Меню

Оборудование скважин при добыче газа



Скважинная добыча газа. Оборудование газовой скважины

Под конструкцией газовой скважины понимают ее глубину, диаметр и глубину спуска обсадных колонн, высоту подъема цементного раствора за колоннами, оборудование забоя, диаметр и глубину спуска фонтанных труб, а также комплекс оборудования, включающий пакера, забойные и приустьевые клапаны.

Чтобы в начале бурения не было искривления ствола скважины, в специально вырытом шурфе (шахте) устанавливают направление соответствующего диаметра длиной 2 – 3 м. Следующую колонну, называемую кондуктором, обычно спускают на глубину 50 – 500 м с целью предохранения скважины от обвалов пород и поступления в скважину воды из водоносных пластов, залегающих в этом интервале глубин.

После кондуктора спускают еще одну или две, в зависимости от глубины или других условий, обсадные колонны. Если спускают две колонны, то первая (наибольшего диаметра) называется промежуточной, а вторая – эксплуатационной.

Конструкцию газовой скважины для каждого месторождения выбирают исходя из учета особенностей геологического строения месторождения, климатических условий, физико-химической характеристики газа и жидкости, распределения температур от устья до забоя, условий эксплуатации и бурения.

Конструкция газовых скважин должна обеспечивать:

– прочность скважины как технического сооружения в течение длительного периода эксплуатации;

– изоляцию водоносных, нефтяных и газоносных пластов;

– разобщение продуктивных горизонтов, являющихся объектами, самостоятельной разработки;

– предотвращение прорывов газа в другие пласты или на дневную поверхность в процессе бурения и эксплуатации скважины;

– минимально необходимый расход материалов и средств на разведку и разработку месторождения;

– получение максимально допустимого дебита скважин и возможность их работы при различных технологических режимах;

– вынос жидкости с забоя;

– возможность подачи ингибитора для борьбы с коррозией и образованием гидратов в стволе.

Конструкция скважин, сооружаемых в зонах вечной мерзлоты, где возможно смятие колонн после бурения, должна предусматривать возможную потерю устойчивости пород за счет растепления вечномерзлых приствольных пород при эксплуатации. В этом случае требуются специальные конструкции. Для обеспечения герметичности башмак кондуктора должен находиться ниже вечномерзлых пород. Для улучшения связи цементного кольца с колонной наружную поверхность эксплуатационных колонн иногда покрывают песком. В зонах вечной мерзлоты кондуктор также можно специально изолировать или же в особо тяжелых условиях устанавливать для обеспечения, например, циркуляции хладагента – второй кондуктор. Межколонное пространство над цементным стаканом заполняется незамерзающей жидкостью, например, соляркой. При длительной консервации скважины ствол ее также заполняют незамерзающей жидкостью, в том числе соляркой или раствором хлористого кальция.

В газовых скважинах эксплуатационные колонны дополнительно рассчитывают на внутреннее давление, соответствующее статическому давлению после вызова притока газа, а промежуточные колонны, на которых монтируется противовыбросовое оборудование – на максимальное давление при выбросе.

После цементирования каждая колонна испытывается на прочность и герметичность, для чего в колонне создается давление, на 20 % превышающее пластовое: 5 МПа для 377 – 426 мм труб и 12 МПа для 114 – 127 мм труб. Колонна считается герметичной, если давление в ней за 30 мин не упало более чем на 0,5 МПа при давлении испытания более 7 МПа и на 0,3 МПа при давлении испытания менее 7 МПа.

Кроме того, эксплуатационная колонна испытывается на приток путем снижения в ней уровня и наблюдения за его подъемом в течение 8 ч. Колонна считается герметичной, если уровень жидкости за 8 ч не поднимется более чем на 0,8 м в 146 – 219-мм колонне, спущенной до 400 м, и до 2 м в скважине глубиной более 1000 м. Для скважин диаметром более 219 мм уровень соответственно не должен повышаться более чем на 0,5 и 1,5 м. Если при испытании обсадной колонны уровень жидкости поднялся выше допустимого, то обсадная колонна считается негерметичной. В этом случае проводится повторное испытание и в зависимости от полученного результата составляется план дальнейших работ по данной скважине.

На большинстве газовых промыслов применяют одноколонные или двухколонные конструкции скважин. При этом двухколонная конструкция, состоящая из кондуктора и эксплуатационной колонны, обычно применяется для небольших глубин (до 600 – 1000 м). Для значительных глубин (более 2500 – 3000 м) применяются трехколонные конструкции скважин.

Диаметр эксплуатационной колонны на сегодня, как правило, составляет 146 или 168 мм и реже 219 или 273 мм.

В зарубежной практике для освобождения ствола газовых скважин от жидкости используются сифонные трубки диаметрами 40 – 63 мм, которые можно спускать в фонтанные трубы, если скорость восходящего потока в них недостаточна для выноса жидкости.

Диаметр эксплуатационных колонн газовых и газоконденсатных скважин выбирается с учетом диаметра фонтанных труб, необходимости установки клапанов, пакеров, свободного спуска фонтанных труб, а также производства ремонтных работ.

Если в газе содержатся агрессивные компоненты, необходимо предусматривать дополнительные условия, обеспечивающие надежность работы скважин, в том числе спуск заколонного пакера на конце эксплуатационной колонны, оборудование забоя забойными клапанами и пакерами, устанавливаемыми на фонтанных трубах, заполнение затрубного пространства ингибиторами.

С падением давления в залежи уменьшаются дебиты газовых скважин, меняются условия бурения, изменяется (как правило, упрощается) конструкция вновь пробуренных эксплуатационных скважин.

В процессе эксплуатации скважины за межколонным давлением необходимо установить регулярное наблюдение. С этой целью колонная головка оборудуется специальным патрубком.

