Характеристика геологічних умов та флюїду. Розробка покладів. Теоретичні основи експлуатації свердловин. Збирання, транспорт і підготовка продукції свердловин, страница 24

Вибираючи конструкції вибою, технології розкриття й освоєння газової свердловини, враховують глибину свердловини, пластовий тиск, будову продуктивного розрізу, фізичні та колекторські властивості газових пластів, що розкриваються, і низку інших факторів. При цьому виходять з вимоги якісного гідродинамічного зв'язку між пластом та свердловиною, довговічності свердловини і запобігання виникненню відкритого газового фонтана, проникненню верхніх вод у продуктивний пласт, витіканням газу через заколонний простір.

У щільних стійких колекторах вибій свердловини залишають відкритим, а в схильних до руйнування − обладнують фільтрами або розкриття пласта здійснюють за допомогою перфорації. Освоєння свердловин проводять, як правило, компресорним способом, послідовно замінюючи свердловинну рідину на іншу з меншою густиною. Газові свердловини, як і нафтові, обладнують фонтанною арматурою.

Рисунок 3.9 –  Комплекс свердловинного обладнання КПГ:

1 – фонтанна арматура; 2 – посадковий ніпель; 3 – телескопічне з'єднання; 4, 6 – циркуляційні клапани; 5 – інгібіторний клапан; 7 – роз'єднувач колони; 8 – паркер; 9 – замок; 10 – клапан-відсікач; 11 – ніпель для клапана-відсікача; 12 – зрізний клапан паркера

Сучасний комплекс устаткування газових свердловин (рисунок 3.9) дозволяє здійснювати всі технологічні операції, позв'язані з експлуатацією й ремонтом, забезпечує автоматичне перекриття стовбура під час розгерметизації гирла свердловини і піднімальних труб, а також у разі різкого збільшення дебіту та виникнення пожежі. Комплекс складається з фонтанної арматури 7, піднімальних труб і пристрою для керування роботою свердловини. Для запобігання експлуатаційної колони від корозії затрубний простір вище від інтервалу перфорації перекритий пакером 8. Під пакером установлений клапан-відсікач 10, який перекриває піднімальні труби у разі збільшення дебіту свердловини вище від заданого, наприклад, розгерметизації гирла. Роз'єднувач колони 7 дозволяє в ході ремонту свердловини від'єднати від пакера колону піднімальних труб з розташованим вище свердловинним устаткуванням і замінити їх без глушіння свердловини. Циркуляційний клапан 6 використовують під час освоєння свердловини для з'єднання затрубного простору з внутрішньою порожниною піднімальних труб. Клапан 4 служить для подавання в потік газу інгібіторів корозії й гідратоутворення. Телескопічне з'єднання 3 компенсує можливі деформації піднімальних труб у процесі експлуатації свердловини. По довжині колони встановлені один або кілька посадкових ніпелів, які дозволяють після опускання в них заглушок поінтервально опресувати піднімальні труби.

 Приплив газу до свердловин

На відміну від нестисливих рідин, фільтрація газу в пласті супроводжується зміною його об'єму, а відносно висока швидкість руху газу часто не дає змоги застосувати лінійний закон фільтрації. Тому для розрахунку припливу газу до свердловин використовується низка формул, які відрізняються законами фільтрації і рівняннями стану газу. У випадку сталого припливу до свердловини ідеального газу за досконалої газової лінійним законом фільтрації Дарсі формулу для визначення дебіту свердловини запишемо як

                                    (3.7)

де,  Q_а – об'ємний дебіт свердловини, приведений до атмосферного тиску;

k – проникність пласта;

h – товщина пласта;

р_пл – пластовий тиск; р_с – тиск на вибої свердловини;

m – в'язкість газу;

р_а – атмосферний тиск;

R_к – радіус контура живлення;

г_с – радіус свердловини.

За пластових тисків вище від 10 МПа необхідно враховувати реальні властивості газу і залежність в'язкості газу від тиску. Якщо реальні властивості газу вираховують за допомогою узагальненого рівняння Клапейрона – Менделєєва, то формулу (3.7) перетворюють до вигляду

                                ;                                     (3.8)

де Тст = 293,15 К; Тпл – пластова температура;

zсер = (пл. + zв)/2;

zпл і zв – значення коефіцієнта надстисливості газу за пластової температури й тисків на вибої свердловини та пластовому:;