ЛЕКЦИЯ 11. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

27. Способы эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин

Газ, поступающий к забою эксплуатационной скважины, под действием градиентов давления в пласте поднимается на устье скважины за счет своей потенциальной энергии. Поэтому в течение всего срока разработки газового месторождения имеет место фонтанная эксплуатация газовых скважин. В некоторых особых случаях на газовых скважинах применяют механизированные методы удаления с забоя воды. При значительном поступлении воды для ее подъема на поверхность применяют ПЛУНЖЕРНЫЕ ЛИФТЫ, а иногда и глубинные насосы.

Эксплуатация газовых скважин осуществляется двумя способами:

а) эксплуатацией по фонтанным трубам одного горизонта;

б) совместно-раздельной эксплуатацией (по НКТ и затрубью) нескольких горизонтов.

Выбор способа эксплуатации газовой и газоконденсатной скважины зависит от: величины пластового давления; продуктивности пластов; содержания в газе влаги, конденсата, агрессивных компонентов; характера коллекторов продуктивного пласта (крепкие, рыхлые, неустойчивые); термодинамических условий эксплуатации ствола скважины (наличие или отсутствие многолетнемерзлых пород); давления на устье скважины; от ряда других факторов.

Эксплуатация по фонтанным трубам производится с установкой пакера на однопластовых месторождениях. Может применяться и на многопластовых, когда несколько горизонтов можно объединить в один объект эксплуатации. В этом случае горизонты должны иметь близкие по величине термодинамические характеристики, сходную продуктивность, близкий углеводородный состав пластовых газов.

При наличии агрессивных компонентов (сероводород, углекислый газ, органические кислоты) установка пакера является обязательной с целью сохранения эксплуатационной колонны. Пакер устанавливается и в том случае, если имеется ММП. Затрубное пространство при этом заполняется специальной незамерзающей жидкостью (СаС1₂, ДЭГ, метанол, дизтопливо). На Медвежьем месторождении в жидкость добавляют мел для повышения герметичности колонны НКТ. Пакер устанавливают над кровлей продуктивного пласта.

Совместно-раздельная эксплуатация применяется при необходимости разрабатывать раздельно несколько продуктивных горизонтов, но одной сеткой скважин. При этом объекты резко отличаются друг от друга своими параметрами и составом пластового газа.

В этом случае пластовой газ верхнего объекта направляется по затрубью, а с нижнего объекта газ направляется в НКТ. Установка пакера является обязательной ниже подошвы верхнего продуктивного горизонта.

Таким образом, при осуществлении любого способа эксплуатации скважин должны обязательно применяться фонтанные трубы, которые служат для:

■ обеспечения выноса с забоя на поверхность жидкости и твердых частиц;

■ предотвращения преждевременного износа обсадной колонны вследствие коррозии и эррозии;

■ осуществления ОРЭ.

При эксплуатации газовые скважины периодически продуваются для выноса жидкости и механических частиц, т.е. для очистки и осушки ствола и забоя скважины.

28. Эксплуатация газовых скважин в условиях разрушения

призабойнои зоны и образования песчаных пробок

При вскрытии рыхлых, неустойчивых, разрушающихся коллекторов вынос частиц породы на забой скважин обусловлен превышением градиента давления в призабойнои зоне над допустимым:

Если песчаная пробка на забое накапливается, то она снижает дебит скважины, может привести к прихвату фонтанных труб и к выходу из строя забойного оборудования.

Соотношение между дебитом скважин до и после образования песчаной пробки представлено на рис. 17 (по Маскету), из которого следует, что песчаная пробка существенно уменьшает дебит скважины.

Рис. 17. Зависимость относительного дебита скважины от относительной

проницаемости пробки в скважине

Установлено, что если пробка полностью перекрыла интервал перфорации, а проницаемость пробки равна проницаемости пласта , то дебит такой скважины будет составлять лишь 5% от дебита незасоренной скважины.

Если даже проницаемость пробки будет в 10 раз выше проницаемости пласта (ближе к реальным условиям), то и тогда дебит скважины с пробкой будет составлять лишь 10% дебита скважины до ее образования.

Влияние пробки можно проследить и по индикаторным линиям (рис.18).

Рис. 18. Индикаторные линии газовой скважины; 1- до образования

песчаной пробки, 2 - после перекрытия интервала перфорацией

песчаной пробкой.

Борьба с образованием песчаных пробок в газовых скважинах может производиться путем ограничения отбора газа, принудительным выносом песка, поступающего на забой, через ствол скважины на поверхность, а также применением забойных фильтров различной конструкции, креплением призабойнои зоны различными цементирующими составами.

Предотвращение образования песчаных пробок путем ограничения дебита сводится к установлению технологического режима постоянной предельно-допустимой депрессии на пласт.

Величину предельно-допустимой депрессии на пласт, при которой начинается разрушение коллектора, определяют по данным исследования скважин на стационарных (установившихся) режимах фильтрации. Границу выноса песка определяют с помощью породоуловителя.

Необходимо так эксплуатировать скважину, чтобы песок не осаждался на забое, а выносился на поверхность. Этого можно достичь спуском башмака НКТ до нижних перфорационных отверстий и достаточной скоростью газа у башмака НКТ. В тех случаях, когда предельно-допустимая депрессия на пласт не обеспечивает проектного дебита скважины, на ее забое устанавливают фильтры. Фильтры также снижают дебит скважины, но значительно в меньшей степени, нежели песчаная пробка при перекрытии ею интервала перфорации. Существующими перфоратами не удается создать отверстия малого диаметра, поэтому фильтры изготавливают на поверхности и спускают затем на забой.

Наибольшее распространение получили фильтры с круглыми отверстиями диаметром от 1, 5 до 20 мм, изготовленные из обсадных труб.

Применяют следующие фильтры: щелевые, кольцевые, проволочные, гравийные.

Гравийные фильтры не только предотвращают поступление песка в скважину, но и создают вокруг забоя зону высокой проницаемости и укрепляют стенки забоя. Для укрепления призабойной зоны в пласт закачивают:

■ фенолформальдегидные смолы;

■ карбомидные смолы;

■ цементные растворы;

■ цементнопесчаные растворы.

После обработки призабойной зоны в пласт закачивается конденсат для восстановления проницаемости в количестве до 3-х объемов закаченной смолы.

На газовых месторождениях Западной Сибири для удаления песчаных пробок применяют периодическую промывку забоя с предварительной задавши скважины, т.е. проводят подземный ремонт скважин.

⇐ Предыдущая 5 6 7 8 91011 12 13 14 Следующая ⇒