УДК 622.271

ПОВЫШЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ГРУНТОВОГО ОСНОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН РАЙОНОВ КРАЙНЕГО СЕВЕРА РОССИИ

Рожина Анастасия Александровна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
студент, строительный факультет, кафедра теплогазоснабжение, вентиляция и водоснабжение, водоотведение

Аннотация
Работа посвящена актуальной проблеме – добыча газа в районах крайнего Севера без вреда окружающему вечномерзлому грунту. Был рассмотрен один из методов стабилизации грунтового основания на примере Бованековского газоконденсатного месторождения. Авторами описана технология добычи газа на территории вечномерзлых грунтов от газовых скважин до здания входных ниток и входных сепараторов. Рассмотрен вопрос о возможности предотвращения таяния грунтов из-за работы оборудования газовых скважин. Сделаны выводы о преимуществах использования вертикальной естественно действующей трубчатой системы.

Ключевые слова: , ,


Рубрика: 05.00.00 ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ

Библиографическая ссылка на статью:
Рожина А.А. Повышение устойчивости грунтового основания газовых скважин районов крайнего севера России // Современные научные исследования и инновации. 2019. № 7 [Электронный ресурс]. URL: http://web.snauka.ru/issues/2019/07/89890 (дата обращения: 08.02.2020).

Введение

Районы крайнего севера на сегодняшний день является одним из основных источников добычи газа. Например, Бованековское газоконденсатное месторождение (БНГКМ) в год производит около 115 млрд.куб.м., принадлежит к северной геокриологической зоне, что означает сплошное распространение мощных многолетнемерзлых пород (ММП) с несквозными таликами под озерами и реками,. Из-за этого добыча газа там сильно усложняется в отличие от месторождений, находящихся ближе к югу России, необходимо учитывать негативные факторы, которые будут влиять на работу скважин и снижающие устойчивость их оснований.

Основная часть

На БНГКМ применяются вертикальные, наклонно – направленные скважины и скважины с субгоризонтальным окончанием. Принципиальная схема наклонно-направленной скважины, оборудованной подземным и устьевым оборудованием, представлена на рис. 1. Все эксплуатационные скважины объединены в кусты газовых скважин. Предусмотрена однонапорная внутрипромысловая система сбора газа, позволяющая загрузить одну нитку магистрального газопровода, тем самым значительно снижает затраты на обустройство месторождения и повышает эффективность эксплуатации. Коллекторы от КГС (куст газовых скважин) до ЗВН и ВС (здание входных ниток и входных сепараторов) УКПГ (установка комплексной подготовки газа) проложены по лучевой схеме. [1].



Рис. 1. Принципиальная схема наклонно-направленной скважины

Скважины размещаются на едином кустовом насыпном основании. В каждой батарее размещаются скважины одного пускового комплекса независимо от пласта с расстоянием между устьями скважин 20 м, в зависимости от радиуса растепления грунта вокруг скважины. Расстояние между батареями – 50 м. На устьях скважин применяется фонтанная арматура. Елка фонтанной арматуры оборудована приводными стволовой задвижкой, угловым дроссельным клапаном, смонтированным на рабочей струне фонтанной елки. Боковые отводы фонтанной ёлки и один из отводов трубной головки оборудованы задавочными линиями с отсекающими задвижками, заканчивается задавочная линия быстроразъёмным соединением для присоединения к ним технологических линий насосных установок при выполнении технологических операций или при глушении скважин. Компоновка устьевого оборудования скважин представлена на рис. 2.

1 — ёлка фонтанной арматуры; 2 — угловой дроссельный клапан гидроуправляемый;

3 — задвижка гидроуправляемая;

4 — задвижка ручная; 5 — корпус трубной головки; 6 — подвеска лифтовой колонны; 7 — переходник трубной головки; 8 — колонная головка; 9 — кондуктор; 11 — эксплуатационная колонна; 12 — лифтовая колонна; 13 — трубка управления

Рис. 2. Компоновка устьевого оборудования скважины

При эксплуатации газ сырой от устья, через отводы фонтанной арматуры скважин, поступает в газосборный коллектор и далее транспортируется на УКПГ. На линиях от фонтанной арматуры до ГСК (газосборный коллектор) для выравнивания давления различных пластов последовательно установлены УДК (угловой дроссельный клапан), датчик сигнализатор выноса мехпримесей, термокарман для установки термометра, ККВНД (клапан контроля высокого и низкого давления), узел замера газа, передающий информацию (расход, давление и температуру газа) по каждой скважине на КП (контролируемый пункт) телемеханики, КОО (клапан односторонний отсечной), гидроприводная задвижка.

