CC BY
15УДК 622.279.5(211)
ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ НИЗКОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН С МЕЖКОЛОННЫМИ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯМИ
PROBLEMS OF OPERATION OF MARGINAL PRODUCERS WITH ANNULAR
GAS SHOWINGS
А. В. Кустышев, А. С. Козлов, М. Я. Калимулина, В. В. Кирьянов
A. V. Kustyhev, A. S. Kozlov, M. Ya. Kalimulina, V. V. Kiryanov
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Ключевые слова: скважина; межколонные газопроявления; эксплуатация; межколонное пространство; факельная, задавочная и выкидная линии; задвижка; горелка Key words: well; annular gas showings; operation; annular space; flare line; kill and flow line, valve; burner
Нефтегазоконденсатные месторождения Сибири и Дальнего Востока характеризуются суровыми климатическими условиями, недостаточной изученностью геологического строения, плохой транспортной развязкой. Бурение скважин в этих условиях затруднено, а эксплуатация требует повышенного внимания. Нередко эти процессы связаны с возникновением межколонных газопроявлений. Эксплуатация скважин с наличием межколонных давлений правилами безопасности запрещена без
№ 5, 2016
Нефть и газ
59
разработки специальных компенсационных мероприятий, направленных на обеспечение надежности конструкций скважин, их устьевых обвязок и на обеспечение повышенных мер пожарной и противофонтанной безопасности [1, 2].
В этих условиях необходима технология безопасной эксплуатации скважин, имеющих межколонные давления. Безопасность эксплуатации, помимо надежной конструкции самой скважины, также определяется надежностью устьевых обвязок этих скважин [3].
Чаще всего при эксплуатации скважин с межколонными газопроявлениями применяется устьевая обвязка. Например, на Заполярном месторождении и ряде других месторождений Крайнего Севера используется обвязка, включающая колонную головку с задвижкой, перекрывающей межколонное пространство, и дополнительный факельный отвод [4].
Недостатком данной обвязки является необходимость строительства отвода, не предусмотренного проектно-сметной документацией.
Иногда используют устьевую обвязку, такую как на Бованенковском месторождении, включающую колонную головку с задвижкой, перекрывающей межколонное пространство, и дополнительный факельный отвод [5].
Недостатком является то, что при ее реализации необходимы значительные капитальные вложения, связанные со строительством дополнительного факельного отвода, и невозможность в случае необходимости закачать в межколонное пространство герметизирующую композицию для ликвидации межколонных газопроявлений.
Тем не менее при использовании этих обвязок решается основная задача — возможность эксплуатации газопроявляющих скважин за счет выпуска газа из межколонного пространства и снижения величины межколонного давления в скважине, которое может привести к осложнениям, авариям и даже к возникновению открытого газового фонтана и пожара [6, 7, 8].
Однако при этом остается нерешенной другая немаловажная задача — возможность ликвидации межколонных газопроявлений путем закачивания в межколонное пространство скважины герметизирующей композиции. Для решения этой задачи необходимо разработать новую схему обвязки газопроявляющих скважин независимо от количества секций колонных головок и соответственно числа межколонных пространств.
Данную задачу можно решить путем присоединения к каждой задвижке, перекрывающей соответствующее межколонное пространство скважины, патрубков, расположенных в горизонтальной плоскости, с размещенным между ними соединительным патрубком, причем к верхнему угольнику присоединена дополнительная межколонная задвижка, к которой присоединен предохранительный клапан, к которому в свою очередь присоединена дополнительная факельная линия с концевой задвижкой, а на торцах факельных линий размещены горелки.
На рисунке проиллюстрирована разработанная авторами схема устьевой обвязки низкодебитной газоконденсатной скважины с межколонными газопроявлениями Среднеботуобинского месторождения Якутии, относящегося к месторождениям Крайнего Севера [9].
Устьевая обвязка включает скважину с устьем 1, расположенным в шахтном колодце 2. На устье 1 размещена многосекционная колонная головка 3, каждая секция которой снабжена задвижкой 4, перекрывающей соответствующее межколонное пространство скважины, нижнее или верхнее.
На колонной головке 3 размещена трубная головка 5, снабженная на противоположных сторонах выкидным 6 и задавочным 7 отводами. На выкидном отводе 6 размещены затрубные задвижки 8 и 9, а на затрубном отводе 7 — затрубные задвижки 10 и 11. Между задвижками 8 и 9 размещен инструментальный фланец 12, а между задвижками 10 и 11 — тройник 13, обеспечивающий сообщение с межколонными пространствами скважины.
На трубной головке 5 размещена фонтанная елка тройникового типа, ствол которой выполнен из центральной 14 и стволовой 15 задвижек, расположенных друг над другом, нижнего 16 и верхнего 17 тройников и буферной задвижки 18.
60
Нефть и газ
2016
К верхнему тройнику 17 присоединена рабочая струна 19 с двумя струнными задвижками 20, 21 и расположенным между ними инструментальным фланцем 22.
