Ибряевского месторождения

130

При этом не нужно наземное оборудование (кроме лубрикатора) и подъёмные механизмы.

Но пробки большой мощности ему явно не по зубам.

2. Разложение пробки прогревом паром или горячей водой.

Способ применяют для ликвидации сплошных пробок большой мощности.

Горячая вода или пар от установок ППУ или ЦА-320 подают непосредственно на пробку через тонкие трубы со скошенным концом, спущенные в НКТ через превентер. На устье эти трубки через вертлюг соединяются с ППУ иди ЦА.

По мере ликвидации пробки трубки опускаются.

Способ сложен, длителен (до нескольких сотен часов), требует специального оборудования и специальной подготовки персонала.

Кроме того, после ликвидации пробки возможны осложнения из – за накопления в скважине конденсационной воды.

3. Термохимическое воздействие на пробку.

В НКТ подаётся 15 % масс. раствор соляной кислоты и металлический магний. В результате реакции выделяется большое количество теплоты и образуется раствор хлористого магния – высоко эффективного антигидратного ингибитора.

После ликвидации пробки скважина задавливается, трубы извлекаются и скважина осваивается. 4. Разрушение пробки с помощью гидроперфоратора.

Консорциум « Н е д р а »

131

В НКТ опускают перфоратор и разрушают пробки струями жидкости под давлением 10 – 15 МПа. Для чего задействуют агрегаты ЦА-320 и 4ЦР, с циркуляцией жидкости.

Существует разновидность данного способа, когда вместо перфоратора используют забойный двигатель Д-54. В

этом случае разрушение пробки ускоряется благодаря дополнительному механическому воздействию.

После окончания работы скважина задавливается через затрубное пространство. НКТ поднимают и пропаривают,

вновь опускают в скважину и её осваивают.

Длительность всех операций достигает 600 часов.

Способ опасен и допускает возможность возникновения открытого фонтанирования, не говоря уже о отрицательных последствиях задавки.

5. Прогрев пробки теплоэлектронагревателем (ТЭН).

ТЭН мощностью порядка 10 кВт с помощью ручной лебёдки через лубрикатор на кабель – тросе без глушения скважины опускается непосредственно на пробку, повер которой для избежания ударов заливается жидкость.

Данный способ (как и любой другой локальный способ) малоэффективен, т.к. жидкости над пробкой может быть много, механические примеси при разложении пробки концентрируются на её поверхности, резко ухудшая теплообмен,

и не исключено повторное образование пробки после прохождения ТЭНа с прихватом кабеля.

Таким образом, метод применим лишь для маломощных отложений.

6. Прогрев НКТ при работе скважины через затрубное пространство паром, горячей водой или нефтью.

Способ применим для устранения маломощных пробок при отсутствии загрязнений в затрубном пространстве.

Консорциум « Н е д р а »

132

7. Продавка пробки на забой горячей нефтью.

Метод аналогичен первому способу, но в следствии давления более эффективен.

Способ применим только для пробок небольшой мощности, недавно образовавшихся и рыхлых по структуре. 8. Установка тепловой ванны.

Способ предназначен для ликвидации пробок большой длины и реализуется в двух вариантах:

а) в затрубное пространство закачивается с помощью ППУ водяной пар, прогревающий пробку по всей её длине.

После разложения ~ 30 % пробки её можно протолкнуть на забой для окончательного разрушения.

б) в затрубное пространство с помощью агрегата АДП-4-250 непрерывно закачивается горячая нефть.

Время обработки, без учета влияния вечной мерзлоты оценивается соотношением: 9. Промывка горячим раствором CaCl2.

Это эффективный и наиболее отработанный метод ликвидации как гидратных, так и льдо – парафино – гидратных пробок.

Раствор горячего (~80 0С) CaCl2 с плотностью не менее 1200 кг/м3 подаётся непосредственно на пробку по спускаемым через специальное противовыбросовое устройство полым штангам, опускаемым по мере разрушения пробки (агрегаты ЦА-320 и ППУ).

Новые методы борьбы с гидратообразованием

1. Использование тепла конденсации промежуточного теплоносителя.

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

133

Суть способа состоит в доставке естественного тенпла призабойных пород скважины к гидратоопасному интервалу при помощи специального теплоносителя, например, пропана, который при температуре выше +3 0С при любом

давлении находится только в газообразном состоянии.

В результате, если его закачать в предварительно опорожненное затрубное пространство, оснащенное герметичным пакером, то в опасной зоне пары пропана конденсируются, выделяя тепло, и стекают по стенкам труб в

высокотемпературную область призабойной зоны, где испаряются, и вновь поднимаются в холодную зону.

