Оборудование забоя газовых скважин

Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факто­ров:

• литологического и фациального составов пород

• ме­ханической прочности пород;

• неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;

• наличия газоносных, нефтеносных и водоносных пластов в продуктивном разрезе;

• местоположения скважины на структуре и площади газоносности;

• назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).

В 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.

В случаях, когда газонасыщенный пласт представлен слабосцементи­рованными породами, в продуктивном разрезе отсутствуют нефте-водонасыщенные пропластки, открытый забой скважин обору­дуется сетчатыми, керамическими, металлокерамическими, гра­вийными, стеклопластиковыми фильтрами различных типов или рыхлые породы призабойной зоны пласта укрепляются вяжущими веществами.

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:

• органические смолы;

• пласт­массы;

• специальные составы типа «перматрол».

В качестве органических смол применяются эпоксидная, фенолформальдегидная, карбамидная смолы.

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.

Наибольшее распространение в последнее время, особенно при оборудовании забоя скважин, расположенных в рыхлых песчаных пластах на ПХГ, получают намывные гравийные фильтры.

Лекция 17. Расчет подъемника газовой скважины

Одним из критериев при расчете диаметра подъемника газовой скважины является обеспечение выноса с забоя твердых или жидких частиц, содержащихся в продукции.

Вынос этих частиц зависит от скорости газового потока у башмака труб V_г.

Основное условие выноса следующее:

V_г = 1,2 V_кр,

V_кр – критическая скорость, при которой твердые или жидкие частицы находятся в потоке газа во взвешенном состоянии, м/С.

При выносе твердых частиц критическая скорость зависит от режима течения газа и диаметра выносимых частиц.

Режим течения определяется параметром Рейнольдса

Re=V_kрт d_т _г_г

Или параметром Архимеда

Ar=d³_т_гg(_г - _г)/²_г,

где d_т – диаметр твердых частиц, м; _г – плотность твердых частиц, кг/м³ (при расчетах принимается _г=2400 кг/.м³.

Выделяют три режима течения:

• Ламинарный - Re2 или Аr36;

• Переходный 2 Re500 или 36 Аr83000;

• Турбулентный Re500 или Аr83000.

Для каждого из режимов течения критическая скорость рассчитывается по формулам:

Ламинарный режим:

V_крт=d²_т(_т- _г)/(18_г);

Переходный режим:

Турбулентный режим:

;

где _{г –} плотность газа при давлении и температуре у башмака труб, кг/м³;

_г – динамическая вязкость газа при давлении и температуре у башмака труб, Пас.

Из уравнения притока газа по заданному дебиту рассчитывают забойное давление

(1)

или по заданному забойному давлению вычисляют дебит.

Внутренний диаметр (в м) подъемника

,

Или (2)

где Q_г – дебит газа, тыс.м³/сут.

Длина подъемника принимается равной глубине скважины, поэтому давление и температура у башмака подъемника равны соответственно забойным.

Полученное значение d_вн округляют до ближайшего меньшего стандартного значения.

Диаметр труб зависит от величины ожидаемого дебита, допустимой рабочей депрессии и скорости, обеспечивающей вынос частиц жидкости и песка на поверхность.

Скорость газа у башмака приведем к стандартным условиям газа Q.

(3)

F – площадь поперечного сечения НКТ, м³

Р_ст = 0,1 МПа; Т_ст = 293 К; Z_ст = 1

Подставив известные постоянные величины в формулу (3), получим:

(4)

Согласно промысловым данным для обеспечения выноса жидких и твердых частиц с забоя скорость газа у башмака должна быть 5-10 м/с

Тогда из формулы (4) получим:

(5)

Получив расчетную величину, принимаем ближайший меньший по стандарту диаметр и проверяем его на условие

(6)

– максимально допустимая депрессия зависит от свойств (крепости) пород пласта

В формуле (6) Р_у выражаем, используя формулу Адамова Г.А.