К нижнему тройнику 16 присоединена резервная струна 23 с двумя струнными задвижками 24, 25 и расположенным между ними инструментальным фланцем 26.
Рабочая струна 19 посредством тройника 27 соединена с выкидным отводом 6 трубной головки 5, образуя выкидную линию 28.
Рисунок. Схема устьевой обвязки низкодебитной газоконденсатной скважины с межколонными газопроявлениями, оборудованной двухсекционной колонной головкой:
1 —устье; 2 — шахта; 3 — двухсекционная колонная головка; 4 — задвижка на межколонном пространстве; 5 — трубная головка; 6 — выкидной отвод; 7 — задавочный отвод; 8, 9, 10, 11 — задвижки на затрубном пространстве; 12, 22, 26 — инструментальные фланцы; 13, 27, 29, 30, 44 — тройники; 14 — центральная задвижка; 15 — стволовая задвижка;16— нижний тройник; 17 — верхний тройник; 18 — буферная задвижка; 19—рабочая струна; 20, 21, 24, 25 — струнные задвижка; 28 — выкидная линия; 31, 32, 35 — отсекающие задвижки; 33, 34 — факельные линии; 36, 37 — задавочные линии; 38 —концевая отсекающая задвижка; 39 — быстроразъем-ное соединение; 40 — горелка; 41 — амбар; 42 — угольник; 43, 46 — разделительные межколонные задвижки; 45 — предохранительный клапан; 47 — якорь
На концевых участках резервной струны 23 и задавочного отвода 7 трубной головки 5 размещены тройники 29 и 30, к одному ответвлению которых присоединена через задвижку 31 или 32 факельная линия 33 или 34, а к другому, через задвижку 35 или 36, задавочная линия 36 или 37. На торцах каждой задавочной линии 36 и 37 размещены концевые отсекающие задвижки 38 с быстроразъемными соединениями 39, а на торцах факельных линий 33 или 34 — горелки 40, выведенные в амбар 41.
К нижней задвижке 4, перекрывающей нижнее межколонное пространство скважины, присоединен угольник 42, к вертикальному концу которого присоединена нижняя разделительная задвижка 43, которая присоединена к тройнику 44, один конец которого соединен с верхней задвижкой 4, перекрывающей верхнее межколонное пространство скважины, а второй конец — с предохранительным клапаном 45, на котором размещена верхняя разделительная задвижка 46, которая в свою очередь присоединена к тройнику 13, расположенном на задавочном отводе 7 между затрубными задвижками 10 и 11.
2016
Нефть и газ
61
Газопроявляющая скважина работает следующим образом. В процессе эксплуатации газ из продуктивного пласта по стволу фонтанной елки через открытые центральную 14 и стволовую 15 задвижки, по ее рабочей струне 19 и выкидной линии 28 поступает в газосборный коллектор и далее на установку комплексной подготовки газа.
При появлении в процессе эксплуатации межколонных газопроявлений газ, скапливающийся в межколонном пространстве скважины, через открытые задвижки 4, 43 и 46, размещенные в шахтном колодце 2 скважины, через открывшийся предохранительный клапан 45, который открывается при превышении величины межколонного давления выше настроечной величины клапана, равного предельно допустимой величине межколонного давления данной скважины, поступает через тройник 13 в задавочный отвод 7, далее через тройник 29, открытую задвижку 31 поступает на факельную линию 33 и сгорает на горелке 40 в амбаре 41.
В случае аварийного увеличения расхода газа из межколонного пространства скважины выше величины настроечного дебита предохранительный клапан 45 закроется, прекратив поступление газа из межколонных пространств в факельную линию 33.
При дальнейшем увеличении расхода газа из межколонного пространства скважины через задавочную линию 36, соединенную с задавочным отводом 7 трубной головки 5, можно провести аварийное закачивание герметизирующей композиции в межколонное пространство скважины, предварительно перекрыв отсекающую задвижку 31 на факельной линии 33 путем подсоединения к быстроразъемному соединению 39 насосного агрегата для подачи через концевую отсекающую задвижку 38 герметизирующей композиции и прекращения газопроявлений.
В случае глушения скважины или ее промывки через задавочную линию 37, соединенную с резервной струной 23, предварительно закрыв задвижку 32 на факельной линии 34, можно в трубное пространство скважины закачать задавочную или промывочную жидкость, которая через затрубное пространство скважины, задавочный отвод 7, открытую задвижку 31 при закрытой задвижке 33 поступит в факельную линию 33 и в амбар 41 или сборную емкость.
Примером реализации предложенного авторами технического решения является двухсекционная газоконденсатная скважина Среднеботуобинского месторождения.
