2.3.4 Експлуатація газових і газоконденсатних свердловин

Конструкція і обладнання газових і газоконденсатних свердловин мають багато спільного з нафтовими свердловинами, які експлуатуються фонтанним або компресорним способом. В обох випадках обладнання свердловин складається з колони НКТ, яка спускаються до фільтрової зони, і устьової арматури. При експлуатації газових свердловин, зазвичай, застосовують арматури хрестового типу, найзручніші для монтажу і обслуговування. НКТ спускають для:

– захисту експлуатаційної колони від стирання і роз’їдання, за наявності в газі твердих домішок, або агресивних компонентів, що викликають корозію;

– винесення рідин і механічних домішок із вибою на поверхню;

– полегшення процесу освоєння і глушіння свердловини при необхідності проведення підземного ремонту;

– проведення різного роду дослідних робіт, пов’я-заних із спуском у свердловину приладів.

Експлуатацію свердловин, зазвичай, ведуть НКТ, але при значному дебіті і відсутності в газі твердих домішок, або агресивних компонентів свердловини у багатьох випадках – одночасно експлуатуються НКТ і затрубним простором.

Газові свердловини освоюють тими самими спосо-бами, що і нафтові. Часто застосовують аерацію, або компресорний спосіб освоєння за допомогою пересувних компресорів. Режим експлуатації газової свердловини, який залежить від її промислового дебіту, встановлюється на підставі даних дослідження. При дослідженні вимірюють тиск, темпе-ратуру і дебіт газу, фіксуючи параметри роботи свердловини при кожному режимі. Зміна режиму, а також регулювання роботи газової свердловини здійснюються створенням певного протитиску на усті. З цією метою застосовують штуцери. Промисловий дебіт газової свердловини обмежується, оскільки за надмірного відбору газу можуть відбуватися такі ускладнення:

– руйнування вибійної зони, винесення частинок породи в свердловину, утворення піщаних пробок;

– обводнення свердловини крайовою або підошовною водою;

– винесення у вибійну зону кристалів солі, мулу і її закупорювання;

– надмірне охолоджування газу, обмерзання обладнання, утворення гідрату;

– значне пониження тиску усередині свердловини і небезпека зминання колони під дією зовнішнього тиску;

– незадовільний стан свердловини (неякісне цемен-тування, негерметичність, обводнення чужорідною водою).

На підставі результатів дослідження підбирають і регулюють дебіт всіх експлуатаційних газових свердловин. Робота газової свердловини контролюється шляхом відповідних вимірів, реєстрацією робочих параметрів і аналізом результатів періодичних досліджень. Газ, з окремих свердловин після заміру і сепарації його від вологи і твердих домішок, проходить у промисловий газозбірний колектор, і далі в газозбірний пункт, звідки після відповідної підготовки його для дальшого транспортування, надходить у магістральний газопровід.

У пластових умовах в газі газових покладів містяться пари води. У газі газоконденсатних покладів містяться також пари конденсату, які в пластових умовах перебувають у насиченому, а іноді і в ненасиченому стані. При відборі газу з пласта, що супроводжується пониженням його температури і тиску, відбувається конденсація парів води і накопичення її в свердловинах і газопроводах. За певних умов компоненти природного газу (метан, етан, пропан, бутан) при взаємодії з водою здатні утворювати тверді кристалічні речовини, звані гідратами. Кожна молекула перелічених компонентів спроможна зв’язати 6...7 молекул води, наприклад: СН₄•6Н₂0, С₂Н₆•7Н₂0 і так далі.

На вигляд гідрати нагадують сніг або лід. Вони відносяться до нестійких з’єднань і за деяких умов (нагрівання, пониження тиску) швидко розкладаються на газ і воду. Утворення гідратів відбувається за підвищеного тиску, низькій температурі і тісному контакті з водою компонентів газу, що утворюють гідрат.

В умовах високого тиску гідрати не можуть існувати за температури вищої від критичної. Гідрати, які утво-рилися, можуть закупорити свердловини, газопроводи, сепаратори, порушити роботу вимірювальних і регулюючих приладів. Часто внаслідок утворення гідратів виходять з ладу штуцери і регулятори тиску, дроселі газу, в яких проходить різке зниження температури. Це порушує нор-мальну роботу газопромислового обладнання, особливо за низьких температур довкілля.

