1.2. добыча газа

   Безопасная эксплуатация газового хозяйства обусловливается выполнением требований строительных норм и правил, государ­ственных стандартов, ведомственных документов и т.д. К таким документам относятся, например [2, 3, 4, 7, 8, 9] и др.

   Месторождения горючих газов разведываются и разрабаты­ваются с помощью буровых скважин, глубина которых достигает 4 км. Давление газа в залежах увеличивается с глубиной. Это давление находится в пределах от 30 до 700 кгс/см2 (от 3,0 до 70,0 МПа). Например, Астраханское месторождение имеет дав­ление газа 70МПа.

   Залежи газа представляют собой углеводороды, заполняю­щие поры проницаемых пород. Происхождение углеводородных газов связано с биохимическими процессами, в результате кото­рых разлагались и преобразовывались органические вещества, состоявшие из остатков отмерших живых организмов и расти­тельности.

   Газоносные пласты состоят из пород с пористой структурой (пески, песчаники, пористые известняки или доломиты). В зави­симости от структуры и состава газоносные пласты имеют раз­личную крепость. Обычно чем больше геологический возраст пласта, тем он прочнее. Мощность (толщина) газоносных пластов измеряется десятками, а иногда и сотнями метров. Газоносные пласты залегают между газонепроницаемыми породами (сланце­выми глинами, плотными известняками). Газовые месторождения представляют складки земной коры, обращенные выпуклостью кверху, или купола.

   На рис. 1.1 показана форма газовой залежи. Газ заключен в куполообразном подземном пласте. В верхних горизонтах газ скапливается в виде газовых шапок. Внизу находится нефть (в газонефтяных месторождениях) или пластовая вода (в чисто га­зовых месторождениях). Основная масса газовых месторождений имеет контакт с пластовой водой.

Рис. 1.1. Схема газовых залежей:

а) - водонапорный режим,

б) - газовый режим.

Условные обозначения:

1 - наружный контур залежи,

2 - внутренний контур залежи,

3 - режим пластовой воды в

газовых месторождениях; режим нефти в газонефтяных месторождениях,

4 - режим расширяющегося газа,

Н - высота залежи.

   Месторождения содержат два или несколько газоносных пластов, расположенных один над другим и отделенных газоне­проницаемыми слоями. Большинство газовых месторождений являются многопластовыми.

   Газ в пластах находится под давлением. При вскрытии зале­жи буровой скважиной он фонтанирует из нее с большой скоро­стью. Дебит некоторых скважин достигает нескольких миллио­нов кубометров газа в сутки. Первоначальное давление в газо­носном пласте зависит от глубины его залегания. Через каждые 10 м глубины давление в пласте возрастает, примерно на 1 кгс/см2-0,1 МПа.

   Газовые месторождения имеют различные режимы. При во­донапорном режиме давление в пласте создается водой. В место­рождениях с газовым режимом давление обеспечивается самим газом, заполняющим поры пласта. Такой режим является режи­мом расширяющегося газа.

   При идеальном водонапорном режиме по мере добычи газа вода, поднимаясь, заполняет поры и вытесняет в скважину газ месторождения. В связи с этим в процессе эксплуатации падения давления газа в залежи не будет. Идеальный водонапорный ре­жим встречается в очень немногих газовых месторождениях.

   Вследствие ряда причин (значительно большей вязкости во­ды по сравнению с вязкостью газа, плохой проницаемости про­дуктивного пласта и др.) подъем воды обычно отстает от скоро­сти отбора газа, поэтому давление в газоносном пласте с течени­ем времени падает.

   Газовая скважина - основной элемент промыслов. Верх скважины называют устьем, низ - забоем. Бурят скважину быстровращающимся буром-долотом, который разрушает породы в забое. 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 (рис. 1.2). 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 веду­щей трубе и далее к бурильным трубам. Бурильный инструмент (долото), бурильные трубы и ведущая труба подвешены на крюке талевой системы, с помощью которой можно осуществлять его 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.

 Рис. 1.2. Схема бурения скважины

 1 - долото, 2 - турбобур (при роторном бурении не устанав­ливается), 3 - бурильная труба, 4 - бурильный замок, 5 - лебедка, 6 - двигатели лебедки и ротора, 7 - вертипог, 8 - талевый канат, 9 - талевый блок, 10 - крюк, 11 - буровой шланг, 12 - ведущая тру­ба, 13 - ротор, 14 - вышка, 15 - желоба, 16 - обвязка насоса, 17 -буровой насос, 18 - двигатель насоса, 19 - приемный резервуар (емкость).

