Предупреждение и борьба с образованием гидратов природных газов. Основы ингибирова

Если пробка не сплошная, то в трубопровод через патрубки, штуцера для манометров или через продувочную свечу вводят ингибитор. При длине пробки, исчисляемой сотнями метров, над гидратной пробкой вырезают в трубе несколько окон и через них заливают метанол. Затем трубу заваривают вновь. Для быстрого разложения гидратной пробки применяют комбинированный способ; одновременно с вводом ингибитора в зоне образования гидратов снижают давление. Ликвидация гидратных пробок методом снижения давления. Сущность этого метода заключается в нарушении равновесного состояния гидратов, в результате чего происходит их разложение. Давление снижают тремя способами: 1). Отключают участок газопровода, где образовалась пробка, и с двух сторон через свечи пропускают газ; 2). Перекрывают линейный кран с одной стороны и выпускают в атмосферу газ, заключенный между пробкой и одним из перекрытых кранов; 3).Отключают участок газопровода с обеих сторон пробки и выпускают в атмосферу газ, заключенный между пробкой и одним из перекрытых кранов. При отрицательных температурах по методу снижения давления в некоторых случаях не получают должного эффекта, т. к. вода, образовавшаяся в результате разложения гидратов, переходит в лед и образует ледяную пробку. В этом случае метод снижения давления используют в комбинации выводом в трубопровод ингибиторов. Количество ингибитора должно быть таким, чтобы при данной температуре раствор из введенного ингибитора и воды, получившийся при разложении гидратов, не замерз. Ликвидация гидратных пробок в трубопроводах природных и сжиженных газов методом подогрева. При этом способе повышение температуры выше равновесной температуры образования гидратов приводит к их разложению. На практике трубопровод подогревают горячей водой или паром. Исследования показали, что повышение температуры в точке контакта гидрата и металла до 30 - 40 °С достаточно для быстрого разложения гидратов.

Широко применяют метанол и гликоли. Иногда используют жидкие углеводороды, ПАВ, пластовую воду, смесь различных ингибиторов, например метанола с растворами хлористого кальция и т. д. Метанол обладает высокой степенью понижения температуры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки и смешиваться с водой в любых соотношениях, малой вязкостью и низкой температурой замерзания.

29. Особенности эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных месторождений. Применение химреагентов….

Основными причинами осложнений возникающих при эксплуатации обводняющихся скважин являются:

- механическое загрязнение ПЗП; - некачественное цементирование обсадных колонн или нарушение целостности цементного кольца в процессе эксплуатации скважины; - обводнение скважин как подошвенными, так и краевыми водами; - обводнение за счёт конденсации воды при изменении термодинамических условий в зависимости от технологического режима эксплуатации скважин и прочее.

Методы восстановления производительности скважин подразделяются на две большие групп:

- мероприятия, направленные на предупреждение поступления пластовой воды в скважину;

- мероприятия, направленные на поддержание производительности обводняющейся скважины на заданном уровне при поступлении в её воды.

К первой группе методов восстановления производительности относятся мероприятия, связанные с уменьшением притока пластовой воды различными методами воздействия на обводняющийся пласт:

- изоляция обводняющихся пластов с помощью системы пакеров и цементных мостов, применения полимеров и смол, водных растворов ПАВ, пен и эмульсий с целью создания на их основе искусственного защитного экрана; - селективное, направленное вскрытие продуктивной толщи пласта; - перераспределение отборов пластовых флюидов по добывающим скважинам или эксплуатационным объектам многопластовой залежи.

Вторая группа мероприятий применяется в основном на поздней стадии разработки и включает в себя:

- методы удаления жидкости с забоя скважины различными способами – продувкой скважины вручную или автоматически; применение погружных, плунжерных и штанговых насосов; применение газлифта в различных модификациях; использование внутрискважинной сепарации; перевод жидкости в парообразное состояние; применение сухого льда; применение пенообразующих ПАВ; - методы сохранения или восстановления коллекторских свойств обводняющихся продуктивных пластов, включающие в себя: глушение скважин при проведении работ по консервации или капитальному и подземному ремонту жидкостями, не ухудшающими коллекторские свойства ПЗП; обработкой водными растворами ПАВ призабойной зоны для улучшения или восстановления коллекторских свойств продуктивной толщи пласта. Полимерное заводнение. Назначение: повышение охвата пласта заводнением, снижение обводненности продукции. Область применения: повышенная и высокая вязкость пластовой нефти, проницаемость более 0,1 мкм2, минимальное содержание карбонов и глин, неоднородное строение коллектора, пластовая температура менее 70 С, текущий коэффициент нефтеотдачи до 25%, текущая обводненность продукции до 30%.Ограничения применения метода: адсорбция реагента; однородное строение и низкая анизотропия пласта; высокая минерализация воды. ПАВ. Назначение метода: снижение поверхностного натяжения между нефтью и водой, гидрофилизация горных пород. Недостатки метода: адсорбция реагента и слабая биоразлогаемость. В качестве пенообразователя применяют сульфонол, в качестве стабилизатора – клей (КМЦ-500). Для удаления жидкости с забоя успешно применяются газлифтные системы с забойным клапаном. Газ отбирается по затрубному пространству, а жидкость удаляется через НКТ, на которых установлены пусковые газлифтные и забойные клапаны. В газовых и газоконденсатных скважинах применяют плунжерный лифт типа «летающий клапан». Скважинные насосные установки применяют в тех случаях когда другие способы удаления жидкости вообще нельзя применить.