Газова свердловина (рос. газовая скважина, англ. gas well, gasser; нім. Gasbohrloch n, Gasbohrung f, Gassonde f) — свердловина для розкриття газового пласта і вилучення з нього газу, а також для закачування газу в підземне сховище і наступного його відбору.

Загальний опис Газові свердловини поділяються на експлуатаційні, нагнітальні, спостережувальні, п'єзометричні.

Конструкція газових свердловин вибирається виходячи з особливостей геологічної будови покладу, кліматичних умов, фізико-хімічних характеристик газу, розподілу температур від вибою до гирла, умов експлуатації і буріння, а також техніко-економічних показників.

Обладнання стовбура газової свердловини: ряд обсадних колон, фонтанні труби (для подачі газу від вибою до гирла Г.с.), хвостовик, пакери, вибійні і пригирлові штуцери, клапани для подачі інгібіторів корозії і спеціальні клапани для попередження відкритого фонтанування у аварійних ситуаціях.

Для забезпечення герметичності з'єднин труб у процесі експлуатації газових свердловин використовують спеціальні ущільнювальні мастила.

Діаметр обсадних колон газової свердловини (від 114 до 340 мм) вибирається з урахуванням забезпечення безаварійної роботи і вільного опускання фонтанних труб (внутрішній діаметр від 33 до 168 мм), клапанів, пакерів, а також здійснення ремонтних і дослідницьких робіт.

Технологічний режим експлуатації газових свердловин (operating conditions of gas well exploitation; н. technologisches Regime n der Förderung von Gassonden — режим, за якого підтримується певне співвідношення між дебітом свердловини і вибійним тиском або його ґрадієнтом при заданій умові відбору газу на вибої свердловини. Основою для встановлення технологічних режимів експлуатації свердловин (проектних дебітів з урахуванням обмежувальних факторів і вимог правил охорони надр і техніки безпеки) є результати гідродинамічних досліджень свердловин на стаціонарних і нестаціонарних режимах припливу в них флюїду.

Конструкція і експлуатація газових свердловин

Конструкцією свердловини називають поєднання декількох колон обсадних труб різної довжини й діаметра, які спускаються концентрично одна всередині іншої в свердловину. Колони обсадних труб скріплюються з породами геологічного розрізу цементним каменем, який підіймається, за трубами на певну висоту.

Конструкція свердловини повинна забезпечувати: доведення свердловини до проектної глибини; здійснення заданих способів розкриття продуктивних горизонтів і методів їх експлуатації; запобігання ускладнень у процесі буріння й експлуатації; ремонт свердловини; виконання досліджень; мінімум витрат на будівництво свердловини, як закінченого об'єкта в цілому.

Конструкція видобувних газових свердловин залежить від багатьох факторів, зокрема від пластового тиску й відношення його до гідростатичного, геологічних умов буріння, геолого-фізичних властивостей пласта, фізичних властивостей пластового флюїду, різниці тисків між пластами, технологічних умов експлуатації свердловин, режиму експлуатації пласта, економічних міркувань.

Конструкція газових свердловин практично не відрізняється від конструкції фонтануючих нафтових свердловин, але має свої специфічні особливості, які пов'язані з фізико-хімічними властивостями газу та умовами експлуатації свердловин.

Природний газ характеризується більш високою рухомістю і проникаючою здатністю порівняно з нафтою й водою, що може призвести до його витоку через різьбові з'єднання обсадних колон, заколонних перетоків та міграції у верхні пласти. В газових свердловинах більш високі тиски по стовбуру від вибою до гирла, ніж у нафтових свердловинах при рівних пластових тисках. При бурінні газових свердловин існує більша небезпека викидів і відкритих фонтанів, що пов'язано зі значною розчинністю газу в буровому розчині. В процесі експлуатації газових свердловин виникають більші напруження у колонах під дією тиску та температури, а високі дебіти й 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 й пов'язаних із ним викидів та відкритих фонтанів. Для попередження виникнення грифонів необхідно до розкриття газових горизонтів перекрити проміжними колонами всю пачку порід, які здатні поглинати буровий розчин і через які можливий вихід газу на поверхню. Башмак колони слід установлювати в щільних непроникних породах. Для підвищення стійкості газових свердловин глибину спуску й товщину стінок проміжних колон вибирають більшими, ніж у нафтових.

