Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

труборезкой вырезают верхнюю часть эксплуатационной колонны на 5–6 м выше места дефекта и извлекают ее из скважины или производят отворот по нижней неприхваченной трубе. Производят спуск новой колонны. При этом соединительное звено оборудуют специальным направлением, диаметр которого на 10–12 мм меньше диаметра технической колонны. Направление имеет козырек для того, чтобы завести и направить колонну при свинчивании.

В нижней трубе для направления и центрирования спускаемой части колонны с оставшейся в скважине частью устанавливают конусную пробку, которую после соединения труб извлекают или разбуривают. После свинчивания колонну проверяют под растягивающей нагрузкой, равной 60–70 % ее веса. Определяют герметичность места нового соединения колонны

ипри необходимости создают цементное кольцо в межколонном пространстве.

Извлечение прихваченных труб. Обычно трубы оказы-

ваются прихваченными пробкой в нижней части, за исключением случаев, когда этот вид аварии произошел вследствие слома верхней части эксплуатационной колонны.

Существует несколько способов освобождения НКТ. Один из них – расхаживание, т.е. попеременная натяжка

ипосадка колонны труб. Во избежание обрыва НКТ нагрузка при натяжке колонны должна быть на 60–70 % меньше разрывных усилий для данного диаметра и марки труб. Расхаживать ее следует равномерно при натяжке не более 0,3–0,5 м за один прием, при этом периодически оставляют трубы в натянутом положении (на вытяжке). Продолжительность натяжек зависит от схемы лифта и диаметра спущенных НКТ, глубины скважины, характера и места прихвата. Если после первых 2–3 натяжек при одной и той же нагрузке удается поднять трубы за каждый прием на 0,3–0,5 м, то это указывает на то, что есть возможность полностью освободить прихваченные НКТ

171

elib.pstu.ru

путем расхаживания. В противном случае расхаживание следует прекратить.

Иногда путем длительного расхаживания удается поднять трубы только на 5–10 м. Это объясняется тем, что при расхаживании и подъеме труб пробка в затрубе уплотнилась до такой степени, что дальнейшее расхаживание уже нерационально. В таких случаях для освобождения от прихвата НКТ внутри них размывают пробку с помощью труб меньшего диаметра с таким расчетом, чтобы, не вскрывая башмака, полностью вымыть песок из них до чистой воды, а затем продолжить промывку ниже башмака. Длительной промывкой ниже башмака удается размыть песчаную пробку за трубами и полностью освободить их от прихвата.

172

elib.pstu.ru

6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

6.1. Особенности конструкций газовых скважин

Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10 000 м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность бурятся газовые и газоконденсатные скважины. Газовые скважины используются: 1) для движения газа из пласта в поверхностные установки промысла; 2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов; 3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов; 4) предотвращения подземных потерь газа.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах доходит до 100 МПа, температура газа достигает 523 К, горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.

Конструкция добывающих газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений.

Физические свойства газа – плотность и вязкость, их изменение в зависимости от явления и температуры существенно отличаются от плотности и вязкости нефти и воды. Во многих случаях плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент динамической вязкости газа в 50– 100 раз меньше, чем у воды и нефти.

173

elib.pstu.ru

Различие плотностей газа и жидкостей вызывает необходимость спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину, чем в нефтяных, для предотвращения взрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды, выхода газа на дневную поверхность.

Глубину спуска кондуктора в газовых скважинах h можно определить приближенно по формуле

h = ρw L ,

ρср

где ρw – плотность пластовой воды; L – глубина скважины; ρср – средняя объемная плотность горных пород разреза вдоль h.

Малая вязкость газа вызывает необходимость принимать особые меры по созданию герметичности как обсадных колонн, так и межтрубного пространства газовых скважин. Герметичность колонн обсадных труб достигается различными способами: применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений. Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.

elib.pstu.ru

или

где Р0 и Т0 – атмосферное давление и стандартная температура; z0 и z – коэффициенты сверхсжимаемости газа при Р0, Т0 и при Рз, Т; г – динамическая вязкость газа при Рз и Т; Q – дебит скважины при условии Р0 и Т0.

