- •6. Обоснование технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин
- •6.1 Выбор технологического режима эксплуатации скважин и контроль за режимом
- •6.2 Обеспечение устойчивой работы скважин в условиях разрушения призабойной зоны путем применения фильтров
- •6.3 Технологический режим эксплуатации скважин в условиях образования песчано-жидкостных пробок
- •6.3.1 Определение дебита скважин при полном и частичном перекрытии пласта песчаной пробкой и столбом жидкости
- •6.3.2 Влияние депрессии на единицу длины пробки на степень загрязнения забоя скважин и условия образования или разрушения пробки
- •6.3.3 Обеспечение необходимой глубины спуска фонтанных труб перед проведением газогидродинамических и газоконденсатных исследований скважин
- •6.3.4 Влияние высоты и проницаемости песчаной пробки на дебит скважины
- •6.4 Температурный технологический режим работы вертикальных скважин
- •6.5 Технологический режим эксплуатации вертикальных газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой
- •6.5.1 Определение безводного режима работы вертикальных скважин
- •6.5.2 Влияние параметра анизотропии пласта на безводный дебит скважины
- •6.5.3 Учет изменения положения контакта газ-вода в процессе разработки газовых месторождений при определении безводного дебита
- •6.6 Технологический режим эксплуатации газовых скважин при наличии в составе газа коррозионно-активных компонентов
- •Влияние углекислого газа на процесс коррозии
- •Влияние пластовой воды на коррозию
- •Влияние сероводорода на процесс коррозии
- •Влияние скорости потока на интенсивность коррозии
- •6.7 Обоснование и выбор технологического режима работы горизонтальных газовых скважин
- •6.7.1 Определение дебита горизонтальной газовой скважины, вскрывшей слабоустойчивый полосообразный фрагмент залежи
- •6.7.2 Определение технологического режима работы горизонтальных газовых скважин вскрывших однородные пласты с подошвенной водой
- •6.7.3 Определение температурного режима работы горизонтальных скважин
- •6.7.3.1 Определение температурного технологического режима работы горизонтальных газовых скважин при отсутствии зоны многолетнемерзлых пород в разрезе ствола скважины
- •6.7.3.2 Температурный технологический режим работы горизонтальной скважины с большим и со средним радиусом кривизны
- •6.7.3.3 Температурный технологический режим работы горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны
- •6.7.3.5 Определение температурного режима работы горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны при наличии мерзлоты на вертикальном участке ствола
- •6.8 Использование результатов исследования на стационарных режимах фильтрации для обоснования режима работы горизонтальных скважин
- •6.9 Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки
Влияние пластовой воды на коррозию
Количество поступающей в скважину воды при заданной концентрации углекислоты в газе предопределяет кислотность среды. При заданной концентрации СО2 с увеличением объема воды в продукции скважины кислотность среды рН увеличивается, что приводит к заметному снижению интенсивности коррозии. При наличии конденсата в газе с высоким парциальным давлением СО2 присутствие пластовой воды может усилить интенсивность коррозии.
Интенсивность углекислотной коррозии зависит и от солевого состава пластовой воды. Наличие в воде большого количества гидрокарбонатов заметно подщелачивает среду, снижая этим количество углекислоты, а, следовательно, и интенсивность коррозии. При известной концентрации СО2 в газе поступление пластовой воды щелочного характера снижает интенсивность углекислотной коррозии. Воды жесткого характера меньше влияют на процесс углекислотной коррозии, чем щелочные. В условиях высоких температур и давлений присутствие в пластовой воде органических кислот при наличии в газе углекислоты является одной из основных причин, усиливающих интенсивность коррозии скважинного и промыслового оборудования.
Влияние сероводорода на процесс коррозии
Наиболее агрессивным компонентом в составе природного газа, вызывающим интенсивную коррозию скважинного и промыслового оборудования, является сероводород. Значительное количество сероводорода содержится в газе Оренбургского и особенно Астраханского месторождений. Характерная черта сероводородной коррозии – растрескивание металла. При наличии водного раствора сероводорода большинство сталей при напряженном состоянии быстро разрушаются. Воздействие сероводорода на металл в присутствии воды приводит к образованию сульфида железа и атомарного водорода, часть которого проникает в металл и делает его хрупким и непрочным. Содержание во влажном газе сероводорода более 0,005 г/м3 способствует заметной коррозии оборудования. Основным фактором, определяющим интенсивность сероводородной коррозии, является парциальное давление сероводорода в газе. С увеличением температуры среды при заданной концентрации H2S интенсивность коррозии увеличивается. С ростом прочности металла на разрыв и текучесть, опасность сульфидного растрескивания металла увеличивается.
Значительно сложнее влияние степени и характера коррозии при наличии в газе одновременно сероводорода и углекислого газа. При определенном парциальном давлении СО2 его разрушающая способность может быть сравнима с коррозией, вызванной сероводородом. При равном содержании СО2 и H2S влияние углекислого газа на интенсивность коррозии по сравнению с коррозией, вызванной сероводородом, невелико.