У загальному випадкові специфіка буріння газових свердловин вимагає застосування більш важкої конструкції порівняно з нафтовими. Усі обсадні труби перед спуском у 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 та спеціальних герметизуючих сполук.

Герметичність заколонного простору свердловин забезпечується використанням цементів відповідних марок, які дають газонепроникний тріщиностійкий цементний камінь. Газові свердловини цементують високоякісними тампонажними сумішами або цементами з наповнювачами. Для температур, менших від 100 °С, ці суміші готують на основі портландцементів, при більш високих температурах — на основі шлакових цементів. Для забезпечення герметичності свердловини і запобігання заколонним перетокам газу, доцільно піднімати цемент за обсадними колонами на можливо більшу висоту, не досягаючи 10-15 м до гирла свердловини, щоб полегшити обв'язку колонною головкою обсадних труб. Зазвичай висоту підняття тампонажного розчину за обсадними колонами обирають, виходячи з конкретних геолого-промислових умов. За кондуктором затрубний простір повністю заповнюють тампонажним розчином. За проміжними й 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 та 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 й наступною обсадними колонами, використовують безмуфтові зварні обсадні колони та компонують обсадні колони з окремих секцій різного діаметра, 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 низку технічних та технологічних рішень: використання бурових розчинів із мінусовими температурами при бурінні мерзлих порід і спеціальних тампонажних матеріалів, які не змінюють свій питомий об'єм у процесі заморожування, наприклад, рідин із додаванням уротропіну; застосування теплоізоляційного тампонажного розчину для цементування обсадних колон; повне перекриття інтервалу багаторічномерзлих порід кондуктором з установкою башмака на 100—120 м нижче від рівня мерзлих порід і підняття цементу за кондуктором до гирла; включення декількох телескопічних елементів із вільним ходом у компонування колони для компенсації осьових навантажень; застосування методів пасивної й 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), при активній теплоізоляції — на застосуванні подвійних (телескопічне вмонтованих) колон, між якими постійно чи періодично циркулює холодоагент.

Для попередження розморожування багаторічномерзлих порід запропоновано також кілька інших технологічних розроблень: використання ефекту Джоуля — Томсона шляхом оснащення ліфтової колони на підошві зони попередження розтоплення мерзлих порід дроселюючим пристроєм для перепуску частини потоку холодного газу в затрубний простір; застосування спеціальних свердловинних направлень із теплоізоляцією і циркуляцією по трубах чи в міжтрубному просторі спеціального охолоджуючого агента для перекриття верхньої високольодиної частини розрізу стовбура свердловини на глибину до 20 м; 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

Обладнання газових свердловин уключає обладнання вибою, стовбура і гирла.

Конструкція і обладнання вибою газових свердловин Конструкція вибою газових свердловин (рисунок 1) визначається літологічними й фізичними властивостями продуктивних пластів, неоднорідністю колекторських властивостей порід по розрізу, наявністю газоносних, нафтоносних і водоносних пластів у продуктивному розрізі, розміщенням свердловин на структурі й площі газоносності та їх призначенням (видобувні, нагнітальні, спостережні).

За відсутності у продуктивному розрізі нафто- й 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 роду фільтрами (сітчастими, керамічними, металокерамічними, 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 фенолоспирту тощо). Фільтр може бути природним продовженням експлуатаційної колони або спускатися в середину її на насосно-компресорних трубах у вигляді хвостовика, виготовлятися на поверхні чи безпосередньо в свердловині, наприклад, шляхом намиву зерен гравію в кільцевий простір між трубним фільтром і стінками свердловини.