Особенности эксплуатации газовых скважин.

Введение

Газовые и газоконденсатные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, главной особенностью которых является наличие скоплений углеводородов в пористом пласте, ограниченных непроницаемой оболочкой и основанием. Размер скопления, состав, фазовое состояние и реологические свойства углеводородной смеси характеризуются большим разнообразием. Коллекторские свойства, глубина, толщина и начальные термобарические параметры углеводородсодержащих пород также очень разнообразны. Учитывая широкий спектр климатических условий на участках месторождений, очевидно, насколько разнообразны проблемы, решение которых необходимо при планировании разработки месторождений и отборе запасов природного газа.
Фазовое состояние скоплений углеводородов имеет большое значение при выборе методов разведки. Некоторые свойства газа и особенности разработки его месторождений позволяют использовать методы разведки, каковые существенно отличаются от методов разведки нефтяных месторождений. Основные положения методологии разведки газа:
- Газ извлекается из месторождения при его эксплуатации практически полностью без использования законтурного либо внутриконтурного заводнения. В результате нет необходимости в детальном исследовании пограничной зоны газового месторождения для определения местоположения нагнетательных скважин и их количества, в то время как для нефтяных месторождений такая разведка в большинстве случаев необходима.
- Почти невозможно отобрать нефть из отдаленных районов месторождения, в то время как газ подходит к добывающим скважинам из тех же районов с относительно небольшими потерями давления. Это позволяет прокладывать добывающие газовые скважины вдали от контура газовой залежи в наиболее благоприятных условиях, в основном в ее самых высоких частях. В связи с этим нет необходимости проводить детальную разведку на месте газового месторождения, особенно его контурной части, для определения условий прокладки добывающих газовых скважин. Для нефтяных месторождений такая разведка необходима.
Рабочий дебит газовых скважин при прочих равных условиях обязательно превышает рабочий дебит нефтяных скважин. Удаление газа путем добывающих скважин из более отдаленных участков, позволяет нам разрабатывать газовое месторождение с несравненно меньшим количеством добывающих скважин.

1 ПОНЯТИЕ ОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Существенная разница между физическими свойствами газа и физическими свойствами нефти, выражающаяся в основном в его низкой плотности, высокой упругости и существенно меньшей вязкости, определяет специфику разработки газовых и газоконденсатных месторождений, которая заключается в том, что газ добывается в основном фонтанным методом. В то же время, сложная и расширенная система газоснабжения от месторождения до потребителя полностью герметична и представляет собой единое целое.
Газовые месторождения подразделяются на месторождения чистого газа и газоконденсатные месторождения. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (природный газ), а также небольшое количество влаги и твердых частиц. Природный газ состоит в основном из легкого углеводородного метана (94–98%), который не конденсируется при изменении пластового давления. Месторождения чистого газа редки. Примеры газовых месторождений: полярное, уренгойское, медвежье (на сеноманских полях).
Газоконденсатные месторождения включают в себя не только легкий углеводород парафинового ряда, метан, но и более тяжелые углеводороды, каковые при изменении пластового давления становятся жидкими, образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом вода и твердые частицы механических примесей поступают со дна скважин. На ряде отечественных (Оренбургское, Астраханское газоконденсатные месторождения) и зарубежных (Лакское во Франции) газы содержат довольно большое количество сероводорода и углекислого газа (до 25% по объему). Такие газы называются кислотными. На некоторых месторождениях наряду с газом из скважин поставляется достаточно большое количество ценных инертных газов (в основном гелия).
Основным способом добычи газа и газового конденсата является фонтан, так как газ в пласте обладает достаточно большой энергией, что обеспечивает его движение по капиллярным каналам пласта до забоя газовых скважин. Как и в случае метода добычи нефти методом «фонтанирования», газ поступает в устье скважины через колонну труб.
Добыча газа осуществляется из одного слоя (однослойные отложения) и из двух либо более слоев (многослойные отложения).
Оптимальный диаметр фонтанных труб определяется по двум критериям: максимальное удаление твердых и жидких газовых примесей из нижней части скважины на поверхность и минимальные потери давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Удаление твердых частиц со дна скважины газовыми потоками обеспечивается, если скорость восходящего потока в скважине превышает критическую скорость, при которой твердые частицы все еще будут суспендироваться в газовом потоке.
Оборудование устья и забоя газовой скважины, а также строительство газовой скважины практически аналогичны нефтяным скважинам.
Эксплуатация газовых скважин связана с необходимостью обеспечения заданного дебита газа и газового конденсата. Это во многом зависит от состояния призабойной зоны скважины, степени обводненности, наличия агрессивных компонентов в газе и конденсате (сероводород, диоксид углерода) и других факторов.
При существенном содержании песка в пласте на забое скважины образуются герметичные песчаные пробки, что существенно снижает дебит скважин