Влияние скорости потока на интенсивность коррозии
Экспериментальные исследования и промысловые наблюдения показывают, что при известной концентрации коррозионно-активного компонента – углекислоты, сероводорода, ртути и др. – одним из основных факторов, влияющих на интенсивность коррозии, является скорость потока газа. В отличие от таких факторов, как концентрация коррозионно-активного компонента, количество влаги в продукции скважины, содержание органических кислот в воде, давление, температура и др., скорость потока является регулируемым фактором. При заданных составах пластового газа и воды, и термобарических параметрах пласта нетрудно выбрать такую конструкцию эксплуатационных скважин, которая обеспечит необходимую скорость потока газа, ограничивающую интенсивность коррозии.
Установлено, что с увеличением скорости потока интенсивность коррозии растет.
При наличии в газе СО2 величина критической скорости потока в скважинах была принята равной V=11,0 м/с. Эта величина не исключает коррозию в целом, но при скорости потока меньше или равной этой величине V≤11 м/с интенсивность коррозии значительно ниже, чем при скоростях, превышающих ее. Изменение скорости потока в стволе скважины зависит от ее конструкции, давления и температуры. В качестве критерия необходимо использовать скорость потока у устья, величина которой не должна превышать критическую.
При заданной скорости потока интенсивность коррозии зависит от режима течения газожидкостного потока и условий, вызывающих конденсацию паров воды и конденсата. Если фонтанные трубы гладкие и структура потока не меняется в местах стыковки труб, то интенсивность коррозии увеличивается по мере увеличения скорости потока. На интенсивность коррозии существенно влияет абразивный процесс, вызываемый твердыми частицами, выносимыми потоком газа и напряженного состояния труб.
Для снижения интенсивности коррозии используются антикоррозионные ингибиторы соответствующие марки металла с коррозионно-стойкой характеристикой, а также снижается скорость потока и напряжения промыслового и скважинного оборудования и др.
При установленной по результатам опытов величине критической скорости Vкр дебит скважины определяется по формуле:
(6.39)
где Vкр – критическая скорость потока, превышение которой приводит к резкому увеличению интенсивности коррозии, м/с; d – внутренний диаметр труб, по которым движется газ, 10-2 м; Ру – устьевое давление, МПа; Ту – устьевая температура, К; Zy – коэффициент сжимаемости газа при Ру и Ту.
Интенсивное разъедание поверхности фонтанных труб у устья при больших скоростях и весьма слабая коррозия в местах, где скорость потока меньше 10 м/с, показывают, что основной причиной интенсивности коррозии является скорость потока. Характер изменения интенсивности коррозии от скорости показан на рисунке 6.5, из которого видно, что очень сильная (более 2 мм/год) и сильная (1÷2 мм/год) коррозии наблюдаются в скважинах, где скорости потока колеблются в пределах 17÷21 м/с. При скорости потока V=6,2 м/с интенсивность коррозии снижается до δ=0,3 мм/год.
Рисунок 6.5 – Зависимость интенсивности коррозии фонтанных труб δ от скорости потока газа V, построенная по данным эксплуатации скважин.
Из приведенных результатов следует, что скорость потока в трубах является одним из основных факторов, по которому необходимо установить технологический режим эксплуатации скважин.
Для заданных критической величины скорости Vкр и конструкции скважины необходимо определить изменение ее дебита газа во времени с учетом изменения Ру, Ту, и Zy в процессе разработки. Для поддержания технологического режима эксплуатации скважин при постоянной скорости необходимо определить характер изменения Ру во времени.
Приток газа к скважине при критическом дебите имеет вид:
(6.40)
где а и b – коэффициенты фильтрационного сопротивления.
Для заданной конструкции скважины и дебита, вычисляемого по известным Vкр и Ру, забойное давление определяется по формуле:
(6.41)
где ; λ – коэффициент гидравлического сопротивления труб; Zcp – коэффициент сверхсжимаемости при Рср и Тср; Тср – средняя температура газа в стволе скважины; – относительная плотность газа; L – длина фонтанных труб.
Если обозначить через:
α=d2/0,052∙Ty∙Zy (6.42)
то используя формулы (6.39), (6.40) и (6.41) с учетом (6.42), можно определить устьевого давления Py(t).
(6.43)
Из формулы (6.43) видно, что при заданных постоянных значениях а, b, θ, Vкр изменение Ру связано в основном со снижением пластового давления в процессе разработки. Найденное таким образом значение Py(t) во времени используется для определения Qкp(t) по формуле (6.39)
Исследования по изучению интенсивности коррозии оборудования скважины в статических и динамических условиях показали, что при статических условиях, т.е. когда образец металла находится в неподвижной коррозионно-активной газовой среде интенсивность коррозии очень низкая. Этот результат важен при эксплуатации скважин, затрубные пространства которых по различным причинам не удалось запакеровать.
Мероприятия по борьбе с коррозией путем периодической замены фонтанных труб или снижения дебита скважин и бурения дополнительных скважин полностью не исключают процесс коррозии.