XIII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2021

Природный газ находится в земле на глубине от 1000 м до нескольких километров (сверхглубокой скважиной недалеко от города Нового Уренгоя получен приток газа с глубины более 6000 метров). В недрах газ находится в микроскопических пустотах (порах). Поры соединены между собой микроскопическими каналами — трещинами, по этим каналам газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине. Движение газа в пласте подчиняется определённым законам. Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под давлением, многократно превышающем атмосферное; таким образом, движущей силой является разность давлений в пласте и системе сбора.

Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе возможны перетоки газа между областями месторождения, а также преждевременное обводнение залежи [1].

Залежь нефти и газа представляет собой скопление углеводородов, которые заполняют поры проницаемых пород. Залежи, занимающие значительные площади, образуют месторождения.

Газовая скважина является основным элементом промыслов. Верх скважины называют устьем, низ – забоем. Бурят скважину быстровращающимся буром-долотом, который разрушает породы в забое. В настоящее время для этой цели применяют шарошечные долота, в которых шарошки, вращаясь вокруг своих осей, дробят и скалывают породу. В зависимости от привода различают роторное и турбинное бурение.

При роторном бурении двигатель расположен на поверхности земли, вращение от него передается долоту через промежуточные механизмы и колонну бурильных труб, имеющих диаметр 125…150 мм. В качестве бурильных труб применяют цельнокатаные (бесшовные) трубы, изготовленные из высококачественных углеродистых и легированных сталей, со стенками толщиной 8…11 мм. Трубы соединяют между собой замками на крупной конической резьбе. В верхней части бурильных труб устанавливают ведущую трубу, имеющую в поперечнике квадратное сечение. Эта труба проходит через ротор, укрепленный над устьем скважины. Ротор передает вращение от двигателя к ведущий трубе и далее к бурильным трубам. Бурильный инструмент (долото), бурильные трубы и ведущая труба подвешены на крюке талевой системы, с помощью которой можно осуществлять подъем и спуск. Для подъема и разъединения труб имеется вышка. Во время бурения газовой скважины колонну труб непрерывно опускают (осуществляют подачу бурильного инструмента).

Насосом по бурильным трубам нагнетают промывочный раствор. Он проходит через специальные отверстия в долоте и направляется непосредственно в забой со скоростью 15…30 м/с. В результате этого забой интенсивно омывается, а промывочный раствор по кольцевому зазору между бурильными трубами и стенками скважины выносит из забоя на поверхность земли частицы выбуренной природы. Из скважины промывочный раствор стекает по наклонному желобу (где из него осаждается выбуренная порода) и попадает в приемный чан, откуда буровым насосом его вновь подают в скважину. Плотность промывочного раствора должна превышать плотность воды на 20...40%. Промывочный раствор используют не только для выноса частиц породы из забоя: тонкий слой глины, которая входит в состав промывочного раствора, откладываясь на стенках скважины, укрепляет их и предохраняет от обвалов. Кроме того, промывочный раствор оказывает на продуктивный пласт давление, тем самым предохраняя скважину от преждевременных газовых выбросов.

Турбинное бурение отличается от роторного тем, что буровой двигатель (турбобур) опускают в скважину и крепят непосредственно над долотом. Турбобур вращается под действием промывочного раствора, который подают в него по бурильным трубам под большим давлением (в этом случае промывочный раствор является носителем энергии). В процессе бурения бурильные трубы остаются неподвижными, вращаются только вал турбобура и долото.

Стенки образовавшейся скважины укрепляют стальными обсадными трубами (рис. 1).

Первую колонну обсадных труб называют кондуктором. В зависимости от геологического разреза трубы кондуктора диаметром 225…400 мм опускают на различную глубину, но обычно не ниже 300 м. Пространство между скважиной и колонной кондуктора заливают цементом до выхода последнего на поверхность. Это обеспечивает надежное крепление скважины, препятствует обрушению верхних наиболее рыхлых пород и предохраняет скважину от проникания в нее воды из верхних пластов.

