Конструкція та обладнання газових свердловин

 

Конструкція газових свердловин практично не відрізняється від конструкції нафтових свердловин, але має свої специфічні особливості, які пов'^язані з фізико-хімічними власти­востями газу і умовами експлуатації свердловин. Природний газ характеризується більш високою рухомістю і проникаючою здатністю порівняно з нафтою і водою, що може призве­сти до його витоку через різьбові з"єднання обсадних колон, заколонних перетоків і міграції у верхні пласти, а також грифоноутворення. В газових свердловинах більш високі тиски по стовбуру від вибою до гирла, ніж в нафтових свердловинах при рівних пластових тисках. При бурінні газових свердловин більша небезпека викидів і відкритих фонтанів, що пов"яза-но зі значною розчинністю газу в буровому розчині. В процесі експлуатації газових свердло­вин виникають більші напруження в колонах під дією тиску і температури, а високі дебіти і швидкості руху газу викликають значні втрати тиску по стовбуру і прискорюють процеси корозії та ерозії підземного обладнання. Тому до газових свердловин, порівняно з нафтови­ми свердловинами, ставляться підвищені вимоги щодо герметичності, стійкості та умов буріння.

Для газових свердловин число проміжних колон і положення їх башмаків повинні забез­печити буріння без поглинання бурового розчину і пов"язаних з ним викидів і відкритих фонтанів. Для попередження виникнення грифонів необхідно до розкриття газових гори-

 

зонтів перекрити проміжними колонами всю пачку порід, які здатні поглинати буровий роз­чин, і через які можливий вихід газу на поверхню. Башмак колони слід встановлювати в щільних непроникних породах. Для підвищення стійкості газових свердловин глибину спу­ску і товщину стінок проміжних колон вибирають більшими, ніж в нафтових.

У загальному випадку специфіка буріння газових свердловин вимагає застосування більш важкої конструкції порівняно з нафтовими.

Всі обсадні труби перед спуском в свердловину обпресовують при підвищених на 20% тисках порівняно зі звичайними випробуваннями водою на герметичність.

Герметичність обсадних колон досягається застосуванням різьбових з"єднань на кінцях труб і муфтах зі спеціальною трапецієподібною формою поперечного перетину з тефлоно­вими ущільнюючими кільцями, використанням фторопластової ущільнюючої стрічки і спеціальних герметизуючих сполук.

Герметичність заколонного простору свердловин забезпечується застосуванням це­ментів відповідних марок, які дають газонепроникний тріщиностійкий цементний камінь. Газові свердловини цементують високоякісними тампонажними сумішами або цементами з наповнювачами. Для температур, менших 100 °С, ці суміші готують на основі портландце-ментів, при більш високих температурах - на основі шлакових цементів. Для забезпечення герметичності свердловини і попередження заколонних перетоків газу доцільно піднімати цемент за обсадними колонами на можливо більшу висоту, не доходячи 10-15 м до гирла свердловини, щоб полегшити обв"язку колонною головкою обсадних труб.

У загальному випадку висоту підняття тампонажного розчину за обсадними колонами вибирають, виходячи з конкретних геолого-промислових умов. За кондуктором затрубний простір повністю заповнюють тампонажним розчином. За проміжними і експлуатаційною колонами висота підняття тампонажного розчину повинна забезпечувати ізоляцію всіх напірних водоносних і газонафтових горизонтів. У випадку аномально високого пластового тиску (АВПТ), наявності в, газі агресивних компонентів і підземних сховищ газу всі обсадні колони цементують до гирла. В свердловинах з АВПТ необхідно додатково передбачити ус­тановку заколонних пакерів типу ПГБ, ПДМ, ППГ тощо. Заколонним пакером також слід обладнати башмак експлуатаційної колони на підземних сховищах газу.

Для зниження металомісткості свердловин застосовують проміжні колони-хвостовики з перекриттям попередньої обсадної колони на деяку величину, проміжні колони обмеженої довжини, які перекривають тільки інтервали ускладнень і не мають зв"язку з попередньою і наступною обсадними колонами, використовують безмуфтові зварні обсадні колони і ком­понують обсадні колони з окремих секцій різного діаметру, який зменшується з глибиною свердловини.