Нормальная эксплуатация газовой скважины должна осуществляться по фонтанным трубам, диаметр которых определяется исходя из условий обеспечения заданного рабочего дебита, выноса с забоя на поверхность твердых и жидких примесей при приемлемых потерях давления в стволе скважины. Фонтанные трубы предохраняют эксплуатационную колонну от абразивного и коррозионного разрушения, дают возможность при необходимости без особых затруднений закачивать в скважину под давлением глинистый раствор или воду, а также обеспечивают проведение необходимых исследований в стволе.

При наличии одного продуктивного горизонта в скважину спускают одну колонну фонтанных труб. Если несколько продуктивных горизонтов решено эксплуатировать раздельно, но одной скважиной, в последнюю – спускают две или даже три колонны фонтанных труб, при этом они могут быть спущены концентрично или параллельно, но с применением пакеров.

Фонтанные трубы позволяют облегчить и ускорить процессы освоения после бурения и глушения глинистым раствором или водой перед работами по интенсификации добычи газа или ремонтными работами, осуществлять контроль за состоянием ствола скважины без спуска в них глубинных приборов.

Глубина спуска фонтанных труб в скважину определяется продуктивной характеристикой пласта (или пластов) и технологическим режимом эксплуатации скважины. Обычно их целесообразно спускать до нижних отверстий перфорации.

Дата добавления: 2017-08-01 ; просмотров: 1760 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Добыча газа на промысле

Разведка природного газа
Разведка — важный этап освоения месторождения.
Детальная разведка газовой залежи требует бурения большого числа скважин, нередко количество разведочных скважин превышает необходимое число эксплуатационных.
1 стадия освоения газовой залежи — опытно-промышленная эксплуатация, в ходе которой (2 — 5 лет) уточняются характеристики залежи:

  • свойства пласта,
  • запасы газа,
  • продуктивность скважин,
  • степень подвижности пластовых вод и т. д.

Месторождение подключается к ближайшему газопроводу или служит для газоснабжения местных потребителей.

2 стадия — промышленная эксплуатация, основанная на достаточно полных сведениях о месторождении, полученных в ходе опытно-промышленной разработки.
В этой стадии различают 3 основных периода:

  • нарастающая добыча,
  • постоянная добыча,
  • падающая добыча.

1 й период — нарастающая добыча:

  • 3 — 5 лет.
  • связан с бурением скважин и оснащением газового промысла.
  • за это время добывается 10 — 20% запасов газа.

2 й период — постоянная добыча:

  • около 10 лет,
  • из залежи отбирается 55 — 60% запасов газа,
  • растет количество эксплуатационных скважин, поскольку дебит каждой из них в отдельности падает, а общий отбор газа по залежи остается неизменным.

Когда давление в пласте понижается до 5 — 6 Мн/м 2 (50 — 60 кгс/см 2 ), вводится в эксплуатацию дожимная газокомпрессорная станция (ДКС), повышающая давление газа, отбираемого из залежей, до значения, при котором обычно работает магистральный газопровод.
3 й период — падающей добычи:

  • нет ограничений во времени. В основном 15 — 20 лет.
  • из залежи извлекается 80 — 90% запасов газа.
  • 40 — 60% себестоимости добычи составляют затраты на сооружение эксплуатационных скважин.

Чтобы скважина дала газ, достаточно ее открыть, однако высокодебитные скважины полностью открывать нельзя, при свободном истечении газа может произойти:

  • разрушение пласта и ствола скважины,
  • обводнение скважины за счёт притока пластовой воды,
  • нерационально будет расходоваться энергия газа, находящегося в пласте под давлением.

Поэтому расход газа ограничивается, для чего обычно используется штуцер (местное сужение трубы), устанавливаемый чаще всего на головке скважины.
Суточный рабочий дебит скважин составляет от десятков м 3 до нескольких млн. м 3 .
С конца 1960 х гг. в СССР впервые в мировой практике пробурены сверхмощные скважины с диаметром эксплуатационной колонны 8 — 12 дюймов (200300 мм).

Продуктивность скважины
Продуктивность газовых скважин зависит от свойств пласта, метода его вскрытия и конструкции забоя скважины.
Чем более проницаемость пласта, чем он мощнее и чем лучше сообщается пласт с внутренней частью скважины, тем более продуктивна скважина.
Для увеличения продуктивности газовой скважины:

  • в карбонатных породах (известняки, доломиты) забой обрабатывают соляной кислотой, которая, реагируя с породой, расширяет каналы притока газа;
  • в крепких породах применяют торпедирование забоя, в результате которого призабойная зона пласта приобретает сеть трещин, облегчающих движение газа.

Интенсификация притока газа достигается также с помощью т. и. гидропескоструйной перфорации колонны обсадных труб, улучшающей степень сообщаемости пласта со скважиной, и путём гидравлического разрыва пласта, при котором в пласте образуются одна или несколько больших трещин, заполненных крупным песком, имеющим низкое фильтрационное сопротивление.
При выборе системы размещения скважин на газовом месторождении учитываются не только свойства пласта, но и топография местности, система сбора газа, характер истощения залежи, сроки ввода в эксплуатацию компрессорной станции и др.
Скважины располагаются на площади месторождения равномерно по квадратной или треугольной сетке либо неравномерно — группами.
Чаще применяется групповое размещение, при котором облегчается обслуживание скважин, возможна комплексная автоматизация процессов сбора, учёта и обработки продукции.
Эта система обычно оказывается самой выгодной и по экономическим показателям.
Например, на Северо-Ставропольском газовом месторождении групповое расположение скважин в центральной части залежи позволило сократить (по сравнению с равномерным размещением) более чем в 2 раза число эксплуатационных скважин, что дало экономию около 10 млн. руб.

