Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов:
1. литологического и фациального состава пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор;
2. механической прочности пород;
3. неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;
4. наличия газо-, нефте- и водоносных пластов в продуктивном разрезе;
5. местоположения скважины на структуре и площади газоносности;
6. назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).
Если газовая залежь пластового или массивного типа, газонасыщенный коллектор представлен крепкими породами (сцементированными песками, известняками, доломитами, ангидритами), в продуктивном разрезе отсутствуют нефте-и водонасыщенные горизонты, добывающие скважины могут иметь открытый забой (рисунок 52). В этом случае эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного пласта, в непроницаемом пропластке устанавливают башмак и колонну цементируют до устья. Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя в фильтровую часть пласта спускается хвостовик.
Когда газонасыщенный пласт представлен слабо сцементированными породами, в продуктивном разрезе отсутствуют нефте– и водонасыщенные пропластки, открытый забой скважин оборудуется сетчатыми, керамическими, металлокерамическими, гравийными, стеклопластиковыми фильтрами различных типов и рыхлые породы призабойной зоны укрепляются вяжущими веществами. Наибольшее распостранение получают намывные гравийные фильтры. В этом случае с помощью гидравлических расширителей увеличивается диаметр зоны пласта, в который намечается намывка гравия, например со 146 до 256 мм.
Призабойная зона пласта в рыхлых коллекторах может укрепляться закачкой в поровое пространство жидких вяжущих веществ - органических полимерных материалов, которые при взаимодействии с катализатором полимеризации затвердевают и цементируют рыхлую породу. В качестве вяжущих химических веществ в зависимости от температуры и минерального состава пласта-коллектора используют:
- органические смолы;
- пластмассы;
- специальные составы типа «перматрол».
В качестве органических смол применяются эпоксидная, фенолформальдегидная, орбамидная (крепитель М), смолы из сырых фенолов и формалина, РР-1.
Если в продуктивном разрезе скважин имеются газоносные пласты с различным составом газа или есть чередование газо-, нефте– и водоносных пластов, разделенных глинистыми пропластками, то иметь открытый забой нельзя. В этих условиях скважина бурится до подошвы продуктивного комплекса, обсаживается обсадной колонной и цементируется до устья. Скважина и пласт сообщаются при помощи перфорации того или иного вида. Если через перфорационные каналы в скважину выносится песок, то в неё можно спускать фильтры, собранные на поверхности.
Рисунок 52 — Оборудование забоя скважины
Забой: а — открытый; b — перфорированный; c, d — оборудованный фильтром
1 — не закрепленная трубами часть скважины; 2 — простреленные отверстия; 3 — сальник; 4, 6 — хвостовики; 5 — цемент; 7 — манжеты
РАСЧЕТ ВНУТРЕННЕГО ДИАМЕТРА И ГЛУБИНЫ СПУСКА КОЛОННЫ НКТ В СКВАЖИНУ
Колонну НКТ спускают в скважину для:
- предохранения эксплуатационной обсадной колонны от абразивного воздействия твердых примесей и коррозийных агентов, содержащихся в газе;
- контроля за условиями отбора газа на забое скважины;
- создания необходимой скорости движения потока газа для выноса на поверхность твердых частиц и жидкости с забоя;
- равномерной выработки газонасыщенных пластов большой толщины по всему вскрытому интервалу;
- проведения ремонтных работ и интенсификации притока газа из пласта в скважину.