- •16,17,18. Исследование газовых скважин и пластов. Классификация методов исследования по виду и по назначению.
- •19. Приборы и оборудование, применяемые при исследовании скважин.
- •20. Наземное устьевое оборудование добывающих скважин. Основные узлы фонтанной арматуры. Их назначение.
- •21. Подземное оборудование газовых скважин. Основные элементы. Их назначение.
- •22. Оборудование для совместной эксплуатации нескольких пластов.
- •23. Осложнения, возникающие в процессе добычи газа, и мероприятия по их устранению.
- •24,25,26. Сбор и подготовка природного газа на промыслах.
- •27,28,29,30. Промысловая подготовка газа. Сепарация газа от углеводородного конденсата, воды и механических примесей.
- •31,32,33. Способы осушки газа.
- •34. Подземное хранение газа.
23. Осложнения, возникающие в процессе добычи газа, и мероприятия по их устранению.
При эксплуатации газовых скважин возникают различные проблемы, приводящие к осложнениям в работе как добывающих, так и нагнетательных скважин.
К основным видам осложнений можно отнести следующие:
- образование песчаных пробок на забое или в стволе скважины;
- образование гидратов;
- коррозия оборудования;
- скопление воды на забое.
Борьба с образованием песчаных пробок — одна из старейших проблем нефтегазовой промышленности.
Если продуктивный 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 приводит к усиленному износу 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:
1) предотвращение поступления песка в скважину (использование трубных или гравийных фильтров на забое скважины; крепление неустойчивых пород призабойной зоны пласта);
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 подъемников при фонтанной эксплуатации);
3) ликвидация песчаных пробок (песчаные пробки периодически промывают жидкостью или чистят гидробуром).
Борьба с образованием 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.
Для предупреждения гидратообразования необходимо создать безгидратный режим работы скважины. Для этого должны выполняться условия:
р ≤ pp; T ≥ Tp,
где pp и Tp – равновесные давление и температура гидратообразования; причем для призабойной зоны принимаются условия на забое, а для ствола скважины – условия на устье. Величины pp и Tp определяют экспериментально.
Если безгидратный режим невозможно обеспечить, например, когда скважина расположена в зоне вечной мерзлоты, то образование гидратов можно предупредить с помощью применения ингибиторов гидратообразования. Ингибитор снижает температуру гидратообразования. Основные ингибиторы, применяемые в газовой промышленности, - метиловый спирт (метанол), хлористый кальций, гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтилен-гликоль).
Ввод ингибитора в скважину осуществляется, в основном, через затрубное пространство. Используются и другие методы предупреждения образования гидратов: применение забойных нагревателей, теплоизолированных стволов скважины, 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, 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 эксплуатацию осуществляют с подачей антикоррозионных ингибиторов.
Борьба с бводнением газовых скважин.
Значительные осложнения вызывает поступление воды в скважину.
Обводнение добывающих газовых скважин при водонапорном режиме — процесс естественный и закономерный, происходящий вследствие продвижения ГВК во внутреннюю область залежи, ранее насыщенную газом.
С целью уменьшения содержания воды в извлекаемой продукции и продления сроков безводного периода фонтанирования эксплуатацию 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.