;

Если в результате расчета окажется больше , то принимают следующий меньший по стандарту диаметр, при этом дебит скважины Q – уменьшается.

ЛЕКЦИЯ 18. СПОСОБЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН.

В газовых скважинах может происходить конденсации парообраз­ной воды из газа и поступление воды на забой скважин из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется угле­водородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин.

В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится на поверхность.

По мере снижения скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на забой скважины за счет обводнения проницаемых пропластков и увеличения объем­ной конденсатонасыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вынос жидкости из скважины и происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, к прекраще­нию притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже к полной остановке скважины.

Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции скважины, качества цементирования заколонного пространства, периода разработки залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину.

Предотвращение поступления жидкости в скважину осуществляют под­держанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в призабойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в скважину. Поступление воды в скважину можно предотвратить изоляцией посторон­них и пластовых вод.

Посторонние и пластовые воды изолируются закачкой цемент­ного раствора под давлением. Во время этих операций газонасы­щенные пласты изолируют от обводненных пакерами.

Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периоди­чески.

Непрерывное удаление жидкости из скважины осущест­вляется

• эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в поверхностные сепараторы,

• отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или фонтанные трубы,

• с по­мощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.

Подключение скважины к газосборной сети низкого давления позволяет эксплуатировать обводненные скважины, отделять воду от газа, использовать газ низкого давления в течение длительного времени.

Непрерывное удаление жидкости с забоя происходит при оп­ределенных скоростях газа, обеспечивающих образование капель­ного двухфазного потока. Известно, что эти условия обеспечиваются при скоростях газа более 5 м/с в колоннах труб диаметром 63— 76 мм при глубинах скважин до 2500 м. Непрерывное удаление жидкости применяется в тех случаях, когда пластовая вода непрерывно поступает на забой скважины. Диаметр колонны НКТ подбирается таким, чтобы получить ско­рости потока, обеспечивающие вынос жидкости с забоя. При пе­реходе на меньший диаметр труб увеличиваются гидравлические сопротивления. Поэтому переход на меньший диаметр эффективен в том случае, если потери давления на трение меньше противодав­ления на пласт столба жидкости, которая не удаляется с забоя.

Для удаления жидкости с забоя успешно применяются газлифтные системы с забойным клапаном. Газ отбирается по затрубному пространству, а жидкость удаляется через НКТ, на которых установлены пусковые газлифтные и забойные клапаны. Жидкость внутри НКТ накапливается до тех пор, пока не сработают пусковые газлифтные клапаны. При их открытии газ из затрубного пространства поступает в НКТ и выносит жидкость на поверхность. После снижения уровня жидкости в НКТ пусковые клапаны закрываются и внутри труб снова накапливается жидкость за счет перепуска ее из затрубья.

В газовых и газоконденсатных скважинах применяют плун­жерный лифт типа «летающий клапан». В нижней части колонны НКТ устанавливают трубный ограничитель, а на фонтанной арма­туре — верхний амортизатор. Плунжер помещают в фонтанные трубы, которые служат ему направляющим каналом — «цилинд­ром», а сам он выполняет роль «поршня».

При низких пластовых давлениях в скважинах глубиной до 2500 м применяют скважинные насосные установки. В этом случае удаление жидкости не зависит от скорости газа и может осущест­вляться до самого конца разработки залежи при снижении устье­вого давления до 0,2—0,4 МПа. Скважинные насосы устанавливают на НКТ, а газ отбирают через затрубное пространство. Чтобы исключить поступление газа на прием насоса, его размещают ниже зоны перфорации под бу­ферным уровнем жидкости или над забойным клапаном, который пропускает в НКТ только жидкость.

Периодическое удаление жидкости можно осуществить

• оста­новкой скважины для поглощения жидкости пластом,

• продувкой скважины в атмосферу через сифонные или фонтанные трубы

• закачкой ПАВ (поверхностно-активных веществ — пенообразователей) на забой скважины.