Мероприятия по предупреждению гидратообразования

Образованию гидратов при добыче нефти способствуют низкая пластовая температура, наличие в разрезе зон с пониженной температурой или зон вечномерзлых пород, высокий газовый фактор, выпадение парафина или парафиноотложений, остановка скважины, заниженный дебит при хорошей продуктивной характеристике скважин, негерметичность лифтовой колонны.

По внешнему виду гидратные отложения и пробки представляют собой плотную массу различной концентрации. В скважинах с большой обводненностью эта снегоподобная масса серого или желтоватого цвета стабильная при отрицательных и газо-выделяющая при положительных температурах (при атмосферном давлении).

В отличие от методов борьбы с парафиноотложениями, предупреждение гидратообразования имеет в своем арсенале только три способа: химический (ингибиторы), электрообогрев и тепловой (тюбинговая техника).

Химические методы предупреждения гидратных пробок в НКТ скважин состоят в подаче на забой в добываемую продукцию ингибиторов гидратообразования. Механизм ингибирующего действия реагентов заключается в изменении термобарических характеристик воды, что выражается изменением ее коэффициента активности. В качестве реагентов-ингибиторов используется метанол, хлористый кальций, различные спирты, глюколи, соли электролитов. Применение ингибиторов для высокообводненных скважин требует большого расхода реагента (10-15% от количества добываемой воды). Расход ингибиторов и рекомендации по их применению изложены в СТП-01448463-012-89 «Методическое руководство по расчету гидратоопасных скважин на ЭВМ».

Тепловой метод. Анализ случаев гидратообразования в скважинах показывает, что более чем в 60% случаев пробки образуются при освоении и остановке скважин, т.е. в ситуациях с ярко выраженной температурной нестационарностью движения газожидкостных смесей в НКТ. Поэтому для ликвидации глухих пробок (парафиновых и гидратных) наиболее целесообразно использовать тюбинговую технику путем спуска гибкой трубы в колонну НКТ или в затрубное пространство.

Электропрогрев. Для ликвидации глухих пробок применяется также прожиг каким-либо прибором, спускаемым в скважину на кабеле. (РД 39-01-0148070-043 ВНИИ-86-для скважин, оборудованных УШГН).

Образование гидратных пробок ускоряется при изменении технологического режима работы скважины: снижение дебита; остановки скважины на продолжительное время.

Пpи остановках скважин, в которых возможно образование гидратных пробок, необходимо осуществлять одну из следующих опеpаций:

- понижение уровня жидкости в лифтовых трубах посредством выпуска в линию газа из затpубного пространства;

- закачка в трубы 300-500 л водного раствора СаСl₂, плотность не менее 1.2 г/см³ с добавкой ПАВ;

- закачка в НКТ половины их объема безводной нефти (не менее 1 м³).

Мероприятия по борьбе с коррозией нефтепромыслового оборудования

В процессе эксплуатации месторождения внутрискважинное и нефтепромысловое оборудование подвергается коррозии. Процессы коррозии могут быть обусловлены:

- низким качеством цементирования обсадных колонн в процессе строительства скважин;

- высокой коррозионной активностью вод, применяемых для заводнения;

применением высокоагрессивных средств обработки призабойной зоны, проводимых с целью увеличения продуктивности скважины.

Коррозионное разрушение является одной из распространенных причин отказов оборудования скважин. В основном преобладает электрохимическая коррозия, представляющая собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с электролитической средой – пластовой водой.

К основным мерам по предотвращению и защите скважинного оборудования от коррозии относятся:

- подача в скважину ингибиторов коррозии;

- применение оборудования в коррозионно-стойком исполнении - НКТ с защитными покрытиями (лакокрасочными, фторполимерными, стеклоэмалевыми); стеклопластиковые трубы; ЭЦН в коррозионностойком исполнении заводов АЛНАС, «Борец» и «Новомет» с защитными покрытиями корпусов двигателей и насосов; штанги из высоколегированного коррозионно-стойкого проката.