Дебиты газовых скважин в тысячи раз больше, чем нефтяных, поэтому скорость фильтрации газа в пласте, особенно в ОЗП, велика. При этом возникают силы инерции, под влиянием которых фильтрация газа идет по нелинейному закону. С учетом нелинейности формулу для притока газа в скважину записывают в виде

Второй член в правой части формулы (6.1) учитывает нелинейность фильтрации, т.е. долю общей депрессии, которая расходуется на преодоление сил инерции. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В определяют при обработке данных исследований скважин при установившихся режимах.

6.3.Определение забойного давления

вгазовой скважине

Для определения забойного давления в газовой скважине применяется следующая формула:

Рз = Рзат2 е2s + ΘQг2 ,

где Рзат – затрубное давление; Qг – дебит газовой скважины; s = 0,03415ρотн L / (Tср zcp );

175

elib.pstu.ru

где L – длина НКТ; ρотн – относительная плотность газа по воздуху; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; D – диаметр трубы; Тср – средняя температура газа в стволе скважины; zср – коэффициент сверхсжимаемости газа, определяе-

мый при Тср и Pср.

Забойное давление определяют методом последовательных приближений, так как в формулу входит коэффициент zcp, для определения которого необходимо знать Рз. Чтобы оценить zcp, значение среднего давления в скважине Рср можно вычислить по формуле

В первом приближении Рср = Рзат. Вычисленное значение Рз подставляется в формулу определения забойного давления.

Приближения выполняются до тех пор, пока относительная погрешность вычисления z соседних итераций не окажется меньше заданной величины.

Коэффициент гидравлического сопротивления λ зависит от режима движения газа по трубе и поверхности стенок труб. При встречающихся на практике скоростях в газовых скважинах λ зависит от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости δ.

Число Рейнольдса – параметр, определяющий отношение инерционных сил к вязкостным Re = К QD ρµ, δ =102lDk , где К –

температурный коэффициент, равный 1910 при 273 К и уменьшающийся с ростом температуры (равен 1777 при Т = 293 К), кг·с2/м4; Q – дебит газа, тыс. м3/сут; lk – абсолютная шерохова-

176

elib.pstu.ru

тость, мм; D – внутренний диаметр труб, см; ρ – относительная плотность по воздуху.

Если режим ламинарный (Re < 2300), то λ не зависит от шероховатости и его определяют по формуле λ = 64/Re.

При турбулентном режиме течения λ зависит от Re и d и его определяют по формуле

При больших скоростях (дебит больше значения минимального дебита Qmin наступает турбулентная автомодельность и тогда λ не зависит от Re

В целом коэффициент сопротивления фонтанных труб, кроме шероховатости, зависит от местных сопротивлений и неровностей в местах их соединения, от наличия в потоке твердых и жидких примесей и других факторов. Сопротивление труб меняется в процессе эксплуатации скважины по мере изменения шероховатости поверхности труб. В области автомодельности для труб диаметром 63 мм значения колеблется в пределах 0,01–0,02 и при расчетах принимают равным 0,014.

Эквивалентный диаметр при течении в межтрубном про-

Эквивалентный диаметр в случае одновременного течения

В последних формулах: dвн, dн – внутренний и наружный диаметры фонтанных труб; D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

177

elib.pstu.ru

При неизотермическом течение газа по стволу скважины [6, 7] зависимость для забойного давления имеет вид

бойная и устьевая температура, К; L – глубина скважины, м.