На общем коллекторе скважин предусматривается измерение давления газа и температуры газа с помощью термометра накладного типа. На каждой линии от фонтанной арматуры до ГСК установлен датчик-сигнализатор выноса мехпримесей.

При транспортировке газа по коллекторам происходит его охлаждение за счёт теплообмена с окружающей средой (в зимнее время), а также за счёт дросселирования. Природный газ находится в условиях полного насыщения влагой (относительная влажность – 100%), поэтому при снижении температуры возможно гидратообразование. Для предупреждения возможного гидратообразования предусмотрена подача метанола через систему подачи ингибитора СПИ-02. Подача метанола осуществляется в инструментальный фланец ФА перед угловым дроссельным клапаном. [2].

Из-за работающего оборудования скважины выделяется значительное количество теплоты, которое оказывает влияния на грунт, тем самым увеличивая его температуру. Происходит процесс оттаивания грунта, из твердомерзлого состояния переходит в охлажденное или талое, тем самым влечет за собой потерю несущей способности основания, которая приводит к значительным просадкам устьевой зоны, деформациям скважин и обвязки. Чтобы этого избежать на БНГКМ применяют вертикальную естественно действующую трубчатую систему (ВЕТ). [3].

ВЕТ позволяет замораживать и поддерживать нужную температуру вечномерзлых грунтов и предотвращает выделения тепла под основаниями газовых скважин. В охлаждающих трубах происходит перенос тепла грунта к хладагенту. Хладагент  переходит из жидкой фазы в парообразную. Пар перемещается в сторону конденсаторного блока, где конденсируется в жидкую фазу, отдавая тепло через оребрение в атмосферу. Охлажденный и сконденсированный хладагент вновь стекает в испарительную систему и повторяет цикл движения. В зависимости от состояния грунта применяются схемы с одним или несколькими контурами охлаждающих труб. Охлаждающие вертикальные трубы глубиной 13…26 м располагаются вокруг ствола скважины на окружности с одинаковым шагом.

Заключение

Благодаря данной системе появилась возможность добывать газ в районах крайнего Севера без вреда для вечномерзлых грунтов, вследствие замораживания грунтов в самых глубинно-недоступных местах. Стоит отметить, что при проектировании систем термостабилизации устьев газовых скважин происходит постоянное совершенствование раскладки охлаждающих труб, исключающих их пересечение, устройство компенсаторов для компенсации деформаций труб при возможных осадках системы вместе с грунтом. Все вышеперечисленные меры обеспечивают высокую надежность систем ВЕТ, а значит, и устойчивость основания газодобывающих скважин в процессе эксплуатации. 

Поделиться в соц. сетях

0

Библиографический список
  1. Технологический регламент на эксплуатацию УКПГ ГП-1 Бованенколвоского НГКМ, с 331
  2. Технологический проект разработки Бованенковского НГКМ [электронный ресурс],
  3. «Система температурной стабилизации вечномерзлых грунтов», ООО НПО «Фундаментстройаркос»  С.Н. Окунев


Количество просмотров публикации: Please wait

Все статьи автора «Рожина Анастасия Александровна»


© Если вы обнаружили нарушение авторских или смежных прав, пожалуйста, незамедлительно сообщите нам об этом по электронной почте или через форму обратной связи.

Связь с автором (комментарии/рецензии к статье)

Оставить комментарий

Вы должны авторизоваться, чтобы оставить комментарий.

Если Вы еще не зарегистрированы на сайте, то Вам необходимо зарегистрироваться:
  • Регистрация