Устьевая обвязка газоконденсатной скважины включает двухсекционную колонную головку ОКК2-350-168х245, снабженную задвижками ЗМС 60х35, перекрывающими межколонное пространство скважины, трубную головку ТГ 100х35, снабженную задвижками ЗМС 100х35, перекрывающими затрубное пространство, фонтанную елку ЕФ 100х35. Фонтанная елка тройникового типа содержит центральную, стволовую и буферную задвижки ЗМС 100х35, нижний и верхний тройники, рабочую и резервную струны условным диметром 100 мм. Рабочая струна соединена с выкидным отводом трубной головки и образует выкидную линию условным диметром 100 мм. На концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к одному ответвлению которых присоединена факельная линия условным диаметром 100 мм, а к другому — задавочная линия условным диметром 100 мм. На торцах задавочных линий размещены концевые отсекающие задвижки ЗМС 100х35 с быстроразъемными соединениями БРС-100, а на торцах факельных линии — горелки. К нижней задвижке, перекрывающей нижнее межколонное пространство скважины, присоединен угольник 60х60, разделительная задвижка ЗМС 60х35, размещенная в вертикальной плоскости, тройник 60х60х60, присоединенный к задвижке, перекрывающей верхнее межколонное пространство, разделительная задвижка ЗМС 60х35, предохранительный клапан КП-14, который в свою очередь присоединен к задавочно-му отводу условным диаметром 100 мм.
Данная обвязка позволяет осуществлять безопасную эксплуатацию низкодебитных газоконденсатных скважин с межколонными газопроявлениями за счет безопасного выпуска газа из межколонных пространств скважины с соблюдением безопасности проведения работ по закачиванию герметизирующих композиций при минимальных затратах на ее обустройство.
Таким образом, разработанные устьевые обвязки газопроявляющих скважин обеспечивают возможность выпуска газа из их межколонных пространств и сжигания
62
Нефть и газ
2016
его в обвалованном амбаре, обеспечивают возможность закачивания в межколонное пространство герметизирующих композиций для ликвидации межколонных газопроявлений, а также — создания циркуляции задавочной жидкости между трубным и затрубным пространствами с использованием одного и того же трубопровода при глушении скважин с межколонными газопроявлениями.
Список литературы
1. Кустышев А. В. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири. - Тюмень: Вектор Бук, 2002. - 168 с.
2. Предотвращение и ликвидация газопроявлений и открытых фонтанов при ремонте скважин в экстремальных условиях Крайнего Севера / Л. У. Чабаев, А. В. Кустышев, Г. П. Зозуля, М. Г. Гейхман. -М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 189 с.
3. Кустышев А. В., Ваганов Ю. В., Журавлев В. В. Оценка риска при ремонте нефтяных и газовых скважин // Безопасность труда в промышленности. - 2013. - № 9. - С. 76-80.
4. Пат. 44143 РФ. Е 21 В 43/25. Устройство для эксплуатации газовых скважин с межколонными газопроявлениями / В. Ф. Штоль, А. В. Кустышев, В. В. Рыбалченко и др. (РФ). - № 2004128574, заяв. 27.09.04; опубл. 27.02.05, бюл. № 6.
5. Пат. 111578 РФ. Е 21 В 43/12. Кустовая обвязка газовых скважин с межколонными газопроявлениями / А. В. Немков, А. В. Кустышев, В. Ф. Штоль и др. (РФ). -№ 2011134831, заяв. 19.08.11; опубл. 20.12.11, бюл. № 35.
6. Гоинс У. К. Предотвращение выбросов: Пер. с англ. / У. К. Гоинс, Р. Шеффилд. - М.: Недра, 1987. - 288 с.
7. Кустышев А. В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 212 с.
8. Бекетов С. Б. Технология диагностики герметичности заколонной крепи скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2003. - № 6. - С. 38-42.
9. Тенн Р. А. Методы диагностики и ликвидации межколонных флюидопроявлений при строительстве скважин на месторождениях и ПХГ: автореф. .. .дис. к. т. н.: 05.15.10. - Защищена 20.05.99. - Ставрополь, 1999. - 19 с.
10. Пат. 143089 РФ. Обвязка высокодебитной нефтегазоконденсатной скважины с межколонными газопроявлениями / А. В. Кустышев, А. С. Козлов, Д. А. Кустышев, В. В. Кирьянов, Л. Б. Калимулина. - № 2014105118, заяв. 12.02.24; опубл. 10.07.14, бюл. № 19.
Сведения об авторах
Кустышев Александр Васильевич, д. т. н.,
профессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)200989, e-mail: kustishev@tngg. info
Козлов Алексей Сергеевич, главный геолог ОАО «АЛРОСА-Газ», Республика Саха (Якутия), г. Мирный
Калимулина Мэглем Январовна, специалист 2 категории, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Кирьянов Владимир Васильевич, ведущий инженер Ф-НГДУ ООО «Газпром добыча Ям-бург», ЯНАО, г. Н-Уренгой
Information about the authors Kustyshev A. V., Doctor of Engineering, professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)200989, e-mail: kustishev@tngg.info
Kozlov A. S., chief geologist of OJSC «ALROSA-Gas», the Republic of Sakha/Yakutiya, the town of Mirny
Kalimulina M. Ya, category II specialist of the chair «Drilling of oil and gas wells», Industrial University of Tyumen
Kiryanov V. V., leading engineer, LLC «Gasprom Dobycha, Yamburg», Yamalo-Nenets Autonomous Okrug, Novy Urengoy