В умовах багаторічномерзлих порід можливі деформація обсадних колон і просідання гирла свердловини, що пов"язано з відтаванням льодонасичених порід у пристовбурній зоні в результаті теплового впливу на них при експлуатації свердловини. Для попередження цих ускладнень запропоновано ряд технічних і технологічних рішень: використання бурових розчинів з мінусовими температурами при бурінні мерзлих порід і спеціальних тампонаж­них матеріалів, які не змінюють свій питомий об"єм при заморожуванні, наприклад, рідин з додаванням уротропіну; застосування теплоізоляційного тампонажного розчину для цемен­тування обсадних колон; повне перекриття інтервалу багаторічномерзлих порід кондукто­ром з установкою башмака на 100-120м нижче рівня мерзлих порід і підняття цементу за кондуктором до гирла; включення декількох телескопічних елементів з вільним ходом у компоновку колони для компенсації осьових навантажень; застосування методів пасивної і активної теплоізоляції; обладнання незацементованої частини експлуатаційної колони спеціальними гідропідвісками для знімання напруг, які виникають під впливом перепаду температур та ін. Методи "пасивного" захисту базуються на покритті як зовнішньої, так і внутрішньої стінок обсадних колон термоізоляційним матеріалом (поліуретаном, пінопластом, базальтовим волокном тощо), активної теплоізоляції

— на застосуванні подвійних (телескопічне вмонтованих) колон, між якими постійно чи періодично циркулює холодоагент.

Для попередження розморожування багаторічномерзлих порід запропоновано також ряд інших технологічних розробок: використання ефекту Джоуля-Томсона шляхом осна­щення ліфтової колони на підошві зони попередження розтеплення мерзлих порід дроселю­ючим пристроєм для перепуску частини потоку холодного газу в затрубний простір; засто­сування спеціальних свердловинних направлень з теплоізоляцією і циркуляцією по трубах чи в міжтрубному просторі спеціального охолоджуючого агента для перекриття верхньої високольодистої частини розрізу стовбура свердловини на глибину до 20м; використання ефекту Ранка, для чого колона ліфтових труб на підошві зони попередження розмерзання гірських порід оснащується малогабаритною вихровою камерою, а на гирлі - ежекторним пристроєм для повернення холодного потоку газу із затрубного простору.

Обладнання газових свердловин.включає обладнання вибою, стовбура і гирла.

Конструкція вибою свердловин визначається літологічними і фізичними властивостями продуктивних пластів, неоднорідністю колекторських властивостей порід по розрізу, на­явністю газоносних, нафтоносних і водоносних пластів у продуктивному розрізі, розміщенням свердловин на структурі і площі газоносності та їх призначенням (видобувні, нагнітальні, спостережні).

При відсутності у продуктивному розрізі нафто- і водонасичених пропластків у зцемен­тованих породах застосовують відкриту (необсаджену) конструкцію вибою, яка є найбільш досконалою з точки зору сполучення пласта зі свердловиною. Для поліпшення виносу з ви­бою свердловини твердих частинок і рідини у необсаджену частину стовбура може спуска­тися хвостовик. Однак відкрита конструкція вибою утруднює вибіркову дію на окремі пла­сти. У випадку слабозцементованих порід вибій свердловини обладнують різного типу фільтрами (сітчастими, керамічними, метало-керамічними, гравійними, гравійно-тканин­ними, полімерними, склопластиковими та ін.) або сипкі породи у привибійній зоні закріплюють в'яжучими речовинами (цементним розчином, цементно-піщаними сумішами, епоксидними, фенолформальдегідними, карбамідними смолами, смолами з фено-лоспирту тощо). Фільтр може бути природним продовженням експлуатаційної колони або спускатися всередину її на насосно-компресорних трубах у вигляді хвостовика, виготовлятися на поверхні чи безпосередньо в свердловині, наприклад, гравійний спирт, шляхом намиву зе­рен гравію в кільцевий простір між трубним фільтром і стінками свердловини.

