Эксплуатация скважин при условиях гидратообразования в стволе

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.

Гидратообразование (кристаллогидраты) в газопроводах. Вечная мерзлота.




Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога