Проект опытно – промышленной разработки туронских газовых залежей Южно-Русского нефтегазового месторождения

7 Технология и техника добычи газа

7.1 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.

7.2 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 головке типа 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	21
Температура скважинной среды, С	100
Условный диаметр обвязываемых труб, мм	178; 245	-
Условный проход ствола и рабочих струн, мм	-	100
Габаритные размеры, мм
длина	1300	3570
ширина	545	1120
высота	535	3120
Масса, кг	485	3243