Файл: Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие.pdf

Рис. 7. Схема гидроперфоратора АП-3,5"-У:

/ — корпус насадки; 2 — насадка; 3 — корпус перфоратора; 4 — шариковый клапан; 5 — хвостовик

В фонтанные трубы с помощью цементиро­ вочных агрегатов закачивают воду с опреде­ ленным количеством песка под высоким давле­ нием. Выходя из перфоратора с большой ско­ ростью истечения, вода с песком разрушает колонну, цементный камень и породу,создавая каналы диаметром 10 мм и длиной до 0,5 м.

Насадки в гидроперфораторах установле­ ны под углом 65—75° к вертикальной пло­

скости.

На Тахта-Кугультинском газовом место­ рождении Ставропольского края перфорация проводится при давлении на головке фонтан­ ных труб 230—250 кгс/см2 с помощью четырех одновременно работающих насадок диаметром

4,5 мм.

В качестве промывочной жидкости и песконосителя используется 10%-ный раствор пова­ ренной соли НС1 и 0,3%-ный раствор сульфонола при концентрации песка 50 г/л. Продол­ жительность перфорации изменяется от 7 до 15 мин. Считается достаточной линейная плот­ ность перфорации, равная 4—6 каналам на

1м перфорируемого интервала.

§14. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых

пластов в одной скважине

Многие газовые и газоконденсатные месторождения являются многопластовыми. Разработка и эксплуатация таких месторожде­ ний возможна двумя методами: 1) раздельно каждого газового пласта самостоятельными сетками скважин; 2) одновременно, но раздельно двух или трех пластов одной скважиной.

Метод одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух и более пластов одной скважиной является элементом научнотехнического прогресса в добыче газа; он имет следующие технико­ экономические преимущества: уменьшается общее число эксплуа­ тационных скважин для разработки двух пластов; сокращается общая протяженность промысловых газосборных трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсатных залежей; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и поверхностное оборудование; сокращается численность обслужи­ вающего персонала.

55

Выбор объектов для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине зависит от ряда факторов: 1) со­ става пластовых газов; 2) разности давлений и температур газа в пластах; 3) расстояния по вертикали между пластами; 4) ре­ жима эксплуатации пластов.

Объединение возможно, если составы пластовых газов одно­ типны, разность давлений и температур невелика, расстояние меж­ ду пластами не меньше 10 м, одинаковы режимы эксплуатации залежей.

Метод одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине затрудняет исследование пластов в этих сква­ жинах, воздействие на призабойную зону с целью увеличения про­ изводительности пластов, ремонтные работы в скважине, требует увеличения числа наблюдательных скважин и скважин для регу­ лирования систем разработки пластов.

Для разобщения пластов в скважине при пх одновременной эксплуатации применяют пакеры, назначение которых создать сальниковое уплотнение в межтрубном кольцевом пространстве между обсадной колонной и колонной фонтанных труб. Пакер устанавливают ниже верхнего газоносного пласта и закрепляют внизу колонны фонтанных труб. Газ из верхнего пласта отбирают по межтрубному пространству, из нижнего — по колонне фонтан­ ных труб.

Для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине на глубинах 2000—3000 м и более в СевКавНИПИНефти разработана установка ГУЭ2ГП [22], которая обес­ печивает надежное разобщение газовых пластов при больших пере­ падах давлений и температур, независимое регулирование работы каждого пласта. Установка допускает как эксплуатацию верхнего пласта по затрубному пространству, нижнего — по фонтанным трубам, так и при необходимости эксплуатацию обоих пластов по фонтанным трубам.

Глубинная установка для эксплуатации двух газовых пластов (ГУЭ2ГП) в одной скважине показана на рис. 8. Она состоит из гидравлического переключающего устройства (ГГ1УВ) Г и шлипсового пакера Г1. Переключающее устройство предназначено для разобщения трубного и затрубного надпакерного пространств,. Управляется устройство гидравлически при помощи шаров, спус­ каемых в скважину на проволоке через фонтанные трубы.

Устройство состоит из корпуса 1, в верхний конец которого ввернут сальник 2, а в нижний — переводник 8. Внутри размещен цилиндр 5, который прижат к упорному диску, опирающемуся на торец сальника.

