8.4.2. Методы предупреждения гидратообразований и борьба с гидратоотложениями

Методы борьбы с гидратами основаны на изменении энергетических соотношений молекул газа-гидратообразователя и воды. Борьба с гидра­тами на поверхности внутрискважинного оборудования (обсадные трубы и НКТ) и наземных коммуникаций (в системе сбора нефти, узлах сепарации и стабилизации) может осуществляться по двум направлениям:

112. проведение мероприятий, предупреждающих образование от­ложений;

113. очистка оборудования от отложений.

Для борьбы с гидратами используются следующие методы:

– поддержание давления в скважине ниже давления гидратообразова-ния при заданной температуре;

– повышение температуры;

– применение ингибиторов гидратообразования – спиртов и электро­литов.

Повышение давления создает условия для гидратообразования, а снижение давления может устранить саму возможность возникновения гидратов в скважине.

Увеличение обводненности повышает температуру на устье скважины вследствие большей теплоемкости воды по сравнению с нефтью.

Несмотря на высокую токсичность, относительно высокую стоимость и сложность регенерации, синтетические спирты широко используются для предотвращения гидратообразования. Спирты при определенных давлениях и малых концентрациях увеличивают температуру гидрато-образования, а при высоких концентрациях понижают ее. Наиболее широко используемым представителем класса спиртов является метанол и его водные растворы (10–20%). Следует учитывать, что добавка метанола к пластовой воде при­водит к выпадению карбонатов (СаСО₃), а при закачке метанола на забой в результате реакций с пластовыми водами могут образовываться соли метанола (алкоголяты). Для предотвращения выпадения солей в метанол не­обходимо добавлять небольшие количества кислоты, например, соляной.

Хлористый кальций – один из наиболее доступных и дешевых ин­гибиторов гидратообразования. Для борьбы с гидратообразованием применяют обычно раствор 30–35%-ной концентрации (плотностью 1,286–1,336 г/см³). Дополнительные преимущества дает применение нагретого до 50–60 °C раствора хлористого кальция, поскольку раствор ингибитора является в этом случае и теплоносителем.

Применение растворов хлористого кальция с массовой концентрацией более 30–35% нецелесообразно, особенно в зимних условиях, т.к. при этом возможно замерзание раствора, а также выпадение солей кальция в твер­дый осадок.

Недостаток растворов хлористого кальция в том, что при длительном хранении в открытых емкостях они насыщаются кислородом из воздуха и становятся коррозионно-активными. Добавка 0,5% азотистокислого на­трия в раствор хлористого кальция снижает коррозию в 15 раз, а добавка 1,5% – в 40 раз. Корродирующая способность ингибиторов гидратообра-зования возрастает с повышением температуры и давления.

Эффективность электролитов зависит от давления: с повышением дав­ления – понижается, достигнув минимума – незначительно возрастает.

8.5. Прочие осложнения

8.5.1. Влияние свободного газа на работу насосов шгн

Нефтяной газ выполняет работу по подъему жидкости с забоя на по­верхность. Однако значительное количество сводного газа на приеме на­соса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть

до срыва подачи. Срыв подачи продолжается от нескольких минут до де­сятков минут, за исключением случаев, когда перепуск газа из затрубного пространства в нефтесборный трубопровод не осуществляется на устье. Затем подача возобновляется – до нового срыва.

Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Уменьшения доли вредного пространства можно добиться повышением коэффициента наполнения насоса. При отсутствии влияния вредного пространства работа насоса устойчива при любом, даже самом низком коэффициенте наполнения. Это достигается увеличением длины хода плунжера либо одновременным увеличением длины хода плун­жера при одновременном уменьшении диаметра насоса.

Основной метод борьбы – уменьшение газосодержания в жидкости, по­ступающей в насос. При увеличении погружения насоса под динамический уровень увеличивается давление на приеме и, как следствие, уменьшается объем свободного газа за счет сжатия и тем больше газа будет растворено в нефти. Если давление на приеме насоса больше давления насыщения нефти газом, то свободный газ на приеме насоса отсутствует, т.е. вредное влияние газа прекращается. При нормальной работе погружение под уровень жидкости составляет 20–50 м, при наличии свободного – его увеличивают до 230–350 м.

Влияние газа на рабочие характеристики ЭЦН

При подборе УЭЦН к скважине руководствуются паспортной (заводской) характеристикой насоса – зависимостями напора, потребляемой мощности и коэффициента полезного действия от подачи насоса.

Подбор УЭЦН производится по программе «Автотехнолог» разработки РГУ нефти и газа им.Губкина по данным притока, определяемым геологи­ческой службой НГДУ.

Увеличение вязкости откачиваемой жидкости приводит к ухудшению рабочих характеристик насоса.

Свободный газ, поступающий вместе с жидкостью в ЭЦН, существенно ухудшает его рабочие характеристики. По длине насоса изменяются объ­емный расход, вязкость и плотность откачиваемой газожидкостной смеси. В межлопаточных каналах первых рабочих колес образуются газовые кавер­ны, которые не участвуют в движении и снижают рабочие характеристики, что в конечном итоге приводит к перегреву насоса и его заклиниванию (неразвороту).

На практике применяется несколько методов борьбы с вредным влия­нием газа на работу ЭЦН:

114. Увеличение погружения насоса под динамический уровень, в ре­зультате чего происходит уменьшение содержания свободного газа на приеме;

115. Использование рабочих ступеней от насоса тех же габаритов, но с большей подачей, в качестве первых 10–15 рабочих ступеней; это обу­словлено тем, что расход смеси вдоль насоса уменьшается;

116. Сепарация газа на приеме насоса с отводом газа через затрубное пространство (рис. 21);

117. 

     Рис. 21. Газосепаратор-диспергатор

     

     Применение диспергаторов газа различных конструкций;

118. Использование ЭЦН с диспергирующими свойствами рабочих колес (рис. 22).

Рис. 22. Рабочее колесо с импеллером