Добыча природного газа:

  • извлечение газа из недр,
  • сбор добытого газа,
  • учёт и подготовку к транспортировке потребителю,
  • эксплуатация скважин и наземного оборудования.

Разработка газоконденсатных месторождений (ГКМ) осуществляется 3 основными способами:

  • широко применяемый в США. В пласте посредством обратной закачки в него газа, из которого на поверхности выделены тяжелые углеводороды, поддерживается достаточно высокое давление (т. н. сайклинг-процесс); благодаря этому газовый конденсат не выпадает в пласте и подается на поверхность в газообразном состоянии. Извлечение газового конденсата и обратная закачка тощего (с содержанием тяжелых углеводородов — не больше 10%) газа в пласт продолжается, пока большая часть конденсата из залежи не извлечена. При этом запасы газа консервируются в течение длительного времени.
  • для поддержания пластового давления в газоносные пласты закачивается вода. Это позволяет использовать извлекаемый газ немедленно после выделения из него конденсата. Однако закачка воды может привести к потерям как газа, так и конденсата вследствие т. н. защемления газа (неполное вытеснение газа водой). Этот способ применяется редко.
  • разрабатываются как чисто газовые. Этот способ используется в тех случаях, когда содержание газового конденсата в газе невелико или если общие запасы газа в месторождении малы.
Читайте также:  Оборудование пресс центра в школе

Разработку газового месторождения осуществляет газовый промысел, который представляет собой сложное, размещенное на большой территории хозяйство.
На среднем по масштабу газовом промысле имеются 10 ки скважин, которые расположены на территории, исчисляемой сотнями км 2 .
Основные технологические задачи газового промысла:

  • обеспечение запланированного режима работы скважин,
  • сбор газа по скважинам,
  • учет его,
  • подготовка к транспортировке (выделение из газа твердых и жидких примесей, конденсата тяжелых углеводородов, осушка газа и очистка от сероводорода, содержание которого не должно превосходить 2 г/100 м 3 ).

Способ выделения газового конденсата зависит от температуры, давления, состава газа и от того, обрабатывается ли газ чисто газового месторождения или газоконденсатного.
Поступающий из залежи природный газ всегда содержит некоторое количество воды; соединяясь с углеводородами, она образует снеговидное кристаллическое вещество — газовые гидраты .
Гидраты осложняют добычу и транспорт газа.

Подготовка газа
Прежде чем транспортировать газы к местам потребления, их подвергают переработке (подготовке), имеющей целью удаление:

  • механических примесей,
  • вредных компонентов (сероводорода H 2S),
  • тяжелых углеводородных газов (пропана, бутана и др.),
  • водяных паров.

Для удаления механических примесей применяются сепараторы различной конструкции.
Удаление влаги из газов осуществляется низкотемпературной сепарацией, т. е. конденсацией водяных паров при низких температурах (до — 30 С), развивающихся в сепараторах вследствие дросселирования газа (снижение давления газа в 24 раза), или поглощением водяных паров твёрдыми или жидкими веществами.
Такими же способами выделяются из газов и тяжелые углеводородные газы с получением сырого газового бензина, который затем разделяется на стабильный газовый бензин и товарные легкие углеводороды (технический пропан, технический бутан, пропан-бутановая смесь и др. фракции).
При необходимости из газа удаляются и вредные вещества, главным образом сероводород.
Для удаления серы из газов используется ряд твердых и жидких веществ, связывающих серу.
Газ после обработки на промысле под давлением 4,55,5 Мн/м 2 (4555 кгс/см 2 ) подаётся по коллектору для осушки на промысловый газосборный пункт или на головные сооружения магистрального газопровода.
Газы природные горючие чисто газовых месторождений обычно подвергаются лишь осушке и очистке от твердых примесей.
Весь технологический процесс пласта до потребителя герметизирован.

История
Выход природного газа из естественных источников (например, вечные огни в Дагестане, Азербайджане, Иране и др.) использовались человеком давно.
Позже стали использовать природный газ, получаемый из колодцев и скважин (например, в 1 тыс. н. э. в Китае, в провинции Сычуань, при бурении скважин на соль было открыто месторождение Цзылюцзин, газ которого служил для выпаривания соли из растворов). В середине 19 века началось применение природного газа как технологического топлива (например, на базе месторождения Дагестанские Огни было организовано стекольное производство). В 1920 х гг. начинается промышленная разработка чисто газовых месторождений: вначале залегающих на малых (около сотен м), а затем на всё больших глубинах.
Буровые скважины размещались на залежи по равномерной сетке с расстоянием между ними в среднем в 1 милю (1,6 км).
Добыча составляла 1020% от потенциальной производительности скважины (абсолютно свободного ее дебита).
В 1930 х гг. благодаря развитию техники бурения скважин и переходу на большие глубины (15003000 м и более) был открыт новый тип залежи — газоконденсатный; разработка этих залежей потребовала создания новой технологии.
В 1940 х гг. были внедрены в практику научные методы разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
В 1948 г. под руководством советского ученого Б. Б. Лапука создан первый научно обоснованный проект разработки газового месторождения (Султангулово Куйбышевской обл.).
В последующие годы промышленные месторождения газов природных горючих разрабатываются по проектам, составленным на основе последних достижений промысловой геологии, гидродинамики и др.

Источник

Добыча природного газа

Природный газ – это смесь газов, которая образовывается при анаэробном разложении органических веществ в недрах земли.

Природный газ относится к группе полезных ископаемых. В пластовых условиях (то есть условиях залегания в земных недрах) природный газ находится в газообразном состоянии — в форме отдельных скоплений (залежи газа) или в форме газовой шапки нефтегазовых месторождений, или в воде или в нефти в растворённом состоянии. Также газ может быть в состоянии в форме естественных газогидратов.

