземных хранилищах газа при низких температурах пласта (293 - 303 ºК) разработан метод крепления смолой из фенолоспирта. В качестве катализатора полимеризации (поликонденсации) используется бензолсульфокислота (БСК).

---

Отличительные черты технологии крепления этим способом: 1) смола продавливается в пласт при помощи углеводородной жидкости (газовый конденсат или дизельное топливо); 2) после продавки смолы в пласт в объеме, равном объему перового пространства пласта с радиусом в 1 м, закачивали теплый газ в пласт, что способствовало повышению прочности смолы, упростило проблему освоения скважины после обработки; 3) обработка призабойной зоны смолой проводилась без задавки скважины жидкостью; это сокращает время обработки, сводит до минимума проблему взаимодействия воды с породами цементирующего вещества пласта-коллектора (особенно глинами монтмориллонитового типа, набухающими при взаимодействии с пресной водой), повышает качество сцепления смолы с породами пласта. Таким методом были обработаны призабойные зоны многих скважин на различных ПХГ.

В случае, если в продуктивном разрезе скважин имеются газоносные пласты с различным составом газа или имеет место чередование газоносных, нефтеносных и водоносных пластов, разделенных глинистыми пропластками, при резкой неоднородности пласта по разрезу иметь открытый забой нельзя. В этих условиях скважина бурится до подошвы продуктивного комплекса, обсаживается обсадной колонной и цементируется до устья. Скважина и пласт сообщаются между собой при помощи перфорации того или иного вида. Если через перфорационные каналы в скважину выносится песок, то в нее можно спускать фильтры, собранные на поверхности.

---

16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны НКТ в скважину

Колонну НКТ спускают в скважину для: 1) предохранения эксплуатационной обсадной колонны от абразивного воздействия твердых взвесей и коррозионных агентов (Н₂S, СО₂, кислот жирного ряда - муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной и др.), содержащихся в потоке газа; 2) контроля за условиями отбора газа на забое скважины; 3) создания необходимой скорости движения потока газа для выноса на поверхность твердых взвесей и жидкости с забоя скважины; 4) равномерной выработки газонасыщенных пластов большой толщины по всему вскрытому интервалу; 5) проведения ремонтных работ и интенсификации притока газа из пласта в скважину.

16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны НКТ

Определим внутренний диаметр колонны НКТ D из условия выноса с забоя на поверхность твердых частиц заданного размера d и и плотности ρч.

Силу сопротивления среды (в Н) при падении в ней твердой частицы определим по закону Ньютона

, (16.3)

где ξ - безразмерный коэффициент сопротивления среды, ξ = ξ(Rе); Rе - критерий Рейнольдса; F - площадь поперечного сечения частицы (полагая частицу сферической, имеем F = πd²/4, где d - диаметр частицы); ρг - плотность газа, кг/м³; v - скорость движения осаждающейся частицы, м/с.

Вес твердой частицы в газовой среде (в Н) выразится так:

,

В случае, если сила сопротивления среды R равна весу частицы в газовой среде G, получим

, (16.4)

При малых Rе (Rе < 500) коэффициент сопротивления среды можно выразить из закона Стокса:

,

где μ - коэффициент динамической вязкости газа, Па-с. Подставив это выражение для ξ в (16.4), получим (в м/с)

, (16.5)

В случае, если Rе > 500, ξ не зависит от Rе; ξ = 0,44. Подставив это значение ξ в (16.4), получим

---