При різкій неоднорідності продуктивних відкладів, наявності в продуктивному розрізі свердловини газоносних порід з різним складом газу або чергуванні газоносних, нафтонос­них і водоносних пластів, які розділені глинистими пропластками, газонафтонасичені поро­ди розкривають в процесі буріння свердловини на всю товщину, спускають експлуатаційну колону, цементують її і потім перфорують у зоні розміщення газоносних пластів. Для сполу­чення пластів зі свердловиною застосовують кульову, торпедну, кумулятивну і гідропіскоструминну перфорації. Найбільш поширена на практиці кумулятивна перфо­рація, яка дає змогу за один спуск перфоратора досягти оптимальної щільності отворів (10-20 отв/м) в значному інтервалі (до 50м) і характеризується більшою довжиною каналів (до 400 мм) порівняно з кульовою і торпедною перфораціями. Високоефективним типом пер­форації є щілинна, при якій можна створювати канали довжиною до 500 мм, а робоча по­верхня свердловини на Іп.м товщини пласта значно більша, ніж в інших видах перфорації.

Основним елементом обладнання стовбура свердловини є колона насосно-компресор­них (фонтанних, ліфтових, підйомних) труб. Вона служить для захисту експлуатаційної колони від корозії та ерозії, створення на вході труб необхідної швидкості руху газу для ви­носу на поверхню твердих частинок і рідини, які надходять з пласта, проведення одночасної роздільної експлуатації в одній свердловині двох горизонтів із застосуванням пакера, рівномірного вироблення

газонасичених пластів великої товщини по всьому розкритому інтервалу, проведення обробки привибійної зони пласта, ремонтних робіт (глушіння) і ос­воєння свердловини, контролю за величиною тиску на вибої працюючої свердловини за ти­ском нерухомого стовпа газу в затрубному просторі.

Глибина спуску колони ліфтових труб у свердловину залежить від фізико-літологічних і механічних властивостей гірських порід, товщини продуктивного розрізу (величини інтервалу перфорації) і наявності у продукції свердловини механічних частинок і рідини. Положення башмака колони ліфтових труб у свердловині повинне забезпечити найбільш повне вироблення продуктивних горизонтів у багатопластовому родовищі,обводнення знизу вверх окремих пачок колекторів у випадку водонапірного режиму, мінімізацію втрат тиску в зоні вибою свердловини при русі потоків газу вниз по затрубному простору і вверх по об-садній колоні до башмака труб і мінімальну висоту піщано-глинистих і рідинних пробок на вибої свердловини.

При відсутності ускладнень в роботі свердловини і невеликій висоті продуктивного розрізу башмак ліфтових труб розміщують на відстані 1 /3 товщини пласта від його підошви. У випадку значних розмірів інтервалу перфорації глибину спуску колони ліфтових труб ре­комендується вибирати з умови рівності на вході в труби швидкостей потоків газу, які руха­ються вниз по затрубному простору і вверх по експлуатаційній колоні. У високопродуктив­них свердловинах з метою зменшення втрат тиску в зоні вибою ліфтові труби можуть спу­скатися до покрівлі пласта з наступним допуском їх на більшу глибину. При наявності в продукції свердловини механічних частинок і рідини башмак колони ліфтових труб слід спускати на максимально можливу глибину, аж до нижніх отворів інтервалу перфорації, для попередження утворення на вибої піщано-глинистих і рідинних пробок.

Діаметр ліфтових труб вибирають з умов забезпечення мінімальних втрат тиску в стовбурі свердловини при заданих значеннях дебіту газу, одержання максимального дебіту газу - при відсутності ускладнень в роботі свердловини, а при наявності в пла­стовій продукції механічних частинок і рідини - повного і безперервного виносу їх на по­верхню.

