34.Основные виды осложнений состояния скважин, вызванные ммп.

Осложнения в скважинах в криолитозоне возникают как при растеплении ММП в процессе бурения и эксплуатации скважин, так и при обратном промерзании ММП в условиях простоя или консервации газовых скважин. Эти осложнения следующие: • образование провалов и приустьевых воронок в летнее время при протаивании и просадке пород; воронки могут достигать глубины в несколько десятков метров при диаметре 8—10 м; они обычно ликвидируются подсыпкой часто больших объемов песка; • кавернообразование в процессе бурения и эксплуатации; • смятие обсадных колонн и НКТ при замерзании жидкости в межколонном пространстве; Смятие обсадных колонн происходит при восстановлении отрицательных темп-р в затрубном пространстве. Данное осложнение происходит вследствие растепления и восстановления отрицательных темп-р мерзлых пород в процессе бурения и эксплуатации. Восстановление отриц. Темп-р приствольной зоны может сопровождаться возникновением в скважине радиальных сминающих сил, напряжения которых превышают прочностные хар-ки труб. Природа сминающих сил опр-ся увеличением объема промывочной жидкости, оставшейся в затрубном пространстве, при восстановлении отрицательных темп-р в неработающих скв. Смятие обсадных труб в толще мерзлых пород происходит на кавернозном участке.

• смятие кондуктора и колонн при промерзании каверн; • смятие колонн приурочено к глубинам расположения наибольших каверн, образованных при бурении. Причиной появления этих искажений является относительно высокая температура отбираемого скважиной газа, который разогревает контактирующие со скважиной породы. Образование зоны положительных температур вокруг скважины вызывает растепление пород и появление воды. Очевидно, что механические свойства растепленных пород значительно отличаются от аналогичных свойств в их замерзшем состоянии, что в ряде случаев является причиной, осложняющей эксплуатацию скважин. Чаще всего эти осложнения приводят к некоторым смещениям устья скважины в пределах растепленной области с последующей стабилизацией ее положения. Когда диаметр и глубина зоны растепления велики, может происходить потеря устойчивости обсадной колонны

35.Схемы сбора газа, расчет газосборных трубопроводов.

Определяется при технологическом проектировании газопромысловых объектов на основании технико-экономических расчетов. Выбор схемы сбора газа зависит от:

- запасов газа на месторождении; - площади и его конфигурации; - числа продуктивных пластов и их характеристики; - рабочих дебитов скважин; - давления на устье; - состава газа; - наличия в нем конденсата и вредных примесей (сероводорода, углекислоты, органических кислот); - числа скважин и системы их размещения на месторождении; - принятой технологии подготовки газа к транспорту.

Конфигурацию промысловой схемы сбора газа выбирают исходя из оптимального сочетания металлоемкости технологического оборудования и потерь давления газа в нем.

Линейная схема применяется, как правило, на газовых месторождениях с вытянутой площадью газоносности. Лучевая схема – при раздельной эксплуатации газовых пластов с различными начальными давлениями и составом газа (при аварии на таких газопроводах большая часть скважин отключается на время ликвидации аварии). Кольцевая схема – на больших по размерам площадях газоносности с большим числом скважин и различными потребителями газа. Кольцевая схема дороже лучевой, но более надежна, так как при аварии на любом участке схемы эта часть отключается на время ликвидации аварии, а газ подается по кольцу большинством работающих скважин. Групповую схему сбора применяют на больших по размерам площадях газоносности. Она отличается от перечисленных выше раздельным транспортом газа и конденсата от групповых пунктах сбора газа до головных сооружений.

П ри разработке газоконденсатных месторождений с большим содержанием конденсата применяют групповую коллекторную схему сбора. Газ и конденсат от УКПГ по самостоятельным трубопроводам поступает на головные сооружения магистрального газопровода. Линейная, лучевая и кольцевая схемы промыслового сбора и транспорта газа имеют следующие недостатки: промысловое оборудование установлено на большой территории; скважины с прискважинным оборудованием для очистки, осушки и замера дебита требуют большого числа квалифицированного обслуживающего персонала; значительная длина промысловых дорог, металлоемкость коммуникаций водоснабжения, теплоснабжения и доставки реагентов; сложность устройства и функционирования систем дистанционного измерения давления, температур, расходов, управления технологическим режимом работы скважин и прискважинного оборудования; значительные потери газа и конденсата в запорной арматуре, прискважинных сооружениях.

Для многопластовых месторождений с различными пластовыми давлениями часто применяют раздельный сбор газа по разным газосборным сетям. Разные газосборные сети строят также в том

случае, если газ одного из продуктивных горизонтов содержит большое количество конденсата, сероводорода или углекислого газа.