Методы и технологии добычи природного газа

Добыча природного газа осуществляется лишь методом фонтанной эксплуатации скважин. Эксплуатацию скважин проводят через подъёмные трубы, но при отсутствии твёрдых примесей или агрессивных компонентов в газе, скважины одновременно используются благодаря затрубному пространству и подъёмным обсадным трубам.

Работа газовой скважины полностью контролируется за счет регистрации рабочих параметров, соответствующих замеров и анализа результатов периодических исследований. Из отдельных скважин газ после сепарации от твердых примесей, влаги и замера отправляется в промышленный газосборный коллектор, а затем в газосборный пункт, а оттуда после необходимой подготовки его для последующего транспортирования направляется в магистральный газопровод.

Технологический процесс добычи природного газа

Основное оборудование для добычи природного газа – это буровой станок. Он представляет собой долото, подвешенное на канате, который то опускали, то поднимали благодаря вороту. Их называли ударно-канатными машинами. Но сейчас такие машины уже практически не используются: они медленно пробивают отверстие в камне, при этом много энергии расходуется впустую.

Более выгодный и быстрый другой метод бурения — роторный, при нем скважина высверливается. К специальной ажурной четырехногой вышке из металла высотой 20-30 метров подвешена стальная толстая труба. Она вращается с помощью ротора. На нижнем конце этой трубы находится бур. Постепенно, по мере увеличения глубины скважины, трубу удлиняют. Для того чтобы разрушенная порода не забивала скважину, то в нее через трубу с помощью насоса нагнетают специальный глинистый раствор. И этот раствор промывает скважину, удаляет из нее вверх по щели между стенами и трубой скважины разрушенные песчаник, глину, известняк. Плотная жидкость одновременно поддерживает стенки скважины, и не дает им обрушиться.

Но у роторного бурения есть свои минусы. Чем глубже будет скважина, тем труднее работать двигателю ротора, и тем медленнее будет происходить бурение. Но со временем та вода, которая лишь вымывала разрушенную породу из скважины, начала и вращать бур. Сейчас до того как достигается дно скважины, этот глинистый раствор вращает турбину, которая прикреплена к буровому оборудованию.

Этот инструмент назвали турбобуром, усовершенствовали, и сейчас опускают в скважину несколько турбин, которые насажены на один общий вал. Природный газ на поверхность земли поднимается благодаря естественной энергии — стремления в зону с самым меньшим давлением. Так как газ, который получен из скважины, имеет большое количество примесей, то сначала он отправляется на обработку. Возле некоторых месторождений сооружаются установки комплексной подготовки газа, и тогда газ из скважин сразу же отправляется на газоперерабатывающий завод.

Добыча природного газа

Бурение – это основная работа при добыче газа. Газ не требует отделения от окружающего массива взрывчаткой или машинами, не требует поднятия на поверхность земли в вагонетках или конвейером.

Кроме бурения скважин, газ можно получить и методом добычи «вслепую». Газ заключен в очень мелкие поры, ими обладают некоторые горные породы. Природный газ находится на глубине от 1000 метров до нескольких километров. После того, как проведены геологоразведочные работы, когда известно, где расположены залежи, начинается процесс добычи газа, извлечение его из недр, сбор и подготовка к транспортировке.

Транспортировка природного газа на нефтеперерабатывающие заводы и электростанции осуществляется по автомобильным и железным дорогам, газ перевозят в танкерах или в цистернах. Но часто газ можно подавать по трубам на любые расстояния. Газопроводы, представляющие собой магистрали из стальных труб, которые уложены не очень глубоко в земле, могут протягиваться на тысячи километров.

Оборудование для добычи природного газа

Для добычи природного газа необходимо иметь специальное оборудование:

  • Стационарные газоанализаторы. Используются для осуществления контроля при технологических измерениях состава газа и контроля выбросов в энергетике, металлургии, цементной промышленности, нефтехимии
  • Газовый тестовый сепаратор. Используется для определения количества жидкости, которая добывается из нефтяной скважины, для того чтобы подогреватели нефти были обеспечены топливным газом. Газовый тестовый сепаратор необходим для того чтобы определять количества газа, количество жидкости, подачи топливного газа в специальные подогреватели, а также для обеспечения безаварийной и непрерывной работы подключенного подогревателя
  • Газовый сетчатый сепаратор. Используется для полной очистки в промысловых установках попутного нефтяного и природного газа от жидкости (ингибитора гидратообразования, конденсата, воды), для подготовки газа к транспортировке, к хранению в подземных хранилищах и на газоперерабатывающих заводах.
  • Подогреватель газа. Используется для автоматического поддержания необходимой температуры и для нагрева попутного нефтяного, природного и искусственного газов, которые не содержат агрессивных примесей, перед дросселированием на компрессорных станциях, на газораспределительных станциях, на магистральных газопроводах и для других потребителей теплого газа для увеличения надежности работы технологических инструментов.
  • Газовый фильтр. Используется для очистки горизонтальных участках газопроводов от смолистых веществ, песка, пыли, металлической окалины, и других твердых частиц, а также механических примесей, которые содержатся в проходящем через них природном газе и воздухе.
  • Аппараты колонные. Используются для осуществления массо- и теплообмена (абсорбция, ректификация, десорбция) при температурах от – 40°С до +200°С при избыточном давлении.

Хранение добытого природного газа

Для того чтобы хранить добытый природный газ нужны специальные газонепроницаемые, герметичные резервуары. А чтобы газ занимал при хранении и перевозке меньше места, то его сжижают, для этого охлаждают до температуры — 160° С. Такой сжиженный газ хранится в емкостях из специальной стали и прочных алюминиевых сплавов. Стенки делаются двойными, а между стенками устанавливают материал, который плохо проводит тепло, для того чтобы газ не нагревался.