Вторая колонна обсадных труб, опускаемая внутри кондуктора, является эксплуатационной с диаметром труб 125…200 мм. В большинстве случаев ее опускают в продуктивный пласт. Пространство между эксплуатационной колонной и скважиной, начиная от низа колонный, заливают цементом с выходом его в кольцевое пространство между трубами на 20…30 м. Обсадная колонна предохраняет скважину от обрушения и проникания в продуктивный пласт воды из верхних горизонтов, а также предохраняет газоносный пласт от потерь газа в вышележащие слои, если они состоят из пористых пород или имеют трещины. Верх эксплуатационной колонны крепят в колонной головке.

Забои скважины имеют закрытую и открытую конструкции. В первом случае пространство между породами и эксплуатационной колонной цементируют также и в пределах продуктивного пласта. После этого в колонну опускают специальный стреляющий аппарат (перфоратор), пули которого проходят через трубу, слой цемента и углубляются в породы, в результате чего осуществляется перфорация забоя. Забои скважины закрытой конструкции имеют преимущественное распространение. Если породы продуктивного пласта устойчивы (например, известняки), применяют забои открытой конструкции. В этом случае эксплуатационную колонну опускают в кровлю продуктивного пласта и цементируют, после чего бурят скважину в газоносном пласте на требуемую глубину.

Внутрь эксплуатационной колонны опускают колонну фонтанных труб, по которой происходит движение газа от забоя к устью скважины. Колонну фонтанных труб крепят в трубной головке, которую устанавливают на колонной головке. Если газ содержит сероводород, эксплуатацию скважины по обсадным трубам не производят вследствие корродирующего воздействия газа на стенки труб. При добыче газа, содержащего сероводород, пространство между фонтанными и обсадными трубами герметизируют в нижней части специальным уплотнением, а в верхней части – с помощью сальника трубной головки. Добычу газа ведут по фонтанным трубам, которые в случае коррозии заменяют новыми.

На устье газовой скважины устанавливают специальное оборудование, которое состоит из колонной головки, трубной головки и фонтанной арматуры. Колонная головка служит для герметизации всех колонн обсадных труб, опущенных в скважину, и является опорой трубной головки. Трубная головка герметизирует кольцевое пространство между последней колонной обсадных труб и фонтанными трубами и служит для подвески и укрепления фонтанных труб. Боковые отводы на трубной головке позволяют осуществлять необходимые операции: эксплуатацию скважины по кольцевому пространству между фонтанными и обсадными трубами, нагнетание воды или раствора при глушении скважины, замеры давления газа в межтрубном пространстве, отбор проб газа и пр.

На трубной головке устанавливают фонтанную арматуру, по отводам которой происходит эксплуатация скважины.

Специфика эксплуатации газовых месторождений состоит в том, что весь добытый газ необходимо немедленно транспортировать к объектам потребления. Поэтому при назначении режима работы газовых скважин нужно учитывать подготовленность потребителей к использованию газа и режим их работы. Если вблизи городов, потребляющих газ, есть подземное хранилище, режим работы газовых промыслов может не соответствовать режиму потребления, так как избыточный газ будут направлять в хранилище.

Отдельные скважины на газовых промыслах присоединяют газопроводами к коллекторам, которые заканчиваются промысловой газораспределительной станцией. На выкидных линиях после фонтанной арматуры устанавливают предохранительные клапаны и манометры. Выкидные линии соединяют с сепараторами, в которых газ очищается от твердых и жидких механических примесей. Из сепаратора газ поступает в газосборный коллектор. Количество добываемого газа измеряют счетчиком. В месте присоединения газоотводящей линии к коллектору устанавливают задвижку, обратный клапан и отвод с задвижкой для продувки газопровода.

На промысловой газораспределительной станции газ вновь очищают в сепараторах, осушают и производят его учет. Если газ содержит сероводород, тогда до подачи в магистральный газопровод его очищают от сероводорода. Из газораспределительной станции газ поступает в головную компрессорную станцию или, если давления отбора достаточно велико, непосредственно в магистральный газопровод [2].

Списоклитературы:

Добыча газа [Электронный ресурс]: Википедия. Природный газ. – Режим доступа: https://ru.wikipedia.org/wiki/Природный_газ

Ионин, А. А. Газоснабжение / А. А. Ионин. – СПб.: Издательство «Лань» 2012. – 448 с.