Лекция 8.  ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ  СКВАЖИН

                                                 

8.1 Эксплуатация скважин при содержании в газе агрессивных компонентов

В составе добываемой газообразной продукции ряда месторождений имеются сероводород и двуокись углерода. При эксплуатации таких месторождений вследствие агрессивных свойств этих компонентов необходимо предусматривать меры по защите внутренней поверхности оборудования от коррозии.

По характеру коррозионного разрушения различают сплош­ную и местную коррозию. Сплошная коррозия может быть рав­номерной или неравномерной в зависимости от скорости корро­зии на различных участках поверхности. Местная коррозия — обычно точечная, пятнами; коррозионное растрескивание проис­ходит за счет одновременного действия агрессивной среды и рас­тягивающих напряжений.

Характер и скорость коррозии оборудования скважин зави­сят от концентрации H₂S и СО₂ в воде. Многообразие форм и видов коррозии, протекающих на газо­вых месторождениях, объясняется разнообразием условий ра­боты оборудования, изготовленного из стали различных марок. Однако интенсивность и характер разрушений по тех­нологической линии движения газа в системе пласт — скважи­на — газосборные сети — установки подготовки газа имеют неко­торую закономерность:

-         в насосно-компрессорных тру­бах гладкая внутренняя поверхность корродирует в основном равномерно;

-         от забоя к устью скважины интенсивность корро­зии возрастает;

-         в фонтанной арматуре максимальные разруше­ния наблюдаются в местах резкого изменения направлений газо­жидкостного потока (поворотах, выступах), местах скопления электролита. Коррозия носит в основном язвенный характер.

-         в горизонтально уло­женных трубопроводах максимальные разрушения наблюдаются в нижней части, в местах движения электролита. В верхней части труб скорость коррозии значительно меньше.

Газопромысловое оборудование защищают от коррозии сле­дующими способами:

-         применяют ингибиторы коррозии;

-         используют коррозионно-стойкие стали и сплавы;

-         применяют металлические и неметаллические покрытия;

-         используют катодную и протекторную защиты.

Опыт эксплуатации месторождений сероводородсодержащего газа показывает, что на однопластовых месторождениях можно применять типовые конструкции скважин. В эксплуатационную колонну спускают фонтанные трубы, межтрубное пространство изолируют одним или двумя пакерами и заполняют ингибито­ром, который подают на забой. В фонтанных трубах устанавли­вают предохранительный клапан-отсекатель, циркуляционный и ингибиторный клапаны.   Применение ингибиторов коррозии — самый распространенный метод. Ингибиторы условно можно разделить на следующие группы.

-         Нейтрализаторы (известковое молоко, сода и другие) ней­трализующие коррозионные агенты. Нейтрализаторы имеют вы­сокий эффект защиты (до 100%), увеличивают теплоту сгорания газа за счет нейтрализации негорючих компонентов СО₂ и H₂S. Однако в результате нейтрализации образуются нерастворимые осадки, которые забивают штуцеры, трубопроводы и др.

-         Экранирующие ингибиторы. Эффект защиты достигается за счет образования пленки, препятствующей контакту металла с электролитом. Различают углеводородорастворимые и водо­растворимые ингибиторы.

Существует несколько способов применения ингибиторов в скважине: инжекция ингибиторов в межтрубное пространство скважин, закачка ингибиторов в пласт, ввод твердых ингиби­торов. Подачу ингибиторов в межтрубное пространство осущест­вляют с помощью ингибиторной установки. Дозированное количество ингибитора постоянно подается под действием собственного веса на забой скважины через межтруб­ное пространство, откуда восходящим потоком газа ингибитор по стенкам фонтанных труб поступает на поверхность.

Для защиты раз­личного оборудования широко применяют коррозионно-стойкие металлы. При пере­ходе на уплотнительные кольца из стали мар­ки 1Х8Н9Т наплавкой электродов из нержа­веющей стали на уплотнительные поверхно­сти задвижек фонтанной арматуры увеличил­ся срок службы этих узлов в несколько раз. Применяются трубы из алюминиевого сплава Д16Т и Д16А, трубы из стали марок 2X13, XI3, Х8, Х9М.