   Раствор проходит через специальные отверстия в долоте и на­правляется непосредственно на забой со скоростью 15-30 м/с. В результате этого забой интенсивно омывается, а промывочный раствор по кольцевом зазору между бурильными трубами и стен­ками скважины выносит из забоя на поверхность земли частицы выбуренной породы.  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 и тем самым предохра­няет 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 процессе бурения бу­рильные трубы остаются неподвижными, вращаются только вал турбобура и долото.

   Стенки образовавшейся скважины укрепляют стальными об­садными трубами (рис. 1.3). 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, расположенная внутри кондуктора, является эксплуатационной с диаметром труб 125-200 мм, которую опускают в продуктивный пласт. Пространство между эксплуатационной колонной и скважиной, начиная от низа колонны, 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 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.

   Внутри 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. В зависимо­сти от дебита скважины фонтанные трубы имеют различный диаметр (50-100 мм).

Рис. 1.3. Схема эксплуатационной установки

Условные обозначения: 1 - штуцер отбора газа, 2 - задвижка, 3 - колонна кондуктора, 4 - эксплуатационная колонна, 5 - колон­на фонтанных труб, Рn - пластовое давление, Р3 - забойное давле­ние, В - глубина вскрытия пласта, H1 - мощность пласта.

   Скважины, имеющие высокое давление (более 8 МПа) и большие дебиты (более 500 тыс. м3/сут), рекомендуется эксплуа­тировать через обсадные трубы. Если газ содержит сероводород, эксплуатацию скважины по обсадным трубам не производят вследствие коррозирующего 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 елки.

   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 елку, по от­водам которой происходит эксплуатация скважины. Фонтанные елки бывают двух типов: крестовая и тройниковая. Крестовая елка удобнее в эксплуатации (малая высота, создание симмет­ричной нагрузки на устье скважины), монтировать ее проще.           Тройниковую елку устанавливают в тех случаях, когда газ имеет примеси, коррозирующие арматуру (сероводород). Наибольшей коррозии подвергается тройник в месте поворота струи газа и перехода ее от вертикального движения к горизонтальному. Газ отбирают через верхний отвод, а во время его ремонта - через нижний.

   Регулировать работу скважины при фонтанном способе до­бычи задвижками нельзя, так как это приводит к их быстрому износу. Для создания противодавления на скважины на ответвле­нии установлены штуцеры, т.е. суженные отверстия диаметром 40 мм, на которых срабатывается давление газа.    Для требуемого снижения давления подбирают штуцер необходимого диаметра.   По мере отбора газа давление падает и штуцер заменяют другим - большего диаметра. Дебит скважины назначают максимально возможным. Он не должен превосходить величины, при которой происходит разрушение забоя и, как следствие, вынос песка, а также подтягивание подошвенных вод. Кроме того, дебит должен быть таким, чтобы давление отбора газа было достаточным для транспортировки его к головной компрессорной станции.

   Все скважины на газовых промыслах присоединяют газопро­водами к коллекторам, которые заканчиваются промысловой га­зораспределительной станцией. На выкидных линиях после фон­танной елки 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.

   При прохождении через регулирующий штуцер вследствие падения давления газ сильно охлаждается, поэтому необходимо принимать меры против образования гидратных и ледяных про­бок. Кристаллогидратами называют соединения углеводородов с водой, по внешнему виду напоминающие лед. Для предохране­ния газопровода от закупоривания в него обычно подают метанол (метиловый спирт). Действие метанола заключается в том, что он образует с водяными парами раствор, который имеет низкую температуру замерзания и легко может быть удален из 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 давление отбора достаточно велико, непосредственно в ма­гистральный газопровод.

   Газы конденсатных месторождений представляют собой смесь предельных углеводородов, основной составляющей кото­рых является метан (80-94\%). Содержание пентана и более тяже­лых углеводородов составляет 2-5\%. Однако ввиду того, что кон­денсат состоит из высокомолекулярных соединений, его массовая доля достигает 25\%. Наличие в газе тяжелых углеводородов (вплоть до фракций керосина) является одной из отличительных особенностей газов конденсатных месторождений. Разгонкой конденсата можно сразу получить товарные продукты.