Но наибольшие хранилища природного газа дешевле и удобнее создавать под землей. В таких подземных газохранилищах стенками будут служить непроницаемые пласты горных пород. Для того чтобы такие породы не могли вывалиться и обрушиться, их бетонируют. Есть несколько основных способов хранения под землей сжиженных газов. Хранилище может представлять собой полость — горную выработку, которая расположена очень глубоко. Также хранилищем может быть котлован или яма, закрытая герметичной крышкой из металла.

Подземные газовые хранилища бывают двух видов: в полостях горных пород и в пористых породах. К первому виду относятся такие хранилища, которые созданы в старых туннелях, заброшенных шахтах, в пещерах, в специальных горных выработках, сооруженных в плотных горных породах (гранитах, известняках, каменной соли, глине). В полостях горных пород хранятся газы, в основном, в сжиженном состоянии. Чаще всего это бутан, пропан и их смеси. Ко второму виду относятся хранилища в истощённых газовых и нефтяных месторождениях, в водоносных пластах. В них обычно природный газ хранится в газообразном состоянии.

Читайте также:  Твч оборудование своими руками

Самыми удобными и дешевыми газохранилищами являются такие, которые созданы в истощённых газовых и нефтяных залежах. Чтобы использовать такие ёмкости под хранилища, необходимо устанавливать дополнительное оборудование, прокладывать необходимые коммуникации, ремонтировать скважины. В тех местах, где необходимы резервы газа, а таких истощённых газовых и нефтяных залежей нет, газохранилища сооружают в водоносных пластах. Газохранилище в водоносном пласте – это искусственно созданная газовая залежь, используемая циклически.

Добыча природного газа — это важнейшая отрасль добывающей промышленности, и это основная отрасль формирующая профицит государственногог бюджета.

Источник

Добыча

1. Разработка газовых месторождений

«Движение – это жизнь». Вот и газ согласен с этим постулатом. Газ движется по пласту к скважинам. Движется почему? Потому что в пласте и на забоях искусственно создают разность давлений. Эту разность называют депрессией на пласт . Ну всё, с «депрессией» справились, идем дальше.

2. Эксплуатация газовых скважин

На этом этапе газ снова движется, только теперь от забоев скважин до их устьев на поверхности. То есть газ из подземелья рвется на свежий воздух.

3. Сбор продукции скважин и подготовка газа к транспортировке потребителям

Финальный этап – время «собирать урожай». Этот «урожай» дяди в касках называют пластовая водогазовая смесь . Не очень аппетитно звучит?! Чтобы звучало привычнее, эту смесь нужно хорошенько обработать, довести «до ума», а потом и до потребителя. Отделить от смеси пары воды, балластные компоненты, механические примеси — это и значит «обработать».

Разработка нефтяных и газовых месторождений

Разработка газового месторождения – это комплекс мероприятий, направленных на приток газа из залежи к забою скважин . Для этого скважины на площади размещают в определенном порядке, выстраивают очередность бурения и начала добычи, устанавливают и поддерживают режим работы.

Конструкция газовых скважин

Скважина – цилиндрическая горная выработка в толще пород, глубиной от нескольких метров, до нескольких километров, диаметром не менее 75 мм.

Скважину условно делят на устье , ствол, забой . Любая скважина создается в процессе разбуривания горной породы и пласта с применением специального оборудования и инструментов.

К ним относятся:

  • буровая вышка
  • бурильная колонна
    состоит из соединенных бурильных труб и инструментов (турбобур, центратор, долото)

dobi4a_2.png

dobi4a_1.png

Рис. 2 Конструкция скважины

Первую обсадную колонну, опускаемую в скважину, называют направлением.
Направление защищает от размыва промывочным раствором рыхлых пород вблизи устья скважины на глубине 5—10 м.

Кондуктор — второй ряд обсадных труб — перекрывает и изолирует до глубин 50—500 м трещиноватые и кавернозные пласты , которые всегда встречаются в верхней части разреза скважины и осложняют бурение, если их не перекрыть.

Техническая или промежуточная колонна опускается и цементируется только в тех случаях, когда пласты, пройденные долотом – буровым инструментом — поглощают промывочную жидкость, обваливаются или из них поступает много жидкости или газа в скважину. Спуск и цементирование такой колонны необходим для успешного бурения, но не для дальнейшей эксплуатации скважины.

Эксплуатационная колонна предназначена для использования скважин.
Газ, как правило, двигается из пласта по фонтанной колонне, опускаемой внутри эксплуатационной. Диаметр эксплуатационной колонны должен обеспечить также спуск оборудования ствола скважины, проведение исследовательских, ремонтных и работ других видов. Применяют эксплуатационные колонны диаметром от 127 до 273 мм.

К конструкции газовых скважин предъявляются особые требования. Скважины должны быть герметичными, долговечными, надежными в эксплуатации.

dobi4a_23.png

Технология эксплуатации скважин

Основной метод добычи газа и газового конденсата — фонтанный. А теперь более детально о том, что такое эксплуатация скважины.

1. Пуск и остановка

Пуск и остановка скважины проводятся вручную или автоматически при помощи открытия или закрытия задвижек на устье или УКПГ . До пуска скважины обязательно проверяют исправность оборудования и приборов технологической линии, в которую будет подаваться газ. Только убедившись в исправности, можно приступить к пуску скважины в работу.

При включении любой газовой линии соблюдают следующее правило: задвижки открывают последовательно по ходу движения газа, начиная с ближайшей к источнику газа. На скважине первой открывают коренную задвижку, затем межструнную, далее на верхней рабочей струне. Одновременно наблюдают за показаниями манометров и термометров . Через некоторое время показания стабилизируются и можно считать, что скважина выведена на режим эксплуатации.

При остановке скважины задвижки закрывают в строго обратной последовательности: на рабочей струне, межструнную и коренную. Коренную задвижку не всегда закрывают, поскольку для ее замены надо «задавливать» скважину, поэтому работать коренной задвижкой стремятся как можно реже.

