3.9.5. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин

Конструкция и оборудование газовых и газоконденсатных скважин имеют много общего с нефтяными скважинами, которые эксплуатируются фонтанным или компрессорным способом. В обоих случаях оборудование скважин состоит из колонны подъемных труб, спускаемых до фильтровой зоны, и устьевой арматуры. При эксплуатации газовых скважин обычно применяют арматуру крестового типа, наиболее удобную для монтажа и обслуживания.

Подъемные трубы спускают с целью: а) предохранения эксплуатационной колонны от истирания и разъедания при наличии в газе твердых примесей или агрессивных компо­нентов, вызывающих коррозию; б) выноса жидких и механи­ческих примесей с забоя на поверхность; в) облегчения про­цесса освоения и глушения скважины при необходимости проведения подземного ремонта; г) проведения различного рода исследовательских работ, связанных со спуском в сква­жину приборов.

Эксплуатацию скважин, как правило, ведут через подъем­ные трубы, но при значительных дебитах и отсутствии в газе твердых примесей или агрессивных компонентов скважины во многих случаях одновременно эксплуатируются через подъемные трубы и затрубное пространство.

Газовые скважины осваивают теми же способами, что и нефтяные. Часто применяют аэрацию или компрессорный способ освоения скважины с помощью передвижных комп­рессоров.

Режим эксплуатации газовой скважины, определяемый ее промышленным дебитом, устанавливают на основании дан­ных исследования.

При исследовании измеряют давление, температуру, де­бит газа, фиксируя параметры работы скважины при каж­дом режиме. Изменение режима, а также регулирование работы газовой скважины осуществляется созданием опре­деленного противодавления на устье. Для этой цели приме­няют штуцеры.

Промышленный дебит газовой скважины приходится огра­ничивать, так как при чрезмерном отборе газа могут проис­ходить следующие осложнения [9]:

1) разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаной пробки;

2) обводнение скважины краевой или подошвенной водой;

3) вынос в призабойную зону кристаллов соли, ила и ее закупорка;

4) чрезмерное охлаждение газа, обмерзание оборудования, гидратообразование;

5) значительное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны под действием внешнего давления;

6) неудовлетворительное состояние скважины (некачествен­ное цементирование, негерметичность, обводнение чужерод­ной водой).

На основании результатов исследования подбирается и ре­гулируется дебит всех эксплуатационных газовых скважин.

Работа газовой скважины контролируется путем требуе­мых замеров, регистрацией рабочих параметров и анализом результатов периодических исследований. Газ из отдельных скважин после замера и сепарации его от влаги и твердых примесей направляется в промышленный газосборный кол­лектор и далее в газосборный пункт, откуда после соответ­ствующей подготовки его для дальнейшего транспортирова­ния поступает в магистральный газопровод.

В пластовых условиях в газе газовых месторождений со­держатся пары воды. В газе газоконденсатных месторожде­ний содержатся также пары конденсата, которые в пласто­вых условиях находятся в насыщенном состоянии, а иногда и в ненасыщенном.

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) взаимодействуют с водой и обра­зуют твердые кристаллические вещества, называемые гидра­тами. Каждая молекула перечисленных компонентов способ­на связать шесть-семь молекул воды, например, СН₄∙6Н₂О, С₂Н₆∙7Н₂О и т. д. По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Они относятся к неустойчивым соединениям и при некоторых условиях (нагревании, понижении давления) быстро разлагаются на газ и воду.

Образование гидратов происходит при повышенных дав­лениях, низкой температуре и тесном контакте гидратообразующих компонентов газа с водой.

В условиях высокого давления гидраты не могут существо­вать при температуре выше критической. 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 понижением давления. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудова­ния, особенно при низких температурах окружающей среды.

Борьба с гидратами ведется в двух направлениях: 1) пре­дупреждение образования гидратов; 2) ликвидация образо­вавшихся гидратов.

Для предотвращения образования гидратов в скважинах применяют следующие методы:

а) устанавливают соответствующий технологический ре­жим эксплуатации скважины;

б) непрерывно или периодически нагнетают на забой сква­жины антигидратные ингибиторы;

в) применяют футерованные насосно-компрессорные (подъем­ные) трубы;

г) систематически удаляют с забоя скапливающуюся жид­кость;

д) устраняют причины, вызывающие пульсацию газа в скважине.

Ствол скважины очищают от гидратных отложений следу­ющим образом:

продувкой в атмосферу с необходимой предварительной вы­держкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих пород;

закачкой большого объема антигидратного ингибитора не­посредственно на гидратную пробку с выдержкой для разло­жения гидратной пробки и с последующей продувкой в ат­мосферу.

Предупреждают образование гидратов в фонтанной арма­туре и обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа (в зависи­мости от конкретных условий) следующими методами, при­меняемыми самостоятельно или комплексно:

а) обогревом отдельных узлов и участков;

б) вводом в поток газа ингибиторов — метанола, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.;

в) устранением резких перепадов давления, которые вы­зывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;

г) систематическим удалением жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипомыслового транспорта газа, при помощи конденсатосборников или дре­нажных патрубков;

д) регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т. п, в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов.

К наиболее эффективным и распространенным из пере­численных способов предупреждения образования гидратов относится способ ввода в газовый поток метанола, т. е. мети­лового спирта (СН₃ОН), являющегося 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 меньше.

В природных газах кроме паров воды и конденсата могут содержаться также различные твердые примеси (песок, кри­сталлы солей). Твердые частицы в газе разъедают и истирают оборудование и газопроводы, нарушают герметичность арма­туры. Для очистки газа от жидких и твердых примесей у скважин устанавливают газосепараторы. По принципу дей­ствия различают газосепараторы гравитационные и центро­бежные (циклонные).

Гравитационные аппараты бывают вертикальные и гори­зонтальные.

Вертикальные гравитационные аппараты рекомендуют для сепарации газов, содержащих твердые частицы и тяжелые смолистые фракции, так как они имеют лучшие условия очи­стки и дренажа.

В гравитационном газосепараторе отделение твердых и жидких частиц от газа происходит в результате резкого сни­жения скорости движения струи газа и повороте ее на 180°.

Схема простейшего гравитационного сепаратора показана на рис. 3.13. В этом сепараторе газ из скважины поступает по входной трубе 1 (скорость газа в нем достигает 15 — 20 м/с) и при выходе из нее поворачивает вверх по выкидной трубе 2. При этом сокращается скорость струи и твердые частицы и капли жидкости оседают на дно сосуда. Скопившиеся приме­си удаляются из сепаратора через штуцер 3.

Вертикальные сепараторы изготовляют диаметром 400 — 1650 мм, горизонтальные — диаметром 400—1500 мм при максимальном давлении 1 б МПа. При оптимальной скорости газа эффективность сепарации достигает 70 — 80 %. Опыт эк­сплуатации показал, что скорость потока газа на выходе не должна превышать 0,1 м/с при давлении 6 МПа. Из-за боль­шой металлоемкости и недостаточной их эффективности гра­витационные сепараторы применяют редко.

На рис. 3.14 схематически изображена работа циклонного сепаратора. Корпус циклона и патрубок для выхода газа об­разуют внутреннее кольцевое пространство. В нижней части выполнено отверстие для отвода осадка из циклона. При тангенциальном вводе газ в сепараторе приобретает в коль­цевом пространстве и конусе вращательное движение, вслед­ствие чего из газа выпадают механические взвеси (твердые и жидкие) и опускаются в сборный бункер. Газ с уменьшенной скоростью выходит через выходной патрубок.