В процесі розробки родовища при зменшенні пластового тиску і відсутності надход­ження води і твердих домішок у свердловину спущену колону ліфтових труб замінюють на колону більшого діаметра, а на заключній стадії розробки можлива експлуатація не­глибоких свердловин безпосередньо по експлуатаційній колоні. У випадку обводнення свердловин проводять заміну ліфтових труб на труби меншого діаметра і спускають їх до нижніх отворів інтервалу перфорації. Діаметр колони ліфтових труб вибирають таким, щоб забезпечити повний і безперервний винос рідини з вибою при мінімальних втратах тиску в стовбурі свердловини. Необгрунтоване зменшення діаметра колони ліфтових труб може стати причиною передчасної зупинки свердловини внаслідок значного росту гідравлічних втрат тиску.

Насосно-компресорні (ліфтові) труби виготовляють за ГОСТ 633-80 у двох виконан­нях: А (довжиною 10 м) і В (довжиною від 5,5 до 8,5 і від 8,5 до 10 м) чотирьох типів: з муфтами - гладкі, з висадженими назовні кінцями (тип В), гладкі високогерметичні (тип НКМ) і безмуфтові — з висадженими назовні кінцями (тип НКБ) умовним діаметром 27-114м. Залежно від типу внутрішній діаметр ліфтових труб змінюється від 20,7 до 100,3мм при товщині стінки 3-8мм. Для виготовлення труб і муфт використовують сталі груп міцності Д, К, Е, А, М і Р з тимчасовим опором 6,5-10,19 МПа і межею текучості 3,8-11,6МПа.

За ТУ 14-3-847-78 випускаються зварні довгомірні насосно-компресорні труби в бунтах довжиною від 800 до 1500 м умовним діаметром 33-73 мм. Внутрішній діаметр труб змінюється від 26,5 до 65 мм при товщині стінки 2,8-5 мм. Вони можуть використовуватися для виносу рідини з вибою обводнених газових свердловин, подачі на вибій робочих рідин при ремонтах і технологічних

операціях на свердловинах, в ролі безмуфтової колони ліфтових труб, а також при виконанні інших робіт, які вимагають періодичного підіймання і спуску труб. При спуско-підіймальних операціях труби розмотують з барабана чи намоту­ють на ньо-го з допомогою спеціального агрегата з використанням превенторного пристрою, що дає змогу проводити технологічні операції без глушіння свердловини.

Для обладнання свердловин на родовищах із сірководневим газом використовують ви-сокогерметичні корозійностійкі насосно-компресорні труби НКТ-114 зі сталей марок 18Х1ГМФА, 18Х1ММФ групи міцності К умовним діаметром 114мм при товщині стінки 7мм на тиск до 50МПа.

Стосовно умов експлуатації свердловин на родовищах Півночі з багаторічномерзлими породами ВНДІгаз розробив двостінні теплоізольовані насосно-компресорні труби моделі ЛТТ-168x73. Вони складаються із зовнішньої несучої труби 168x1 ІД і внутрішньої труби 73x5,5Д, між якими розміщена теплоізоляція з коефіцієнтом теплопровідності до 0,01163 Вт/(м-К).

Здебільшого газові свердловини експлуатують по ліфтових трубах. При від-сутності ускладнень в роботі для збільшення відборів газу і зменшення втрат тиску в стовбурі свер­дловини можна експлуатувати по затрубному простору або по ліф-тових трубах і затруб-ному простору одночасно. Спільний відбір газу по ліфтових трубах і затрубному простору проводять також на обводнених свердловинах, обла-днаних пригирловими автоматични­ми системами типу "Ластівка". Систему засто-совують на свердловинах, дебіт яких пере­вищує мінімально необхідний для виносу рідини. Вона дає змогу за рахунок перероз­поділу потоків газу по ліфтових трубах і затрубному простору збільшити відбір газу з свердловини при одночасному забезпеченні безперервного чи періодичного виносу рідини по ліфтових трубах.

