Особенности эксплуатации газовых скважин в условиях ММП.

В условиях Крайнего Севера строительство и эксплуатация скважин с наличием в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП) осложняются осыпями и обвалами пород, размывом приустьевой зоны при бурении, поглощением тампонажного раствора при цементировании, потерей продольной устойчивости конструкции скважин, а при обратном промерзании – смятием колонн при последующем освоении и эксплуатации.

Все это приводит к разгерметизации колонн или разрушениям наземного оборудования, к появлению неуправляемых каналов прорыва углеводородного флюида из пласта на дневную поверхность, что сопровождается катастрофическими последствиями, определяющими актуальность проблемы не только с технической, но и с экологической точки зрения.

Размещение глубоких разведочных и эксплуатационных скважин должно осуществляться в основном на площадях с талыми и мерзлыми породами, не подверженных просадкам и деформациям, и базироваться на основе данных о мерзлотной обстановке.

Образование кристаллогидратов создает серьезные трудности при эксплуатации скважин, вызывая изменение их производительности и даже прекращая подачу газа из скважин вследствие формирования гидратных пробок, обмерзания оборудования и т.д.

Поскольку тепловой режим скважин существенно зависит от их дебита, в ряде случаев можно определить такие предельные дебиты, выше которых будет обеспечен “безгидратный” режим эксплуатации месторождения без подачи ингибитора гидратообразования на забой скважины.

С увеличением дебита теплообмен газа с породой возрастет. Температура газа на устье скважины также повышается до некоторой предельной величины.

С дальнейшим ростом дебита потери напора увеличиваются настолько, что снижение температуры за счет эффекта Джоуля – Томсона превалирует над теплообменом и температура газа снижается. При значительных дебитах скважин необходимо учитывать дроссель-эффект.

Основные виды осложнений состояния скважин, вызванные ММП.

Смотри выше 33

35. Схемы сбора газа, расчет газосборных трубопроводов.

При разработке газовых или газоконденсатных месторождений с небольшим содержанием углеводородного конденсата и при отсутствии сероводорода в составе пластового газа применяют четыре схемы внутрипромыслового сбора газа: линейную, лучевую, кольцевую и групповую.

Газ из скважин, пройдя прискважинные сооружения по очистке от твердых взвесей и жидкостей, по шлейфам направляется в общий газосборный коллектор, промыслоювый газосборный пункт (ГСП) и магистральный газопровод. Углеводородный конденсат из прискважинных сооружений по самостоятельным трубопроводам, проложенных параллельно газопроводам, направляется на ГСП.

Линейная, лучевая и кольцевая схемы промыслового сбора и транспорта газа с прискважинными сооружениями и отдельными технологическими нитками промысловой обработки газа для каждой скважины имеют следующие недостатки:

1. Промысловое оборудование установлено на большой территории.

2. Скважины с прискважинным оборудованием для очистки, осушки и замера газа требуют большого числа квалифицированного обслуживающего персонала.

3. Значительные длина промысловых дорог, металлоемкость коммуникаций водоснабжения, теплоснабжения и доставки реагентов.

4. Сложность устройства и функционирования систем дистанционного измерения давления, температур, расходов, управления технологическим режимом работы скважин и прискважинного оборудования.

5. Значительные потери газа и конденсата в запорной арматуре и прискважинных сооружениях.

При разработке газоконденсатных месторождений стали применять групповую коллекторную схему сбора, внутрипромыслового транспорта газа и конденсата. В этом случае отделение твердых взвесей от газа, получение углеводородного конденсата, измерение объемов сухого газа и конденсата проводят на газосборном пункте (ГП), который стал называться установкой комплексной подготовки газа - УКПГ, которая размещается, как правило, в центре группы скважин. Газ и конденсат от УКПГ по самостоятельным трубопроводам поступают на промысловый газосборный пункт (ПГСП) или головные сооружения магистрального газопровода (ГС).