Протекторная и  катодная за­щита. Схема протекторной защиты заключается в следующем: создается контакт стальной поверхности трубы с металлом (магнием, цинком), имеющим большой отрицательный потенциал. В искусственном гальваническом элементе в присутствии элек­тролита (воды, насыщенной H₂S и СО₂) анод (магний, цинк и другие) разрушается, на ка­тоде (оборудование из стали) эффект корро­зии не проявляется. При катодной защите на внутренней по­верхности оборудования от внешнего источни­ка постоянного тока подается положительный потенциал. Отрицательным электродом слу­жит обычно отрезок трубы, стержень и др. Электролитом здесь также является вода, на­сыщенная H₂S и СО₂.

 

8.2 Эксплуатация скважин при накоплении жидкости на забое

В газовых скважинах может происходить конденсации парообраз­ной воды из газа и поступление воды на забой скважин из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется угле­водородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится на поверхность. Накопление столба жидкости на забое увеличивает противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, к прекраще­нию притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже к полной остановке скважины.

 Предотвращение поступления жидкости в скважину осуществляют под­держанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в призабойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в скважину, изоляцией посторон­них и пластовых вод.

На подземных хранилищах газа отработан метод изоляции обводненных пропластков закачкой в них ПАВ, препятствующих поступлению воды в скважину. В качестве пенообразователя применяют сульфонол и ДС-РАС, в качестве стабилизатора — КМЦ-500. Для перемешивания ПАВ и воздуха на поверхности применяют специальное устрой­ство — аэратор (типа «перфорированная труба в трубе»). Через перфорированный патрубок компрессором закачивают воздух в со­ответствии с заданным а, в наружную трубу закачивают водный раствор ПАВ.

Удаление жидкости из скважины

Непрерывное удаление жидкости из скважины осущест­вляется:

-         эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в поверхностные сепараторы,

-         отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или фонтанные трубы,

-         с по­мощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.

Периодическое удаление жидкости можно осуществить:

-         оста­новкой скважины для поглощения жидкости пластом,

-         продувкой скважины в атмосферу через сифонные или фонтанные трубы

-         закачкой ПАВ (поверхностно-активных веществ — пенообразователей) на забой скважины.

Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции скважины, качества цементирования заколонного пространства, периода разработки залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину.

 

8.3 Эксплуатация скважин при пескопроявлении

Разрушение скелета породы и вынос частиц породы на забой обусловлены превышением гра­диентов давления в призабойной зоне над допустимыми. На­копление на забое песчаной пробки уменьшает дебит скважины и может привести к различным нарушениям, например к при­хвату фонтанных труб.

Борьба с образованием песчаных пробок в газовых скважи­нах может проводиться

-         путем ограничения отбора газа;

-         выносом песка, поступающего на забой, через ствол скважины на поверх­ность;

-         периодическим удалением песчаных пробок различными методами;

-         применением забойных фильтров различной конструкции

-          креплением призабойной зоны различными це­ментирующими составами.

 

В этих условиях необходимо применение различных фильтров, предуп­реждающих поступление песка в скважину. Наибольшее распространение получили фильтры с круглыми отверстиями диаметром 1,5—2,0 мм, изготовленные из обсадных труб. Применяются также щелевые, прово­лочные и другие фильтры. На газовых скважинах подземных газохранилищ используют гравийные фильтры, которые не только предотвращают поступ­ление песка в скважину, но и создают вокруг забоя зону высокой проницаемости и укрепляют его стенки.

Для укрепления призабойной зоны в рыхлых слабосцементи­рованных породах используют фенолформальдегидные, карбамидные и другие смолы, а также фенолспирты. Для укрепления призабойной зоны применяют также цемент­ные или цементно-песчаные растворы.

Для удаления песчаной пробки с забоя скважины применяют прямую или обратную промывку.  Прямую промывку осуществляют для разрушения и выноса на поверхность плот­ных пробок. При этом промывочная жидкость нагнетается в фон­танные трубы, а породы выносятся через межтрубное простран­ство.

При обратной промывке промывочная жидкость поступает в межтрубное пространство и поднимается на поверх­ность по фонтанным трубам. При этом скорость восходящего по­тока жидкости намного больше, чем при прямой промывке, так как площадь сечения фонтанных труб меньше, чем площадь по­перечного - сечения межтрубного пространства. Необходимое ус­ловие для выноса твердых частиц на поверхность — превышение скорости восходящего потока жидкости над скоростью падения частиц, песка в жидкости, находящейся в покое.

