7.1 Основные отличия газовых скважин от нефтяных

Га­зовые скважины используются для:

1)    движения газа из пласта в поверхностные установки промысла;

2)    защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов;

3)    разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов друг от друга;

4)    предотвращения подземных потерь газа.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного вре­мени в сложных, резко изменяющихся условиях. Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10000м и более. Давление газа в скважинах доходит от 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.

Скважины — дорогостоящие капитальные сооружения. В об­щих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капиталь­ных вложений в строительство скважин может составлять 60—80%.

Газ, поступающий к забою добывающей скважины, под дей­ствием градиентов давления в пласте за счет своей потенциаль­ной энергии поднимается на устье скважины, поэтому  в течение всего срока разработки газового месторождения скважины эксплуатируются фонтанным способом.

При высоких пластовых давлениях, содержании в газе агрессивных компонентов - сероводорода, углекислоты, ор­ганических кислот и т. д., изоляция кольцевого пространства обязательна.  Кольцевое пространство заполняют специально выбранными для условий данного месторождения  ингибиторными жидкостями.

При необходимости эксплуатации двух или нескольких про­дуктивных горизонтов, отличающихся величинами давлений, дебитов, составом газа и другими параметрами, применяют раз­дельную эксплуатацию пластов со спуском фонтанных труб и использованием пакеров.

         При эксплуатации скважин по межтрубному пространству наличие статического столба газа в фонтанных трубах позволяет непрерывно контролировать забойное давление и при необходи­мости очищать забой скважины продувкой ее через фонтанные трубы.

Основные причины уменьшения дебитов га­зовых скважин в процессе их эксплуатации

-         разрушение пласта и образование песчаных пробок на забое,

-         обводнение скважин вследствие проникновения на забой контурных или подошвен­ных вод,

-         накопление конденсата в призабойной зоне и на забое и связанное с этим уменьшение фазовой проницаемости для газа,

-         разбухание глинистого материала в призабойной зоне вследствие его контакта с конденсационной и пласто­вой водой и уменьшение проницаемости призабойной зоны,

-         заку­порка части перфорационных отверстий в процессе эксплуатации и др.

Физические свойства газа — плотность и вязкость, их измене­ние в зависимости от давления и температуры существенно отли­чается от изменения 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.

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

Глубину спуска кондуктора в газовых скважинах h (в м) можно определить подбором из равенства

                                                                                    (7.1)

где L — глубина скважины; R — удельная газовая постоянная; Т — средняя температура на длине (L– h); ρ_сp – средняя объем­ная плотность горных пород разреза на длине h; р_н — начальное пластовое давление газа; g — ускорение свободного падения, или приближенно по формуле :       h = ρ_вL/ρ_ср  0,425L,                                                                                 (7.2)

где ρ_в — плотность пластовой воды.

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 типа УС-1, ГС-1.  Герметичность заколонного пространства скважин обеспе­чивается применением цементов определенных марок, дающих га­зонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.

Конструкция и оборудование газовых и газоконденсатных скважин имеют много общего с нефтяными скважинами, которые эксплуатируются фонтанным способом. В обоих случаях оборудование скважин состоит из колонны подъемных труб, спускаемых до фильтровой зоны, и устьевой фонтанной арматуры. Вместе с тем имеются определенные отличия газовых и нефтяных скважин, обусловленные отличиями свойств нефти и газа.

-      Плотность и вязкость газа в сотни и тысячи раз меньше плотности и вязкости нефти.

-      Скорость движения газа в стволе скважины в 5 –25 раз больше, чем скорость нефти. Давление на устье газовой скважины почти не отличается от забойного давления и является весьма высоким.

-      Добыча газа происходит только фонтанным способом.

-      Газ некоторых месторождений содержит в своем составе агрессивные компоненты (сероводород и углекислый газ).