В умовах багаторічномерзлих порід, аномально високих пластових тисків і при вмісті в газі агресивних компонентів: сірководню, вуглекислого газу, кислот жирного ряду (мура­шиної, пропіонової, щавлевої, масляної), які при наявності пластової мінералізованої чи конденсаційної води, високих тисків і температур викликають інтенсивну корозію газопро-мислового обладнання, свердловини експлуатують тільки по ліфтових трубах. При цьому затрубний простір ізолюється пакером, який встановлюють на ліфтових трубах вище покрівлі пласта, і заповнюється інгібітором корозії, нейтральною рідиною, наприклад, роз­чином хлористого кальцію при АВПТ або рідиною з низьким коефіцієнтом теплопровідності при розміщенні свердловин в районах багаторічномерзлих порід. В окремих випадках кільцевий простір між колоною ліфтових труб і експлуатаційною колоною після установки пакера рідиною не заповнюють. Експлуатацію свердловин по колоні ліфтових труб також проводять при наявності в продукції механічних частинок і рідини.

Для обладнання стовбура газових свердловин розроблені та серійно випускаються комп­лекси обладнання типів КПГ (комплекс підземний для газових свердловин), КСГ (комп­лекс свердловинний для газових свердловин) і КО (комплекс підземного обладнання для га­зових свердловин).

Комплекс типу КПГ призначений для видобутку газу з об'ємною часткою сірководню і вуглекислого газу до 6 %, комплекс КСГ - для експлуатації газових і газоконденсатних над­глибоких свердловин з нормальним і аномальним пластовим тиском, комплекс КО - для ек­сплуатації газових свердловин на північних родовищах з експлуатаційною колоною умо­вним діаметром 219 мм.

Комплекс КПГ випускається у двох виконаннях (корозійно-стійкому та нормальному) і до нього входить таке свердловинне обладнання [ 1,4]:

гідравлічний пакер типу ПД-ЯГ для відокремлення затрубного простору від пласта і внутрішньої порожнини колони ліфтових труб;

роз'єднувач колони РК для з'єднання та роз'єднання колони ліфтових труб з пакером;

циркуляційний механічний клапан КЦМ, який служить для сполучення трубного і за-трубного просторів при освоєнні свердловини шляхом прямої чи зворотної промивки, а та­кож може використовуватися для глушіння свердловини;

циркуляційний гідравлічний клапан КЦГ для аварійного глушіння свердловини, коли операція глушіння неможлива через механічний клапан;

інгібіторний клапан КІНГ для подачі інгібіторів різного призначення із затрубного про­стору у внутрішню порожнину колони ліфтових труб;

телескопічне з'єднання СТ для компенсації видовжень колони ліфтових труб при зміні їх середньої температури, захисту труб від спірального згину, а пакера - від додаткового на­вантаження;

клапан-відсікач КА для перекриття колони ліфтових труб при розгерметизації гирла або при відхиленні режиму роботи свердловини від заданих меж;

зрівнювальний клапан КЗМ, який встановлюється на клапані-відсікачі КА і служить для вирівнювання тиску над і під клапаном-відсікачем у випадку необхідності його підйому після закриття;

зрізний клапан пакера або приймальний клапан, які використовуються для гідравлічної посадки пакера;

ніпель для приймального клапана, ніпель для клапана-відсікача і ніпель для опресову­вального клапана.

Клапан-відсікач КА встановлюється в посадочний ніпель інструментами канатної техніки і фіксується в ньому за допомогою замка. Він може розміщуватися в різних місцях колони ліфтових труб (нижче і вище пакера, в тому числі біля гирла свердловини). Цирку­ляційні клапани КЦМ, КЦГ та інгібіторний клапан КІНГ встановлюють на колоні ліфтових труб і виймають разом з нею. Інгібіторний клапан типу КШГС, який застосовують в окре­мих модифікаціях комплексу КПГ, встановлюють в кишеню свердловинної камери і вийма­ють з неї інструментами канатної техніки. Свердловинна камера спускається на колоні ліфтових труб.

В комплексі КСГ з метою зменшення тиску на колону ліфтових труб застосовують змінний дросель зі змінними насадками, який встановлюють разом зі замком в посадочній канавці роз'єднувача колони типу РК.

Наземне обладнання газових свердловин включає колонні головки, фонтанну арматуру, фланцеві котушки, маніфольди, запорні та регулюючі пристрої і пристрої для зміни засувок під тиском.

