При эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин возникают различные проблемы, осложняющие работу добывающих скважин. К основным видам осложнений можно отнести:
- образование песчаных пробок на забое или в стволе скважины;
- образование гидратов;
- коррозия оборудования;
- скопление воды на забое.
Рассмотрим эти осложнения и методы борьбы с ними.
Образование песчаных пробок. Если продуктивный газовый пласт сложен рыхлыми неустойчивыми породами (песок), то при эксплуатации скважин с большим дебитом возможно разрушение призабойной зоны. Твердые частицы, выносимые из пласта, способствуют разъеданию подземного и наземного оборудования, что ускоряет износ эксплуатационного оборудования.
Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая существенно снижает текущий дебит скважины. Удаление пробки с забоя требует трудоемких ремонтных работ и связано с неизбежными потерями добычи углеводородов.
Существующие методы борьбы с образованием песчаных пробок можно разделить на три группы:
- Предотвращение поступления песка в скважину:
− Использование различных фильтров на забое скважины:
- Проволочный фильтр представляет собой специальную проволоку с особым профилем, намотанную на каркас. Сечение отверстий или ширина щели составляют 10–20 мм;
- Сетчатые фильтры состоят из дырчатой трубы-каркаса, обмотанной продольными рядами или по спирали проволокой диаметром 2–5 мм с шагом в 10–25 мм с тем, чтобы сетка не прилегала плотно к каркасу;
- Гравийные фильтры – наиболее эффективный и перспективный механический способ предотвращения пескопроявлений.
- Крепление неустойчивых пород призабойной зоны пласта специальными химическими составами – смолами);
2. Вынос песка с забоя на поверхность и приспособление оборудования к
работе в пескопроявляющих скважинах (задают высокие дебиты
скважин, подбирают соответствующие диаметры труб и
конструкции фонтанных подъемников);
3. Ликвидация песчаных пробок (песчаные пробки периодически
промывают жидкостью или чистят гидробуром).
Образование гидратов.
Природные газы в условиях пласта насыщены парами воды. Движение газа в пласте, скважине и газопроводах сопровождается уменьшением его температуры и давления. Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. При определенных условиях каждая молекула компонентов углеводородного газа (метан, этан, пропан, бутан) способна связать от 6 до 17 молекул воды, например, СН4*6Н2О; С2Н6*8Н2О; С3Н8*17Н2О. Таким образом, образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами. По внешнему виду гидраты похожи на снег или лед. Это неустойчивые соединения и при нагревании или понижении давления быстро разлагаются на газ и воду.
Образующиеся гидраты могут закупоривать скважины, газопроводы, сепараторы, нарушать работу измерительных приборов и регулирующих средств.
Борьбу с гидратами можно вести в двух направлениях: предупреждение их образования и ликвидация.
Чтобы предупредить появление гидратов, необходимо создать безгидратный режим работы скважины. Для этого температура газа должна быть выше температуры гидратообразования, а давление газа – ниже давления гидратообразования. Давление и температуру гидратообразования определяют экспериментально.
Если безгидратный режим невозможно обеспечить, например, когда скважина расположена в зоне вечной мерзлоты, то образование гидратов можно предупредить, применяя ингибиторы гидратообразования, которые снижают температуру образования гидратов. Основные ингибиторы, применяемые в газовой промышленности, – метиловый спирт (метанол), хлористый кальций, гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль). Ввод ингибитора в скважину осуществляется, в основном, через затрубное пространство.
Используются и другие методы предупреждения образования гидратов: применение забойных нагревателей, теплоизолированных стволов скважины, специального (гидрофобного) покрытия труб. Для предотвращения образования гидратов и их ликвидации можно применить подогрев газа путем теплообмена с горячей водой, паром или дымовыми газами.
Если гидратная пробка уже образовалась, то для ее удаления в системе резко снижают давление. Это приводит к разложению гидратов на газ и воду, которые затем выносят продувкой через отводы в атмосферу.
Борьба с коррозией.
На месторождениях, в составе газа которых присутствуют сероводород и углекислый газ, возможна интенсивная коррозия оборудования.
Коррозия зависит от:
- концентрации среды агрессивных компонентов в газе;
- давления и температуры среды;
- скорости потока;
- минерализации воды;
- применяемого материала оборудования.
На практике в таких условиях применяют оборудование, изготовленное из коррозионностойких материалов, или ведут эксплуатацию скважин с подачей антикоррозионных ингибиторов.
Обводнение скважин.
Поступление воды в газовую скважину происходит в результате продвижения газо-водяного контакта (ГВК) во внутреннюю область залежи, ранее насыщенную газом.
Для уменьшения содержания воды в извлекаемой продукции эксплуатацию газовых скважин проводят при ограниченных дебитах.
Для предупреждения скопления воды на забое и обеспечения выноса ее на поверхность увеличивают скорости подъема жидкости из скважины, спуская фонтанные трубы до забоя. О скоплении воды на забое судят по уменьшению давления как в межтрубном пространстве, так и в подъемных трубах, что контролируется манометрами, установленными на выкиде трубной головки и на буфере фонтанной елки.
А на этом у меня всё, спасибо, что дочитали статью до конца. До новых встреч!