8.4 Борьба с гидратообразованием в скважинах

При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления, происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах и газопроводах. При опре­деленных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутан) при взаимодействии с водой способны образо­вывать неустойчивые твердые кристаллические вещества, называемые гидра­тами.

Образовавшиеся гид­раты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, на­рушить работу измерительных и регулирующих  приборов. Очень часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу газопромыслового обору­дования, особенно при низких температурах окружающей среды.

Методы борьбы с гидратами могут быть как предупреждающими, так и разрушающими уже образовавшихся гидратов. Для разрушения образовавшихся гидратов в трубопроводе отключают участок газопровода, где образовались гидраты и через продувочные свечи выпускают газ в атмосферу, при этом давление в газопроводе падает и гидрат разлагается. Недостатком этого метода является медленное разложение гидрата. Он не рекомендуется при отрицательных температурах, так как образовавшаяся вода при отрицательных температурах превращается в ледяную пробку, которую можно удалить только нагревом.

Подогрев газа предотвращает образование гидратов, но эффективен только в пределах промысла, так как газ при движении по трубопроводам быстро охлаждается. Для сохранения теплоты в некоторых случаях теплоизолируют газопроводы.

При введении в газопроводы ПАВ предотвращают прилипание (адгезию) кристаллов гидратов к стенкам труб из-за образования на кристаллах пленки, при этом кристаллы транспортируются с потоком газа.

Для предотвращения гидратообразования применяется осушка газа перед подачей его в газопровод при помощи одного из существующих методов.

Самым эффективным методом для предупреждения и ликвидации образовавшихся гидратов является подача в газопроводы различных ингибиторов гидратообразования.

В качестве ингибиторов применяют спирты, электролиты и их смеси - метиловый спирт (метанол), гликоли (этиленгликоль ЭГ, диэтиленгликоль ДЭГ, триэтиленгликоль ТЭГ, хлористый кальций СаCl₂).

На месторождениях  для борьбы с гидратами наиболее широко применяют метанол - СН₃ОН - являющийся понизителем точки замерзания паров воды. Метанол вместе с парами воды, насыщающей газ, обра­зует спиртоводные растворы, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Так как количество водяных паров, содержащихся в газе, при этом уменьшается, точка росы понижается и, следовательно, опасность выпадения гидратов становится значительно меньше. Метанол  - дешев и недефицитен. Он растворим в спиртах, с водой смешивается в любых соотношениях, в смеси с воздухом образует взрывоопасную смесь.  Температура замерзания метанола -  минус 97,1⁰С, плотность  791 –793 кг/м³.  Метанол и его пары весьма токсичны, поэтому при работе с метанолом следует особое внимание уделять правилам безопасной работы.

Метанол - сильный яд, действующий на нервную и сосудистую системы, способен накапливаться в организме. При отравлении метанолом поражаются зрительный нерв и сетчатка глаз. 5-10 грамм вызывают отравление при попадании внутрь 30 г - смертельны. При вдыхании паров метанола возможны обмороки, тошнота, опьянение, ослабление зрения. Попадание в организм может происходить и через кожу. Пары этиленгликоля токсичны, но малолетучи, поэтому острых отравлений не бывает, но возможны хронические заболевания органов дыхания.

Расход ингибитора гидратообразования зависит от количества влаги в газе и количества конечного влагосодержания, при котором гидраты не образуются, а также от концентрации вводимого и отработанного ингибитора.

 

Осн: 1[81-86], 2[75-80, 387- 401].

Доп: 6[112-117]

 

Контрольные вопросы:

1.     Какие осложнения существуют при эксплуатации газовых скважин?

2.     Какие компоненты природного газа являются коррозионно-активными?

3.     Методы борьбы с коррозией.

4.     Методы удаления жидкости с забоев газовых скважин

5.     Метода предотвращения поступления песка на забой скважин.

6.     Что называется гидратами природного газа?

7.     Какие методы борьбы с гидратами существуют?

8.     Охарактеризуйте реагент – метанол.