в интервале 0 – 500 м до величин порядка 6 Дж/с. м2 . 0С можно обеспечить безопасную работу оборудования.

Теплоизоляционные материалы для НКТ разработаны ТатНИПИНефтью.

С целью предупреждения гидратообразования за счет увеличения производительности скважин без преждевременного отказа насоса рекомендуется использовать стабилизатор динамического уровня, устанавливаемый в скважинной камере. Стабилизатор уровня заряжается на такое давление, чтобы насос работал без срыва подачи,

обеспечивая стандартного внутрискважинного максимальную депрессию на пласт. При необходимости с помощью канатной техники без глушения скважины можно извлечь и вновь установить стабилизатор с новыми параметрами настройки.

Для регулирования термобарических условий в гидратоопасной зоне сообщают полости межтрубного пространства и подъемника путем установки регулятора давления "до себя" в скважинной камере. При этом полость

Консорциум « Н е д р а »

134

межтрубного пространства частично заполняется газом, что позволяет снизить потери тепла добываемого флюида в зоне вечной мерзлоты. Одновременно в полость заполненную газом на глубину возможных отложений может спускаться в качестве электронагревателя, прикрепленный к НКТ греющий кабель, температура которого автоматически управляется в заданном диапазоне на поверхности с помощью станции управления.

Для предупреждения гидратопарофиновых отложений в момент вывода скважин на режим в неё подается специальный состав. Состав (ингибитор) в виде водного раствора хлористого натрия с добавкой полиэлектролита в концентрации. Молекулы ПАА обладают большой сорбционной способностью по отношению к воде, при этом химический потенциал молекул воды содержащихся в газе понижается настолько, что они не могут вступать в соединение с молекулами газа и образовывать гидрат. Кроме этого благодаря своим сильнополярным группам полиэлектролит обладает свойством прочно сцепляться с поверхностью труб и нефтепромыслового оборудования при этом на их поверхности образуется защитная полимерная пленка, препятствующая гидратопарофиновых отложениям.

Технологии апробированы на месторождениях ОАО "Черногорнефть" на скважина с осложненными условиями эксплуатации. Для предотвращения образования гидратов обычно используют один из следующих методов:

регулирование температуры и давления, удаление воды и смещение термодинамического равновесия совместно с закачкой химических ингибиторов, таких как метанол или моноэтиленгликоль.

Методы предупреждения образования гидратов

1.Предупреждение образования гидратов методом подогрева газа заключается в том, что при сохранении давления

вгазопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов. В условиях транспорта газа по магистральному газопроводу этот метод неприменим, так как связан с большими затратами энергии.

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

135

Как показывают расчеты, при больших объемах транспортируемого газа может оказаться экономически целесообразно охлаждать его (с учетом увеличения затрат наболее глубокую осушку газа), поскольку это позволяет заметно увеличить пропускную способность газопроводов, особенно газопроводов с большим числом компрессорных станций. Метод подогрева применяется на газораспределительных станциях, где при больших перепадах давления вследствие дроссельного эффекта температура газа может значительно снижаться, в результате чего обмерзают редуцирующие клапаны, краны, диафрагмы и др.

2. Предупреждение образования гидратов методом снижения давления заключается в том, что при сохранении температуры в газопроводе снижается давление ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод возможен и при ликвидации уже образовавшихся гидратов. Ликвидация гидратных пробок осуществляется путем выпуска газа в атмосферу через продувочные свечи. После снижения давления необходимо некоторое время для разложения гидратов. Очевидно, что этот метод пригоден только для ликвидации гидратных пробок при положительных температурах. Иначе гидратная пробка перейдет в ледяную. Поскольку минимальная температура газа в магистральных газопроводе близка к нулю, а равновесное давление при этом для природного газа находится в пределах 1,0—1,5 МПа,

применение данного метода в магистральных газопроводах оказывается неэффективным. Метод снижения давления применяется в аварийных случаях для разложения гидратов в газопроводе путем кратковременного уменьшения давления.

3. Ингибиторы, введенные в насыщенный водяными парами поток природного газа, частично поглощают водяные пары и переводят их вместе со свободной водой в раствор, который совсем не образует гидратов или образует их при температурах более низких, чем температура гидратообразования в случае наличия чистой воды. В качестве

Консорциум « Н е д р а »

136

ингибиторов применяют метанол CH3OH, растворы этиленгликоля (ЭГ), диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля

(ТЭГ), хлористого кальция СаСl2.

Рис. 1. Структура I газового гидрата Рис. 8.2. Структура II жидких и двои пых гидратов

Консорциум « Н е д р а »