6.4. Проектирование технологических режимов эксплуатации газовых скважин

Под технологическим режимом эксплуатации понимается режим, при котором поддерживается определенное соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом. Исходными данными для установления технологического режима являются результаты геологических, геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных исследований и лабораторного изучения образцов коллекторов и насыщающих их жидкостей и газов. Однако существует ряд факторов, ограничивающих снижение Рз, а следовательно, и дебит газовой скважины. К таким факторам относятся возможность обводнения скважины (прорыв воды в скважину), возможность разрушения коллектора на стенках скважины в интервале продуктивного пласта и образования в скважине песчаных пробок и др. С учетом того, какой из факторов, ограничивающих отбор газа из залежи через ту или иную скважину, превалирует, выделяют следующие режимы работы газовых скважин.

1. Режим постоянного градиента давления на стенке скважины:

178

elib.pstu.ru

где dP – изменение давления на элементарном участке dr; r – расстояние от оси скважины.

Данный режим устанавливается, если имеется возможность разрушения коллектора в окрестностях скважины. При разрушении коллектора в скважину вместе с газом поступает большое количество мелких частиц разрушенной породы (обычно песка). При наличии капельной влаги и песка в скважине могут образовываться песчаные пробки, полностью перекрывающие поперечное сечение эксплуатационной колонны. Разрушение коллектора ведет к образованию вокруг скважины в интервале продуктивного пласта каверны, что может привести к смятию эксплуатационной колонны на забое.

Градиент давления при эксплуатации скважины поддерживается таким образом, чтобы разрушения сцементированной горной породы вокруг скважины не происходило. В реальной скважине условие (6.2) трудновыполнимо, поэтому можно рассматривать градиент давления в виде конечных разностей (∆Р/∆r)= const, приняв ∆r = 1 см. Но и в этом случае контролировать данный параметр при работе скважины не представляется возможным.

2. Режим ∆Рпл = const. Устанавливается вместо режима ∆Р/∆r = const в случае разрушения коллектора, а также при возможности поступления воды – подошвенной или контурной – в скважину.

Поступление воды в газовую скважину приводит к различным осложнениям в ее работе. Накапливающаяся на забое вода может проникать в газонасыщенную часть пласта, снижая фазовую проницаемость горной породы по газу, что ведет к уменьшению притока газа в скважину. На подъем воды в скважине тратится дополнительная энергия. Наличие воды в газовом потоке увеличивает вероятность образования в скважинах

179

elib.pstu.ru

песчаных или газогидратных пробок. Столб воды в скважине увеличивает давление на ее забое, снижая приток газа в скважину.

Депрессия на пласт (∆Рпл) выбирается такой, чтобы не происходило подтягивания воды в скважину.

3. Режим Рз = const. Устанавливается в тех случаях, когда возможно: выпадение конденсата из газа в ПЗП; выпадение конденсата из газа в скважине; образование газовых кристаллогидратов. Известно, что конденсат (растворенные в легком газе более тяжелые углеводородные компоненты, перешедшие в жидкое состояние) образуется при снижении температуры и давления. Для температуры газа на забое скважины существует определенное давление образования конденсата. Если забойное давление будет ниже этого давления, образование конденсата может произойти уже в околоскважинной зоне пласта. В результате уменьшится фазовая проницаемость ПЗП по отношению к газу, а часть конденсата останется неизвлеченной, так как коэффициент извлечения из пласта углеводородов в жидком состоянии всегда меньше, чем в газообразном. Часть конденсата будет поступать в скважину, ухудшая условия фонтанирования газа.

Следовательно, забойное давление необходимо поддерживать на уровне, при котором образования конденсата в ПЗП не происходит.

При возможности образования конденсата в скважине (давление на устье меньше давления начала конденсации) данный процесс будет иметь место тем ближе к устью скважины, чем больше давление на ее забое.

4.Режим постоянного давления на устье скважины (Ру =

=const). Такой режим назначается с учетом условий транспортирования газа до потребителя (или до первой на магистральном газопроводе компрессорной станции), а также с учетом образования конденсата в скважине. Если необходимо обеспечить работу скважины при условиях, когда конденсат в ней

180

elib.pstu.ru