Технология и техника добычи газа
Анализ состояния эффективности применяемой технологии и техники
Добычи газа
Основные формы многозабойных скважин были предложены в 50-х годах, но существующие тогда методики бурения и оборудование заканчивания скважин не позволяли осуществлять их массовое строительство. Усовершенствования, проведенные в 90-х годах, позволили бурить и заканчивать строительством все большее количество многозабойных скважин. Основными лидерами в области дальнейшего совершенствования и использования технологии строительства многозабойных скважин являются компании Schlumberger, Eni Agip, CNOOC, Petrobras и Total.
Схемы расположения многозабойных скважин в пласте могут представлять собой одиночную дренирующую скважину, либо несколько боковых ответвлений, образующих веер в горизонтальной плоскости или располагающихся по вертикали друг над другом, либо две горизонтальные скважины (ГС), расходящиеся в противоположные стороны от главного ствола.
Добываемые из отдельных ГС продукты могут смешиваться и доставляться на поверхность по одной колонне труб или по отдельным колоннам труб, не смешиваясь. Сегодня в скважинах может находиться высокотехнологичное оборудование для заканчивания, предназначенное для слежения за исходящими из боковых ответвлений потоками и их регулирования. Соответственно, связанные с бурением и вскрытием продуктивного пласта риски изменяются в зависимости от схем расположения скважин в продуктивном пласте, от сложности сочленений с главным стволом, от предъявляемых к заканчиванию скважин требований и от скважинного оборудования.
Места сочленения горизонтальных секций скважины с главным стволом являются особо важными элементами при вскрытии продуктивных пластов с помощью многозабойных скважин с горизонтальными окончаниями. В процессе эксплуатации они могут повреждаться под воздействием пластовых давлений, сил, связанных с изменениями температуры, и перепадов давлений.
Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03) п. 3.5.2.7 [5] рекомендуемые трехзабойные скважины могут эксплуатироваться по беспекрной схеме.
Оборудование конструкций фонтанных подъемников и оборудования
Газовых скважин
В связи с геолого-техническими условиями опытно-промышленной разработки туронских залежей Южно-Русского месторождения предлагается использование лифтовой колонны диаметром 114 мм.
Лифтовая колонна спускается до глубины 770 м основного ствола и выполняется из высокогерметичных насосно-компрессорных труб НКМ 114х7,0-Д по ГОСТ 633-80 [6].
Лифтовая колонна подвешивается в фонтанной арматуре типа АФК6-100/100х21 К1 ХЛ, по ГОСТ 13846-89 [7], устанавливаемой на односекционной клиньевой колонной головкетипа ОКК1-210-178х245 К1 ХЛ по ГОСТ Р 51365-99 [8].
Для обвязки устья скважин рекомендуется оборудование Воронежского механического завода [9] или ОАО АК «Корвет» (г. Курган) [10], технические характеристики которого приведены в таблице 7.1.
Таблица 7.1 - Технические характеристики колонных головок и фонтанных арматур
| Наименование показателей | ОКК 1-210-178х245 К1 ХЛ | АФ6-100/100х21 К1 ХЛ |
| Рабочее давление, МПа | ||
| Температура скважинной среды, °С | ||
| Условный диаметр обвязываемых труб, мм | 178; 245 | - |
| Условный проход ствола и рабочих струн, мм | - | |
| Габаритные размеры, мм | ||
| длина | ||
| ширина | ||
| высота | ||
| Масса, кг |
Предупреждение осложнений при эксплуатации скважин
Опыт эксплуатации газовых скважин в условиях низких температур показывает, что основные осложнения связаны с образованием гидратных пробок в насосно-компрессорных трубах и устьевом оборудовании в период прогрева скважины после ее пуска, а также с возникновением межколонных газопроявлений.
Для предотвращения образования гидратов производится закачка в скважину ингибиторов гидратообразования (диэтиленгликоля, метанола, раствора хлористого кальция). Подача ингибиторов гидратообразования на кустовые площадки и к скважинам осуществляется за счет обустройства стационарных коммуникаций или путем монтажа на кустовых площадках оборудования для хранения ингибиторов и подачи их в скважины.
На период пусковых работ подачу ингибитора гидратообразования можно обеспечивать передвижной насосной установкой. По мере падения пластовых давлений и температуры следует предусмотреть подачу ингибитора гидратообразования к устью скважины по метанолопроводам от УКПГ.
В процессе эксплуатации скважин нередки случаи появления межколонных газопроявлений, возникающих по различным геологическим, техническим или организационным причинам. Для предотвращения заколонных перетоков газа из в конструкции скважины предусмотрен удлиненный кондуктор. Кроме того, эксплуатационная и лифтовые колонны выполнены с высокогерметичными резьбовыми соединениями типа RS Bear (VAM TOP) и НКМ. В случае, если несмотря на принятые меры, межколонные газопроявления присутствуют, то решение о возможности их эксплуатации или ремонте следует принимать только после изучения природы этих проявлений. Эксплуатация скважин с межколонными газопроявлениями может производиться только по регламенту, разработанному для данного месторождения.