2.1 Видобуток та транспорт природного газу
Основні ресурси газового палива розташовані в газових та газоконденсатних родовищах.
Видобуток природного газу здійснюють з використанням свердловин, які торкаються газонасосного обрію. В газонасосному обрії газ знаходиться під пластовим тиском, при чому величина тиску буде залежати від глибини заглиблення газонасосного шару та може досягати декілька десятків МПа. Під впливом пластового тиску газ переміщується фонтанною трубою свердловини на поверхню.
Конструкція свердловини залежить від її призначення ( розвідувальна або експлуатаційна), геологічних умов родовищ, дебіту та складу газу, що видобувається.
Вимоги до газової свердловини наступні:
1. створення надійного стовбуру по якому газ міг би надходити із місця встановлення свердловини до місця його відбору без підземних його втрат;
2. ізоляція пластів ,які містять нафту, газ та воду, з метою забезпечення охорони надр Землі;
3. запобігання стін свердловини від ушкоджень;
4. можливість експлуатації проміжних газоносних обріїв;
5 можливість поглиблення свердловини в майбутньому, якщо на це є потреба.
Рисунок 2.1 – Схема свердловини для експлуатації одного
газоносного обрію
На рисунку 2.1 представлена схема свердловини для експлуатації одного газоносного обрію. Свердловина складається з підземної та надземної частини. Підземну частину свердловини виконують із декілька стовпчиків труб різної довжини та діаметру, що занурюють в свердловино згідно їх вісі. Зовнішні стовпчики труб 5,що називаються кондуктором, занурюються на глибину до 200 м. Їх призначення запобігати можливим ушкодженням верхньої частини свердловини, при її встановленні. Всередину кондуктора занурюються стовпчики обсадних труб 4. Обсадні труби занурюються до газонасосного пласта, як на рисунку, або на меншу глибину. В останньому випадку незахищена частина стовбура має проходити в твердих породах, що запобігають руйнації свердловини та її затопленні підземними водами.
Для герметизації свердловини затрубний простір 2 заповнюється цементним розчином. Обсадні труби та цементне коло, в додаток до захищаючих заходів від руйнації свердловини, ізолюють газоносний обрій від пластів, що пролягають вище при цьому запобігають самовільним викидам газів та захищають газоносний пласт від затоплення обріями вод.
Всередину обсадних труб занурюються стовпчики фонтанних труб 3, що чіпляються до фонтанної арматури.
В нижній частині свердловини в коловому просторі поміж фонтанними та обсадними трубами встановлюється спеціальне сальникове ущільнення 1, що має назву пакер. Пакер призначений для ізоляції поміж трубного простору від проникнення газу від місця його відбору. Вихід газу здійснюється по фонтанним трубам. При цьому, обсадні труби не підлягають впливу високих тисків. Наявність фонтанних труб в свердловині підвищує строк роботи обсадних стовпчиків, однак їх використання збільшує собівартість газу і тому на деяких свердловинах їх не використовують.
Надземна частина свердловини має назву фонтанна арматура і складається з трьох частин:
колонної голови;
трубної голови;
фонтанної ялинки з засувами 9.
Колонна голова 6 призначена для герметизації колового простору між трубами кондуктора та експлуатаційної частини свердловини. До неї чіпляється на різьбі експлуатаційна колонна 4, а зверху закріплюється трубна голова 7. Трубна голова призначена для герметизації поміж трубного простору між експлуатаційною колонною та фонтанними трубами. До верхнього патрубка трубної голови чіпляються фонтанні труби. Бокові відводи від трубної голови з засувами 9 призначені для контролю тиску в поміж трубному просторі та обробки свердловини. Котушка 8 слугує для переходу з більшого діаметра на менший. Фонтанна ялинка складається із хрестовини 11, штуцера 10, який призначений для регулювання дебіту свердловини, та буфера патрубка 13. На фонтанній арматурі встановлено манометри 12 та термометр 14. З двох бокових відводів фонтанної ялинки один знаходиться в експлуатації, а інший в резерві.
В зв′язку з тим, що газові родовища в основному багатошарові, то з двох бокових відводів трубної голови надходить газ із верхніх обріїв, а з нижнього – по фронтальним трубам.
При експлуатації газових родовищ для кожної свердловини встановлюється оптимальний дебіт газу. Збільшення дебіту більше оптимального призведе до підвищеної швидкості руху газу в газонасосному пласті та до транспорту пилу. Оптимальний дебіт складає приблизно 12-13% вільного дебіту – витрати газу в атмосферу при повністю відкритій арматурою. З часом в результаті подальшої експлуатації родовища частка експлуатаційного дебіту збільшується та досягає 100 %.