Колонні головки призначені для обв'язки між собою обсадних колон газових свердло­вин. Галузевим стандартом ОСТ 26-02-775-73 нормалізовано шість типових схем обв'язки обсадних колон, які відрізняються між собою типом колонних головок (однофланцеві, двофланцеві), їх кількістю (одна, дві, три) і наявністю чи відсутністю фланцевої котушки. Однофланцеві колонні головки нижньою частиною корпусу закріплюються на кондукторі, а на фланець верхньої частини корпусу підвішують і герметизують технічну чи експлуа­таційну колони. Однофланцеві колонні головки випускають двох типів: з клиновою підвіскою обсадних труб (три-шість наборів клинів зі зубчастою насічкою) типу ОКК на ро­бочий тиск 21, 35 і 70 МПа за ТУ 26-02-579-74 і ТУ 26-02-728-76 і з муфтовою підвіскою обсадних труб типу ОКМ на робочий тиск 14 МПа за ТУ 26-02-201 -76.

Фонтанна арматура встановлюється на колонній головці та призначена для гермети­зації гирла, контролю і регулювання режиму роботи свердловин. Згідно ГОСТ 13846-84 ус­тановлено шість типових схем фонтанних арматур: чотири — трійникові і дві — хрестові. Залежно від умов експлуатації свердловини фонтанна арматура може виготовлятись:

а) нормальною (температура робочого середовища від —40 до +120 °С);

б) корозійно-стійкою, в тому числі вуглекислотостійкою К1 (при об'ємному вмісті СО₂ не більше 6 %); сірководневостійкою К2 (при об'ємному вмісті СО₂ і H₂S зокрема не більше 6 %); сірководневостійкою КЗ (при об'ємному вмісті СО₂

і H₂S більше 10 %, але не більше 26 % кожного компоненту);

в) термостійкою Г (при температурі робочого середовища понад 120 °С);

г) холодостійкою ХЛ (при температурі навколишнього середовища нижче - 40 °С). Фонтанні арматури випускаються на робочі тиски 7,14, 21, 35, 70і 105 МПа з умовним діаметром стовбура 50, 52, 65, 80, 100 і 150 мм.

Основними елементами арматури є трубна головка і фонтанна ялинка. Трубна головка призначена для підвіски одного або декількох рядів ліфтових труб. У фонтанній арматурі, розрахованій на тиски 21 і 35 МПа, ліфтові труби підвішують на різбі, а за вимогою замов­ника - на муфті. В арматурі на тиск 70 МПа з умовним діаметром стовбура 50 мм застосову­ють тільки різьбову підвіску колони ліфтових труб, в інших типорозмірах — муфтову підвіску.

Ялинка фонтанної арматури трійникового типу може виконуватися одно- або двострунною, хрестового типу - двострунною. Трійникову двострунну ялинку застосовують на свер­дловинах, які небажано перекривати при заміні вузлів і деталей.

Для перекриття потоку робочого середовища в фонтанних арматурах використовують прямоточні засувки ЗСМ-1 з умовним діаметром прохідного отвору 65, 80, 100 і 150мм на робочий тиск 21, 35 МПа і ЗМАД з умовним діаметром прохідного отвору 50, 80 мм на робо­чий тиск 70 МПа з ущільненням "метал по металу" з примусовою або автоматичною пода­чею мастила, а також прохідні пробкові крани типу КППС з умовним діаметром прохідного отвору 65 мм на робочий тиск 14 МПа з ущільнюючим мастилом. Переміщення затвора за­сувок може здійснюватися вручну або за допомогою пневматичного дистанційного чи авто­матичного управління.

Фланцеві котушки, які входять в комплект наземного обладнання гирла, випускаються на робочий тиск 14-70 МПа умовного діаметра 80-250 мм.

Маніфольди призначені для з'єднання викидів фонтанної арматури з трубопроводами і розраховані на робочий тиск 14-35 МПа. Запірними пристроями маніфольдів служать проб­кові прохідні литі крани.

Пристрої для заміни засувок під тиском виготовляються на робочі тиски 21 і 70 МПа. Вони призначені для заміни та встановлення засувок умовним діаметром 50 і 65 мм на боко­вих відводах трубної головки фонтанної арматури і колонних головок.