2. Установление заданного режима и контроль

Это делается после пуска скважины при помощи регулируемых или нерегулируемых штуцеров, установленных на устье. После установления заданного режима скважина должна нормально работать.

Обычно при эксплуатации скважины все задвижки (коренная, межструнная, рабочая и резервная на рабочей струне) должны быть полностью открыты. Это необходимо, чтобы предохранить их от разрушения струёй газа, в которой всегда имеются твердые и жидкие частицы.

3. Нормальная работа в усложненных условиях

Коррозия оборудования, обводнение, вынос на забой твердых частиц, растепление вечномерзлых пород

4. Надежная работа контрольно-измерительных приборов и автоматики

Контроль за технологическим режимом ( дебит , давления на устье и входе в УКПГ ) осуществляется автоматически. Когда это необходимо, оператор, обслуживающий скважину, один или несколько раз за смену записывает показания расходомера и манометров в специальный журнал.

Всё это осуществляется с помощью наземного оборудования скважины – обвязки .

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Оборудование газовой скважины для эксплуатации и для испытания

Большинство газовых скважин имеет внутренний диаметр послед­ней колонны обсадных труб 5,5″ или 7″. Есть много скважин, закон­ченных диаметром 4″. Газовые скважины, имеющие диаметр послед­ней колонны обсадных труб более 8″, встречаются очень редко.

Внутри последней колонны обсадных труб в газовых скважинах обычно имеется колонна насосных труб, а внутри её — колонна си­фонных труб.

В газовых скважинах применяются насосные трубы четырёх диа­метров: 2″, 2,5″, 3″ и 4″. Газ отбирается через насосные трубы.

Сифонные трубы обычно имеют внутренний диаметр 0,75″. Часто применяются также сифонные трубы диаметра 1″, реже трубы диа­метра 0,5″. Они служат для периодического или постоянного удаления воды, скапливающейся на дне скважины. Вода внутри сифонных труб выбрасывается из скважины давлением газа. Кроме удаления воды, сифонные трубы нужны для испытания скважины. Ими можно замерять давление на дне скважины во время добычи газа через насос­ные трубы.

Последняя колонна обсадных труб служит для закрытия воды и цементируется доверху. В большинстве скважин воду закрывают не дойдя до газового пласта. Башмак последней колонны обсадных груб устанавливается над пластом или выше пласта. Зацементировать пространство между этой колонной и породой до верху нужно не только для закрытия воды.

Это особенно нужно для того, чтобы газ из пласта не уходил в верхние пористые пласты. При бурении и эксплуатации газовой скважины нужно принять надёжные меры против утечки газа в стороны и вообще против подземных потерь газа.

  • При эксплуатации газового пласта нужно опасаться этих потерь значительно больше, чем при эксплуатации нефтяного пласта.
  • Газ стремится под­няться кверху и легче находит себе путь в верхние пористые пласты и в стороны, чем нефть, которая не так легко может подняться кверху. Газ может пройти и по таким узким порам, каналам и трещинам, по которым нефть не пройдёт или пройдёт в малых количествах.

В отношении подземных потерь газа особенно опасны трещины, имеющиеся в плотных породах палеозоя. Из пласта по-за трубам газ может дойти до какой-нибудь трещины и уйти по ней далеко в сто­роны.

  • Газовые месторождения, находящиеся между Волгой и Уралом, а также к западу от Волги, в бассейне р. Камы и на Тимане, залегают в палеозойских слоях и обычно содержат трещины. Газовые пласты этих месторождений должны быть хорошо изолированы в скважине как от вышележащих, так и от нижележащих слоев.

Устье газовой скважины должно иметь газовую головку или ёлку. Пространство между обсадными и насосными трубами, а также про­странство между насосными и сифонными трубами у устья скважины должно быть герметически закрыто. Герметичность всего этого обо­рудования должна быть испытана на давление, превышающее по край­ней мере на 50% предполагаемое давление в сполна закрытой сква­жине. В США испытывают на двойное давление.

Верхний конец колонны насосных труб должен быть выше верх­него конца колонны обсадных труб. Колонна насосных труб прохо­дит сквозь колонную головку и выше её имеет два ответвления в про­тивоположные стороны. По этим ответвлениям газ может идти из колонны насосных труб.

Одно ответвление служит для эксплуатации , а другое — запасное. На каждом ответвлении задвижка. На запасном ответвлении задвижка закрыта и после нее на фланцах или на резьбе поставлена глухая герметическая пробка, которую можно отвинтить или снять и присоединить ответвление к газопроводу.

Рабочее ответ­вление присоединено к газопроводу. Чтобы получить эти ответвления, раньше вставляли в верхний конец колонны насосных труб кресто­вину, в которой ответвления отходят от вертикальной колоны под прямым углом. Но повороты в 90° для течения газа вообще нежела­тельны. Нужно плавное протекание по дугам. Поэтому для ответвле­ний ёлки лучше ставить дуги, постепенно отходящие от вертикаль­ного ствола (фиг. 26).

Колонна насосных труб висит на колонной головке. Укрепление этой колонны в головке бывает разных типов:

1) на резьбе и муфте,

3) на соединении типа шлипса и пр.

Для герметичности эти соединения иногда снабжаются резиновыми прокладками или саль­никами разных типов.

Верхний конец колонны насосных труб закрыт сверху фланцами.

В нижний фланец ввинчен снизу верхний конец колонны сифонных труб. В верхний фланец сверху ввинчена ещё одна сифонная труба, изогнутая плавно в сторону и имеющая задвижку. Бывает и иное, более надёжное прикрепление колонны сифонных труб к крышке, за­крывающей верхний конец колонны насосных труб. Таким образом, колонна сифонных труб вверху выходит из колонны насосных труб и отходит в сторону, чтобы можно было выпускать воду.