. Например, если проницаемость пласта и песчаной пробки одинакова, то дебит скважины составляет всего 5% от дебита газа незасоренной скважины.
Основные задачи, каковые необходимо решить при эксплуатации газовых скважин с проявлениями песка на забое: с одной стороны, предотвращение образования песчаных пробок путем ограничения дебита скважин; с другой стороны, выбор такого дебита скважины, который бы обеспечивал удаление частиц песка, проникающих через забой на поверхность, к устью скважины. Наконец, если уменьшение дебита скважины для предотвращения образования песчаных пробок намного меньше, чем потенциальный дебит скважины, необходимо решить проблему защиты призабойной зоны скважины от песка и образования песчаных пробок при сохранении высокого дебита скважины.
В последнем случае устанавливаются различные фильтры для защиты забоя скважины от попадания песка: с круглыми отверстиями, прорезями и проволочные. Первые два типа фильтров представляют собой отрезки труб с круглыми отверстиями диаметром 1,5-2 мм либо с продолговатыми щелевыми отверстиями. Фильтры из проволочной сетки представляют собой труборез с большими круглыми отверстиями, намотанный проволокой с небольшим шагом намотки.
Фиксация слабых пород призабойной зоны пласта также используется для предотвращения их разрушения и забивания забоя скважины. Для этого используют водные суспензии различных смол (фенолформальдегид, мочевина и др.). В этом случае смола отделяется от воды и цементирует частицы песка, а вода заполняет капиллярные каналы и удаляется из них во время разработки скважины, также применяется промывка скважин.
При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения призабойной зоны скважин следует учитывать такие негативные эффекты, как снижение дебита скважин, сильное обводнение газа, риск образования большого количества кристаллогидратов и т. д. При этом в связи с этим необходим постоянный отвод воды из призабойной зоны скважины.
Применяют периодическое и постоянное удаление влаги из скважины. Периодические методы удаления влаги включают в себя: закрытие скважины (периодическое) для повторного поглощения жидкости пластом; продувка скважины в атмосферу либо через сифонную трубку; пенообразующая жидкость в скважине путем введения в скважину пенообразователя (пенообразователей). Непрерывные методы удаления влаги из скважины включают: эксплуатация скважин на скоростях отходящего газа для удаления воды с забоя; непрерывная продувка скважин через сифонные либо фонтанные трубы; использование плунжерного элеватора; перекачка жидкостных скважинных насосов; постоянное пенообразование жидкости в скважине.
Выбор метода удаления влаги зависит от многих факторов. Для небольших дебитов газа из скважины достаточно использовать один из периодических методов удаления влаги, а для больших дебитов - один из непрерывных методов. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) - сильные вспенивающие агенты - сульфанол, синтетические моющие средства применяются в качестве пенообразователей. Вспененная жидкость имеет гораздо меньшую плотность и легко переносится на поверхность потоком газа.
При добыче кислых газов главное - защитить обсадные и фонтанные трубы и оборудование от агрессивного воздействия сероводорода и углекислого газа. Для защиты труб и оборудования от коррозии были разработаны различные методы: ингибирование ингибиторами коррозии; использование легированных коррозионно-стойких сталей и сплавов для оборудования; нанесение антикоррозийных неметаллических и металлических покрытий, применение электрохимических методов защиты от коррозии: использование специальных технологических режимов работы оборудования,
Наибольшее применение в практике эксплуатации газовых скважин при добыче кислых газов для защиты от коррозии находят ингибиторы, то есть вещества, каковые при введении в агрессивную среду существенно снижают скорость коррозии либо полностью останавливают коррозию.
Схемы ввода ингибитора:
*Введение

ингибиторов в затрубное пространство;
* закачка ингибиторов непосредственно в пласт;
*Введение

ингибиторов в твердом состоянии.
Для изготовления подземного оборудования (пакеров, циркуляционных и предохранительных клапанов и т. д.) применяются легированные коррозионно-стойкие стали. В некоторых случаях алюминиевые сплавы-дюраль, хромированная нержавеющая сталь применяются для фонтановых и обсадных труб.
Благодаря защите протектора фонтана и обсадных труб последние контактируют с пластинами, изготовленными из более электроотрицательных металлов (магний, цинк). В этом случае коррозии подвергаются не стальные трубы, а более отрицательные анодные металлы. Если для защиты труб и оборудования используется катодная защита, то на трубы либо оборудование подается отрицательный потенциал от источника постоянного тока (катодная станция), а на соседний сегмент трубы (анод) подается положительный потенциал, что приводит к разрушение анода и сохранение катода без разрушения, т.е. металлических труб либо оборудования.

2 КОНСТРУКЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Скважина представляет собой цилиндрический ствол, имеющий значительную длину с небольшим поперечным сечением. Начало скважины называется устьем, его конец - забоем. Все полое пространство скважины от устья до забоя называется стволом.
Целью скважины является извлечение пластовой жидкости на поверхность Земли, то есть скважина представляет собой канал, соединяющий газовый резервуар с земной поверхностью.
Весь запас скважин, предназначенных для добычи газа, называется производственным фондом. Помимо добывающих скважин имеются также контрольные (наблюдательные) скважины.
Каждая скважина в ходе своей работы должна иметь устойчивую стенку и надежное отделение пластов друг от друга по всей скважине, проходящей через массив горных пород