Добыча природного газа

1. Газовые месторождения

Природные углеводородные газы добывают из недр земли, они скапливаются в горных породах, имеющих сообщающиеся между собой пустоты. Породы, способные вмещать и отдавать газ, называются газовыми коллекторами. Они образуют в толщах горных пород огромные подземные природные резервуары, сверху и снизу ограниченные непроницаемыми породами, и являются залежами. Залежи, занимающие значительные площади, образуют месторождения.

Подземные резервуары имеют широкое горизонтальное распространение и в основном заполнены водой. Газовые скопления располагаются над водой и прижимаются к верхней малопроницаемой границе подземного резервуара. На рис. 2.1 показаны газовые залежи простой формы, образованные антиклинальными складками пород. Бывают газовые залежи из нескольких газоносных пластов, или горизонтов. Давление в газоносном пласте зависит от глубины его залегания. Через каждые 10 м глубины давление в пласте возрастает на 0,0981 МПа.

Так как газ в подземных резервуарах находится под давлением, то при вскрытии его скважиной он способен притекать (фонтанировать) к поверхности с огромной скоростью. Природный газ получают также попутно с нефтью, в которой он растворен в объеме от 10 до 50 % от массы нефти. В подземном резервуаре, в котором нефть заключена вместе с газом, часть углеводородных газов (более тяжелых) находится в растворенном виде, а часть (метан, этан) располагается над нефтью, образуя так называемую газовую шапку (рис. 2.2, а). При вскрытии пласта скважиной вначале фонтанирует газ газовой подушки, а затем вследствие падения давления выделяется газ из нефти.

Если газ полностью растворен в нефти, он добывается вместе с ней. Обычно в 1 т нефти содержится 20...400 м³ газа. Эту величину называют газовым фактором. Наиболее часто встречающиеся формы газонефтяных залежей показаны на рис. 2.2.

2. Классификация запасов газов по типам залежей

Нефть и газ могут находиться в пластовых залежах в однофазном или двухфазном состояниях. Классификация залежей приведена в табл. 2.1.

Изменение фазового состояния и типа углеводородных залежей, происходящее в процессе их разработки, зависит от режима эксплуатации и используемых технологий. Например, при разработке нефтяных залежей в режиме истощения снижение пластового давления ниже давления насыщения может привести к формированию вторичной газовой шапки и переводу таким образом нефтяных залежей в газонефтяные. Разработка газоконденсатных залежей в режиме истощения может привести к выпадению наиболее ценных углеводородных компонентов. Чтобы этого избежать, используется так называемый сайклинг-процесс. Из добываемого жирного газа, извлекается конденсат, а оставшийся сухой газ закачивается обратно в пласт в целях поддержания пластового давления. За счет постепенного замещения более тяжелых углеводородов легкими происходит переформирование типа залежей из газоконденсатных в газовые.

Углеводородные залежи могут быть сформированы только при наличии: 1) материнских пород (сланцев), содержащих исходное органическое вещество. Материнские породы должны залегать достаточно глубоко, чтобы температура и время были достаточными для превращения органического вещества в углеводороды;

2) миграционного пути, позволяющего нефти и газу мигрировать из материнских пород;

3) пористой и проницаемой породы (продуктивного пласта или резервуара);

4) ловушки. Большая часть углеводородов рассеивается по пути миграции из-за отсутствия ловушек, т.е. мест их аккумуляции;

5) непроницаемых пород, покрывающих ловушку, которые предохраняют углеводороды от рассеивания на поверхности.

Если хоть одно из этих условий не соблюдается, то углеводородные залежи не могут быть сформированы.

3. Скважины для добычи газа

Бурение скважин. Газовая скважина является основным элементом промыслов. Верх скважины называется устьем, низ — забоем. Процесс бурения скважин заключается в разрушении пород земной коры и выносе измельченной породы на поверхность земли.

При добыче нефти и газа применяют вращательное роторное (рис. 2.5) и вращательное турбинное бурение. Для разрушения породы чаще всего применяют шарошечные долота, в которых шарошки, вращаясь вокруг своих осей, дробят и скалывают породу. Для удлинения срока службы шарошечных долот и ускорения бурения их облицовывают твердыми сплавами. При роторном бурении возникают большие потери мощности на пути от двигателя к долоту, поэтому чаще применяют турбинное бурение. При турбинном бурении вращатель долота перенесен непосредственно к долоту. Во вращении участвует только одно долото, присоединенное к шпинделю трубопровода, а бурильная труба служит для поддержания турбобура и подачи глинистого раствора.

Широкое распространение для бурения скважин получили электробуры. Принципиальная схема оборудования для бурения электробуром на трубах показана на рис. 2.6. Разрушение породы в забое производится долотом 17, приводимым во вращение электродвигателем, опущенным в забой на колонне бурильных труб. Охлаждение долота и вынос на поверхность породы осуществляются при помощи жидкости, прокачиваемой грязевыми насосами внутри колонны бурильных труб через гибкий резиновый шланг 12 и вертлюг 11.

Конструкция газовых скважин. На конструкцию газовых скважин оказывают влияние геологические условия месторождения, предполагаемый дебит скважины и состав добываемого газа. Подземная часть скважины (рис. 2.8, а) состоит из нескольких колонн труб. Колонна труб кондуктора 10 служит для предохранения от размывания и обрушения пород. Длина колонны не превышает 200 м. Колонна обсадных (защитных) труб 11 предназначена для предохранения стенок скважины от обрушения и изоляции газоносного пласта от вышележащих пород. Для предотвращения затопления газоносного пласта подземными водами затрубное пространство 13 заполняют цементным раствором. В зависимости от характера пород, наличия или отсутствия в них подземных вод обсадные трубы опускают либо на всю длину ствола до газоносного ствола, либо на меньшую глубину, оставляя нижнюю часть ствола незакрепленной. В последнем случае незакрепленная часть ствола должна состоять из твердых пород, не дающих осыпей и не содержащих подземных вод. Если газоносный пласт состоит из сыпучих пород, например песка или рыхлого песчаника, то обсадочные трубы опускают таким образом, чтобы они перекрывали сыпучий слой пласта. Для обеспечения проникновения газа из пласта в скважину на участке обсадной трубы, проходящей через газоносный пласт, устанавливают щелевой фильтр. Внутри обсадных труб подвешивают колонну фонтанных труб 12, по которым газ из пласта выходит на поверхность земли. Различают два вида расположения фонтанной арматуры: крестовое (см. рис. 2.8, а) и тройниковое (рис. 2.8, б).