Если газовый пласт в данном месте не содержит пластовой воды, нижний конец колонны насосных труб устанавливается против сере­дины пласта. Иногда нижний конец колонны насосных труб ставят на дно скважины, чтобы не вся тяжелая колонна насосных труб висела на колонной головке. В таком случае колонна насосных труб против

пласта должна иметь отверстия для входа газа. Эти отверстия заранее по расчёту делаются на поверхности до спуска колонны. Колонну, которую ставят на дно, иногда внизу снабжают костылём, содержащих три стальных острия. Этот костыль врезывается в породу под пластом и удерживает нижнюю часть колонны от вращения в том слу­чае, если колонна на какой-либо высоте имеет одно соединение с левой резьбой, чтобы можно было отвинтить и вынуть часть колонны, на­ходящуюся выше этого соединения. Костыль не врезывается целиком в породу. Между отростками костыля газ может входить снизу в ко­лонну насосных труб.

Читайте также:  Оквэд ремонт судового оборудования

Если в данном месте нижняя часть газового пласта содержит плас­товую воду, колонна насосных труб не доводится до водоносной части пласта. Нижний конец её устанавливается против верхней части пласта, немногим ниже кровли.

Во многих газовых скважинах на дне их при эксплуатации скапли­вается небольшое количество воды. Присутствие воды объясняется следующими причинами:

1) вода стекает сверху из водоносных слоев вследствие недоста­точно удачного закрытия воды;

2) вода идёт по пласту со стороны.

Скапливающуюся в скважине воду нужно своевременно удалять, чтобы она не закрыла пласт. Воду удаляют при помощи сифонных труб давлением того же газа. Нужно, чтобы нижний конец колонны сифонных труб был как можно ниже. Он немного не доводится до дна скважины, чтобы вода могла входить в сифонные трубы. Сифонные трубы также можно ставить на дно скважины на костылях. Иногда в сифонных трубах на разной высоте имеются так называемые «клетки»? содержащие отверстия для входа газа, чтобы газ мог входить в трубы и вспенивать воду.

Некоторые скважины, дающие вместе с газом небольшие коли­чества воды, углубляют на 3 или 4 м в породу под пластом. Полу­чается так называемый «колодец» или «зумпф», в котором скапливается вода. В таком случае она не закрывает нижнюю часть пласта. Си­фонные трубы опускаются в этот колодец.

Обычно насосные трубы спускаются с пакером, который устанав­ливается выше газового пласта. Если башмак последней колонны обсадных труб находится недалеко от пласта, пакер ставится в баш­маке этой колонны и герметически закрывает пространство между об­садными и насосными трубами. Если башмак колонны обсадных труб находится намного выше пласта, пакер ставится выше пласта между породой и насосными трубами, и в таком случае этот пакер называется « Formation — packer » (пакер для породы).

Пространство между паке­ром и дном скважины называется камерой давления. В ней скапливается давление, нужное для поднятия воды внутри сифонных труб. Если нормальное давление при добыче газа недостаточно для выдавлива­ния воды внутри сифонных труб до поверхности, на короткое время закрывают задвижку на газопроводе около скважины, и в скважине ниже пакера увеличивается давление. После этого открывают задвижку на верхнем конце сифонных труб, и из них идёт вода.

Когда почти вся вода вышла и из сифонных труб пошла вода с газом, закрывают задвижку на сифонных трубах, открывают задвижку на газопроводе и возобновляют добычу газа. Это—периодическое удаление воды. Объём «камеры давления» и высоту постановки пакера рассчитывают сообразно с давлением и количеством сжатого газа, нужными для выдавливания воды.

Если даже давление после временной остановки не может поднять воду До поверхности, превращают колонну сифонных труб в природ­ный газлифт, вспенивают воду в сифонных трубах тем же газом и уменьшают её удельный вес. Для этого сифонные трубы должны иметь «клетки» с отверстиями и обратными клапанами. Иногда применя­ются «пусковые клапаны».

Из некоторых скважин, имеющих достаточное давление газа и значительный приток воды, одновременно добывается газ из насосных труб и вода из сифонных труб. Иногда и газ, и вода добываются одно­временно из сифонных труб, а насосные трубы в это время закрыты.

Если сифонные трубы дают воду с газом, эта смесь идёт в трап, где газ отделяется от воды. Газ из верхней части трапа идёт в газо провод, а вода выпускается автоматически из нижней части трапа. Для этого трап имеет автоматический поплавковый регулятор уровня, открывающий или прикрывающий задвижку на выпускной трубе в зависимости от количества воды в трапе. Давление в трапе такое же, как в верхней части колонны сифонных труб. В трапе возможен и вакуум, если по газопроводу газ отсасывается компрессором.

Ставят пакер на насосных трубах выше газового пласта по сле­дующим причинам:

1. Под пакером легче и быстрее можно создать остановкой эксплуатации атации давление, нужное для подъёма воды по сифонным трубам, как это изложено выше. Если пакера нет, приходится создавать давле­ ние внутри всего объёма в обсадных трубах, и на это требуется больше газа и больше времени. Если в верхней части обсадных труб или в ко­ лонной головке есть хотя бы малая утечка, нужное давление создать будет трудно или на это потребуется много времени, а утечка газа в верхней части колонны обсадных труб, подверженной коррозии,
бывает часто.