В корпусе сальника размещен подвижный поршень 6, который на нижнем конце имеет головку, образованную уплотняющими и упорными кольцами, сжатыми гайками. Ход поршня в цилиндре равен 45 мм. Надпоршневое пространство на наружной поверх-

56

просверлено по шесть отверстий 4 диаметром cZ=10 мм. Отверстия по горизонтали совпадают с отверстиями в распорном кольце при

Метод ОРЭ двух пластов в одной скважине начал применяться

вСССР с 1949 г. на Елшано-Курдюмском газовом месторождении

[7]и получил распространение на месторождениях Саратовской и Волгоградской областей, Украины, Туркмении, Харьковской и Полтавской областей.

57

В 1970 г. в СССР ОРЭ проведена в 377 скважинах. Среднего­ довой экономический эффект на одну скважино-операцию в 1968 г. составлял 31,2 тыс. руб. [4].

§15. Размещение скважин на структуре и площади газоносности

Площади газоносности залежей в плане могут иметь различ­ ную форму: удлиненного овала с отношением продольной и попе­ речной осей больше 10; овала; круга; прямоугольника или фигу­ ры произвольной формы.

Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, за­ стройками разного назначения. Газоносный коллектор характе­ ризуется в общем случае изменчивостью геолого-физических параметров и литологии. Эти причины в сочетании с требования­ ми экономики приводят к различным способам размещения эксплу­ атационных, нагнетательных и наблюдательных скважин на струк­ туре и площади газонасыщенности. Практика показывает, что размещать скважины можно следующим образом.

1. Равномерно на площади газоносности. В этом случае сква­ жины бурят в вершинах правильных треугольников или углах квадратов. Во время эксплуатации залежи одинаковы удельные площади дренирования (в случае однородных коллекторов) при одинаковых дебитах скважин или соблюдается постоянство отно­ шения дебита отбираемого газа к удельному объему дренирования в неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах. При равномерном размещении скважин темп снижения среднего приведенного давления p/z в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи.

2. Неравномерно на площади газоносности. К неравномерному размещению относятся: линейные цепочки (батареи) скважин; кольцевые батареи; комбинированные цепочки; произвольноеразмещение скважин в местах с наилучшими геолого-физическими параметрами или в наиболее пригодных твердых площадках в болотистой местности. При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения среднего приведенногодавления в удельных объемах дренирования скважин и всей за­ лежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.

Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения,, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинакевых условиях отбора газа. Преимуществом неравномерного размещения скважин на площади газоносности по* сравнению с равномерным является уменьшение общей протяжен­ ности дорог, газо- и конденсатопроводов, линий электропередач, связи, водоводов.

Наблюдательные скважины (примерно 10% от числа эксплуа-

58

тационных) бурят, как правило, в местах наименьшей геологиче­ ской изученности, вблизи мест тектонических нарушений, в водо­ носной зоне, недалеко от начального газо-водяного контакта, в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно, но раздельно два пласта. Наблюдательные скважины позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта, изменении давления, температуры и состава газа в точках размещения скважин, перемещении газо водяного контакта, газоводо- и конденсатонасыщенности пласта, направлении и скорости перемещения газа в пласте.

Размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от вида рабочего аген­ та, закачиваемого в пласт для поддержания давления, формы и

погружениях складки. При закачке в пласт воды нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, эксплуатацион­ ные— в повышенной, купольной. При таком размещении скважин на структуре достигается увеличение коэффициента охвата вытес­ нением пластового газа рабочим агентом.

Нагнетательные и эксплуатационные скважины размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или линейных цепо­ чек скважин.

§16. Схема сбора и внутрипромыслового транспорта газа

иконденсата

При разработке газовых или газоконденсатных месторожде­ ний с небольшим содержанием углеводородного конденсата приме­ няются четыре схемы внутрипромыслового сбора газа: линейная; лучевая; кольцевая и групповая (рис. 9).

Название системы сбора обусловливается конфигурацией кол­ лектора. При этих системах сбора и внутрипромыслового тран­ спорта газа каждая скважина имеет отдельную технологическую нитку и комплекс оборудования для очистки газа от механических примесей, жидкостей и предотвращения образования кристалло­ гидратов углеводородных газов (сепараторы, конденсатосборники, установки для ввода метилового спирта (метанола) в поток газа и т. д.).

Газ от скважин, пройдя прискважинные сооружения по очистке от твердых взвесей и жидкостей, по шлейфам направляется в общий газосборный коллектор, промысловый газосборный пункт (ПГСП) и магистральный газопровод. Углеводородный конденсат из прискважинных сооружений по самостоятельным трубопрово­ дам, проложенным параллельно газопроводам, направлялся на ПГСП.

59