На забое и в стволе скважины могут возникать такие сочетания давлений и температур, при которых образуются гидраты. В случаях, когда экономически нецелесообразно или технологически невозможно установить и поддерживать такой технологический режим, при котором в скважине не образуются гидраты, приходится эксплуатировать скважину при условиях возможного образования гидратов в скважине.
Простой способ обеспечения безгидратного режима эксплуатации скважины—поддержание на устье температуры газа 25— 30 °С. В этом случае при любом давлении ниже 50 МПа в стволе скважины не образуются гидраты.
Этот простой признак безгидратного режима полезно помнить и использовать при необходимости перевода скважины на безгидратный режим. Изменяя дебит скважины, во многих случаях удается поддерживать такой режим.
При температурах газа на устье ниже 25 °С и давлении ниже 30 МПа возможно образование гидратов. Для более точного определения безгидратных режимов сопоставляют фактические показатели (давление, температура) с условиями гидратообразования для газа данного состава.
При увеличении дебита скважины температура газа растет, достигает максимума, а затем уменьшается.
На забое и в стволе скважины могут возникать такие сочетания давлений и температур, при которых образуются гидраты. В случаях, когда экономически нецелесообразно или технологически невозможно установить и поддерживать такой технологический режим, при котором в скважине не образуются гидраты, приходится эксплуатировать скважину при условиях возможного образования гидратов в скважине.
Простой способ обеспечения безгидратного режима эксплуатации скважины—поддержание на устье температуры газа 25— 30 °С. В этом случае при любом давлении ниже 50 МПа в стволе скважины не образуются гидраты.
Этот простой признак безгидратного режима полезно помнить и использовать при необходимости перевода скважины на безгидратный режим. Изменяя дебит скважины, во многих случаях удается поддерживать такой режим.
При температурах газа на устье ниже 25 °С и давлении ниже 30 МПа возможно образование гидратов. Для более точного определения безгидратных режимов сопоставляют фактические показатели (давление, температура) с условиями гидратообразования для газа данного состава.
При увеличении дебита скважины температура газа растет, достигает максимума, а затем уменьшается.
Признак образования гидратов в скважине—снижение устьевого давления и дебита скважины в результате перекрытия гидратами проходного сечения труб.
К первым способам ликвидации начавшегося гидратообразования в скважине, которыми может воспользоваться оператор, относятся следующие.
Ввести в поток газа ингибитор гидратообразования, если скважина оборудована для этого.
Значительно снизить давление на устье вплоть до продувки в атмосферу. При этом под действием перепада давления и в результате частичного разложения гидратная пробка разрушается и выносится потоком газа. Затем устанавливают режим близкий к безгидратному.
При образовании гидратов в фонтанных трубах газ можно отбирать через затрубье. Тогда теплый поток газа обогреет фонтанные трубы и частично расплавит пробку. Возврат на отбор через фонтанные трубы может привести к разрушению и удалению гидратной пробки.
При образовании пробки значительных размеров описанные способы могут оказаться безрезультатными. В таких случаях вынуждены применять дорогостоящие и длительные мероприятия (циркуляцию ингибиторов или солевых растворов) и даже разбуривать пробку.
При проектировании разработки и назначении технологических режимов обычно рассчитывают распределение давлений и температур по стволу скважины в зависимости от дебитов по годам разработки. Сопоставляя эти данные с кривыми гидратообразования, прогнозируют сроки и глубины возможного гидратообразования в скважинах. Предусматривают мероприятия по предотвращению гидратообразования: теплоизоляцию стенок скважины, подогрев газа, ввод ингибиторов в поток газа, покрытие внутренней поверхности труб веществами, исключающими прилипание гидратов к стенкам.
Теплоизоляция может применяться на месторождениях Севера. Она предотвращает охлаждение газа вечномерзлыми породами и одновременно предохраняет эти породы от протаивания.·
Обогревать газ можно электрогрелкой, циркуляцией горячих теплоносителей и сжиганием самого газа.
Наиболее распространен ввод ингибиторов в поток газа. Для этого используют индивидуальные установки на устьях скважин и централизованную подачу ингибиторов.
При индивидуальном вводе ингибиторов используют установленные на устье ингибиторный бачок с регулируемым вентилем или автоматы непрерывной и периодической подачи ингибитора типа «Лотос». Ингибитор подается в затрубное пространство.
Способ ввода ингибитора непосредственно в поток газа зависит от оборудования ствола скважины. При спуске колонны фонтанных труб (см. рис. 17, а) ингибитор стекает по стенкам межтрубного пространства к забою скважины.
Здесь ингибитор подхватывается потоком газа и внутри фонтанных труб в смеси с газом движется вверх. Скорость газа на забое должна достигать 2—10 м/с, чтобы обеспечить вынос жидкости с забоя.
При использовании комплекса подземного оборудования (см. рис. 16, в) ингибитор накапливается над пакером 13 и через ингибиторный клапан (с дозировочными отверстиями) впрыскивается в поток газа.
При одновременной раздельной эксплуатации двух пластов (см. рис. 16, г) ингибитор впрыскивается в каждую из колонн труб через свой индивидуально настроенный ингибиторный клапан 16.
Для каждой скважины устьевая установка по вводу ингибиторов настраивается индивидуально в соответствии с дебитом и параметрами потока газа.
Централизованная подача ингибиторов осуществляется системами типа «ДЭГАЗ-1», размещенными на УКПГ. Ингибитор от насосов через блок дозировки поступает к устью скважин по ингибиторопроводам.
Нормы подачи ингибитора рассчитываются в зависимости от влагосодержания газа, степени снижения температуры гидратообразования, расхода газа, свойств ингибитора. Подача ингибиторов изменяется примерно от 50 до 300 см3 на 1000 м3 газа.
В качестве ингибиторов гидратообразования используют метанол, водные растворы гликолей, хлористого кальция, а также комплексные ингибиторы, которые одновременно защищают оборудование от коррозии.
Оператор поддерживает заданный режим (расход, давление, концентрацию) подачи ингибитора в скважины.
При индивидуальной подаче необходимо своевременно заполнять ингибиторные бачки, вести учет и контроль за расходам ингибитора, контролировать параметры работы скважины. При появлении признаков образования гидратной пробки в скважине необходимо немедленно увеличить подачу ингибитора в скважину, выяснить и устранить причину сокращения подачи ингибитора.
При централизованной подаче ингибитора оператор обслуживает автоматизированную систему подачи ингибитора. Особое внимание уделяется контролю за давлением в ингибиторопроводах.
Повышение давления в ингибиторопроводе свидетельствует о прекращении подачи ингибитора в результате засорения дозировочного дросселя или ингибиторопровода. Падение давления — признак утечки ингибитора из-за разрыва ингибиторопровода или нарушения герметичности соединений. В автоматических системах при нарушении подачи ингибитора в операторной загорается соответствующая сигнальная (красная) лампочка.