2. Пакер уменьшает давление газа на колонную головку и на зад­вижку, если таковая имеется ниже колонной головки. Пакером давление в скважине разделено на две части. Над пакером давление зна­чительно меньше, чем под пакером. Это давление можно регулировать.
Можно оставить над пакером половину или одну треть того давления, которое имеется под пакером. Для этого выше пакера внутри обсадных труб оставляется определённое количество газа, которое и регули­руется краном или задвижкой на выпускном отводе, поставленном
на обсадных трубах ниже колонной головки или на самой колонной головке. При обычной эксплуатации этот кран закрыт. В случае надобности через него можно выпустить в газопровод после чок-ниппеля некоторое определенное количество газа или ввести в обсадные трубы
некоторое количество газа из газопровода до чок-ниппеля. Если зна­ чительная часть давления снята пакером, колонная головка и зад­ вижка под ней работают значительно менее напряженно. Предупреж­ дена утечка газа через задвижку и колонную головку.

3. В такой же мере, как на колонную головку, пакер уменьшает давление газа на обсадные трубы. Нужно оберегать обсадные трубы от всяких лишних напряжений и принимать меры к продлению их долговечности. Обсадные трубы, которыми манипулировали вовремя
бурения, закрытия воды, очистки и освоения скважины, нужно считать частично изношенными. Они уже не имеют прежней крепости. Толщина стенок их местами могла уменьшиться вследствие стирания буриль­ными трубами при их вращении и вследствие внешней коррозии, при­чиняемой подземными солёными водами. Особенно разрушительно дей­ствует хлористый магний, содержащийся в пластовых водах. В сравне­нии с обсадными насосные трубы могут считаться более новыми и более крепкими. На них можно давать более значительную нагрузку.
Напряжение, создаваемое внутренним давлением, пропорционально
диаметру, как это видно из формулы Барло.

где Pz — допустимое напряжение, равное 0,25 временного сопро­тивления растяжению; Р — внутреннее давление в кг/см 2 ; D — наружный диаметр труб в см; д — толщина стенок труб в см.

Диаметр насосных труб значительно меньше диаметра обсадных труб, и им можно дать более значительное внутреннее давление. Если насосные трубы износились, их легко заменить новыми,. а зацементированные обсадные трубы вынуть и заменить новыми невозможно. Нужно стараться нагрузку на обсадные трубы переносить на насосные. Это и делает пакер, поставленный в башмаке обсадных труб или ниже башмака. Если поставлен пакер, можно иметь обсад­ные трубы с меньшей толщиной стенок, т. е. более дешёвые. Пакер имеющий малую стоимость, даёт выгоду и в этом отношении.

4. Если обсадные трубы пропускают воду, она скапливается над пакером и не идёт в нижнюю часть скважины, т. е. не затапливает пласт. Скапливаясь над пакером, вода уплотняет пакер и увеличи­вает его герметичность.

5. Если газ содержит сероводород, трубы, внутри которых он идёт, сильно страдают от коррозии и быстро выходят из строя. Газ, выходящий из пласта, всегда содержит парообразную воду, а в при­сутствии воды сероводород действует особенно губительно на железо

Если сероводород разъел насосные трубы, их можно сменить на новые.
Если сероводород разъел обсадные трубы, это — катастрофа: рас­кроется верхняя вода, возникнет утечка газа в стороны, могут начаться обвалы и т. д. Нужно стараться всеми мерами предотвращать серово­дородную коррозию обсадных труб. Это и достигается установкой
пакера, резина которого не страдает от сероводорода. Если по уста­новке пакера некоторое количество газа, содержащего сероводород останется внутри обсадных труб, то последний израсходуется на частичную коррозию труб и больше не будет возобновляться, так
что серьёзной коррозии не произойдёт. Чтобы предупредить и эту малую коррозию, которую причинит небольшое количество газа, остав­шегося внутри обсадных труб выше пакера, можно впустить в трубы какое-нибудь вещество, могущее химически воздействовать на серо­
водород и в результате реакции дать нейтральное химическое соеди­нение, не портящее трубы.

6. Если колонна насосных труб висит на колонной головке, то верхняя часть колонны испытывает большое напряжение вследствие значительного веса колонны, так что можно опасаться её обрыва. Пакер берёт на себя часть веса колонны и устраняет возможность
её обрыва.

7. Пакер центрирует колонну насосных труб.

8. Выше пакера можно поставить одно соединение насосных труб с левой резьбой, и тогда, в случае надобности, можно вынуть верх­нюю часть колонны, легко отвинтить её по левой резьбе, после чего вместо отвинченной части спустить и навернуть на то же место новые
трубы. Они могут иметь и иной диаметр. Для этого после одной ниж­ней трубы прежнего диаметра ставится переводник на новый диа­метр. Иногда приходится увеличивать или уменьшать диаметр верхней части колонны насосных труб. На время отвинчивания, подъё­ма и спуска труб можно поставить в насосных трубах ниже левой резьбы временную пробку, и тогда газ не будет мешать работам по выниманию и спуску труб. Эту пробку можно спустить и поднять на проволочном замерном канате при помощи того оборудования которое применяется для спуска, установки и подъёма глубинного штуцера Отис нового типа. Пробка удерживается в трубах резино­вым кольцом и плашками шлипса вокруг конуса, суживающегося кверху.

Как для испытания, так и для эксплуатации газопровод около скважины должен иметь две ветви, и в них должны находиться чок ниппели или орифайсы для установления процента отбора.

После чок-ниппеля на газопроводе должен быть счётчик, который после испытания можно снять, если не имеется в виду в первое время эксплуатации производить частые замеры добываемого газа.

Для точных замеров давления в сифонных и в насосных трубах до чок-ниппеля на время испытания ставится «грузовой манометр («манометр мёртвого веса»). К нему проводятся соединительные трубки от сифонных труб и от газопровода, по которому идёт газ из насосных труб. На этих трубках должны быть установлены задвижки. Для испытания скважин, имеющих в закрытом состоянии давление не более 1,5 ати, вместо грузового манометра ставится ртутный мано­метр. Для очень малых давлений применяется водяной или спиртовый манометр. Эти манометры по окончании испытания убираются.

Источник