Эксплуатация скважин при условии гидратообразования и коррозии оборудования.

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 удаётся 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 растёт, 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 тёплый 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.

Обогревать газ можно электрогрелкой, циркуляцией горячих теплоносителей и сжиганием самого газа.

Наиболее распространён 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 спущенной колонне фонтанных труб 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. 8.2.2. в) ингибитор накапливается над пакером 13 и через ингибиторный клапан (с дозировочными отверстиями) впрыскивается в поток газа.

Для каждой скважины устьевая установка по вводу ингибиторовнастраивается индивидуально в соответствии с дебитом и параметрами потока газа.

Централизованная подача ингибиторов осуществляется системами типа «ДЭГАЗ-1», размещёнными 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 учёт и контроль за расходом 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.

Коррозия оборудования происходит на месторождениях, в газе которых содержатся сероводород H₂S и углекислый газ СО₂, а в пластовых водах растворены органические кислоты (уксусная, муравьиная, пропионовая и др.). Коррозия происходит в результате электрохимических процессов в системе «электролит – металл».

Усиливают коррозию повышенные концентрации указанных агрессивных компонентов в составе газа, высокие скорости газа, приводящие к эрозии поверхности металла и завихрениям на шероховатостях, выступах, щелях, поворотах потока, напряжённое состояние металла. Замедляет коррозию присутствие в потоке конденсата, который покрывает поверхность металла защитной плёнкой.

Контроль за коррозией оборудования осуществляют следующими способами:

Ø визуальным осмотром задвижек, тройников, труб и другого оборудования, дающим наиболее полное представление о характере и скорости коррозии. Однако при этом требуется остановка скважины и демонтаж оборудования;

Ø по потере в массе контрольных образцов, установленных внутри действующего оборудования;

Ø по изменению концентрации ионов железа, в пробах жидкости отобранных из потока газа;

Ø при помощи устройства «труба в трубе».

Как правило, оператор участвует в контроле за коррозией оборудования.

При осмотре обращают внимание на характер разрушения внутренней поверхности. Нетрудно визуально установить, какой характер носит коррозионное разрушение – сплошной или точечный.

Контрольные образцы взвешивают до и после нахождения их внутри действующего оборудования. Строят графики зависимости потери массы во времени. По графикам можно определить скорость коррозии в зависимости от скорости потока газа. Подбирают такие скорости газа, при которых скорости коррозии допустимы.

Для контроля за концентрацией ионов железа в жидкости необходимо периодически отбирать пробы и проводить анализы в лаборатории. Устойчивое возрастание концентрации ионов железа выше допустимой – признак активной коррозии оборудования.

Для контроля за коррозией труб применяют такое простое устройство, как «труба в трубе». Внутреннюю трубу берут того же диаметра, что и трубопровод, но с несколько меньшей толщиной стенки. По ней транспортируется продукция скважины. Этот отрезок «тонкой» трубы помещают внутри трубы-кожуха большего диаметра. Когда под действием коррозии внутренняя труба разорвётся, давление в трубе-кожухе повысится, что устанавливают по показанию манометра. Это – сигнал о необходимости ревизии труб и оборудования и замены разрушенного коррозией оборудования.

Коррозионное разрушение имеет сплошной или местный (точечный) характер. При сплошной коррозии заменяют оборудование и трубы полностью, при местной – только отдельные элементы и отрезки.

Установлено, что фонтанные трубы разрушаются сплошной коррозией со скоростью 0,2 – 0,8 мм в год. Муфтовые соединения разрушаются интенсивнее со скоростью 5 – 7 мм в год. Фонтанная арматура разрушается в местах резких поворотов (завихрений) газожидкостного потока. Скорость разрушения уплотнительных колец, задвижек, тройников, крестовин может достигать 10 мм в год.

На скважинах и промысловом оборудовании для защиты от коррозии применяют ингибиторы коррозии, коррозионностойкие стали и сплавы, металлические и неметаллические покрытия, катодную и протекторную защиту, поддержание специальных технологических режимов эксплуатации скважины.

Применение ингибиторов — наиболее распространённый метод защиты от коррозии. Используют ингибиторы двух видов: нейтрализаторы и экранирующие. Нейтрализаторы (известковое молоко сода и др.) химически связывают коррозионные агенты (H₂S и СО₂) и поэтому дают высокий эффект защиты, но образуют нерастворимые осадки, забивающие штуцеры и трубы. Экранирующие ингибиторы покрывают металл защитной плёнкой. Применяют углеводородорастворимые (гудроны, сульфокислоты ИКСТ-1, СБ-3, МСДА) и водорастворимые ингибиторы (катапин, А, КО, ВЖС + ПАВ и др.).

Ингибиторы вводят в скважину тремя способами: подают в затрубное пространство, закачивают в пласт, сбрасывают на забой в твёрдом состоянии.

Подача ингибиторов коррозии в затрубное пространство и впрыск в поток газа проводится в принципе так же, как и ингибиторов гидратообразования, а часто вводятся оба ингибитора одновременно.

Закачку в пласт проводят цементировочным агрегатом в объёмах до 3—5 м³ один раз в 3—12 мес.

Твёрдые ингибиторы опускают на забой на тросе, где они постепенно растворяются и, двигаясь с газом, покрывают трубы защитной плёнкой.

Катодная и протекторная защита перспективна, но технически сложна и на скважинах применяется редко. Используется для защиты МГ и УКПГ от внешней коррозии.

Технологические режимы эксплуатации скважины назначают, стремясь снизить скорость газа и за счет этого замедлить коррозию. Для этого увеличивают также диаметр фонтанных труб.

Эффективность ингибирования зависит от равномерного непрерывного покрытия поверхности металла защитной плёнкой. Нельзя допускать перерывов в подаче ингибиторов или уменьшать его расход. Поэтому оператору, как при индивидуальной, так и при групповой подаче ингибиторов необходимо главное внимание сосредоточить на постоянном контроле за подачей ингибитора и не допускать перерывов в его подаче в скважину. Нормы подачи устанавливают из условия непрерывного и равномерного покрытия плёнкой защищаемой поверхности оборудования. В среднем закачивают примерно от 50 до 400 см³ ингибитора на 1000 м³ газа. Экспериментально установлено, что при скоростях газа на устье более 10 м/с возможен срыв плёнки ингибитора со стенок труб. Поэтому оператор должен следить, чтобы фактические скорости газа не превышали этой величины.

При обслуживании ингибируемых скважин неполадки в подаче ингибитора часто вызваны засорением дозировочных устройств, поэтому надо своевременно очищать фильтры, штуцеры, клапаны, следить за чистотой ингибиторов.

Коррозионное разрушение оборудования всегда ведёт к тяжёлым последствиям: обрыву фонтанных труб, разрушению эксплуатационной колонны, задвижек, штуцеров. Замена оборудования приводит к необходимости глушения скважин, прекращению добычи газа. Возможно даже открытое фонтанирование – самая опасная и сложная авария. Об этом никогда нельзя забывать при обслуживании скважин, эксплуатируемых в условиях коррозии оборудования.