Боротьба з гідратами ведеться у двох напрямах:

– попередження утворення гідратів;

– ліквідація гідратів, які утворилися.

Для запобігання утворенню гідратів у свердловинах застосовують такі методи:

– встановлюють відповідний технологічний режим експлуатації свердловини;

– безперервно (або періодично) нагнітають на вибій свердловини інгібітори запобігання утворення гідратів;

– застосовують футеровані НКТ;

– систематично видаляють із вибою накопичену рідину;

– усувають причини, які викликають пульсацію газу в свердловині.

Стовбур свердловини очищають від відкладень гідратів:

– продуванням в атмосферу, з необхідною попередньою витримкою свердловини в закритому стані, для часткового розкладання гідратів, під впливом тепла навколишніх порід;

– нагнітанням великого об’єму інгібітора на гідратну пробку, з витримкою для розкладання гідратної пробки, і з дальшим продуванням в атмосферу.

Попереджають утворення гідратів у фонтанній арматурі і в обв’язці свердловин, а також у різних ділянках, вузлах і ланках системи збору і транспортування газу (залежно від конкретних умов) окремими або комплексними методами:

– обігрівом окремих вузлів і ділянок;

– введенням у потік газу інгібіторів запобігання утворенню гідратів (метанолу, розчину хлористого кальцію, діетиленгліколю тощо);

– усуненням різких перепадів тиску, що викликає зниження температури газу і конденсацію пароподібної вологи і утворенню гідрату;

– систематичним видаленням рідини, яка скупчується в знижених місцях системи збору і внутрішньо-промислового транспортування газу, за допомогою збірників конденсату або дренажних патрубків;

– регулярним продуванням газопроводів.

До ефективніших і поширених, з перелічених способів запобігання утворення гідратів, належить спосіб введення в газовий потік метанолу, тобто метилового спирту (СН₃ОН), який є понижувачем точки замерзання пари води.

Метанол разом з парами води, яка насичує газ, утворює спиртоводні розчини, температура замерзання яких значно нижча за нуль. Оскільки кількість водної пари, яка міститься в газі при цьому зменшується, точка роси знижується і тому небезпека випадання гідратів стає меншою.

У природних газах, окрім пари води і конденсату, можуть міститися також різні тверді домішки (пісок, кристали солей). Тверді частинки в газі роз’їдають і зношу-ють обладнання і газопроводи, порушують герметичність арматури. Для очищення газу від рідких і твердих домішок біля свердловин встановлюють газосепаратори.

За принципом дії газосепаратори поділяються на гравітаційні і відцентрові (циклонні).

У гравітаційному газосепараторі відділення твердих і рідких частинок від газу відбувається в результаті різкого зниження швидкості руху газу і повороту його на 180°.

Схема простого гравітаційного сепаратора показана на рис. 2.24. У такому газосепараторі газ із свердловини надходить вхідною трубою 1 і при виході з неї повертає вгору до викидної труби 2. При цьому зменшується швидкість газу, а тверді частинки і краплі рідини падають на дно сепаратора. Рідина, яка зібралася, видаляється трубою 3. У циклонних сепараторах потік газу з домішками набуває обертового руху. Краплі рідини і тверді частинки, як важчі, відкидаються до периферії і потім спадають у нижню частину сепаратора. Недоліком таких сепараторів є великі габарити і маса та низька ефективність сепарації.

а б

Рисунок 2.24 – Гравітаційний газосепаратор:

а – схема; б – зовнішній вигляд

На рис. 2.25 показано сучасну конструкцію газового сепаратора вихрового типу СВГ-7 розробки науково-виробничого об’єднання НВО ТОВ “ВЕРТЕКС”. У порівнянні з гравітаційними, вихрові сепаратори мають менші у 3,5 рази габарити та майже у 10 разів меншу масу і ефективніші в роботі. У вихровому сепараторі потік газу входить у корпус 10 вхідним патрубком 3 і направляється дефлектором 7, у якому отримує круговий рух уздовж стінки корпуса 10. Під дією відцентрових сил зважені краплі рідини і частинки механічних домішок осідають на стінці корпуса 10 і рухаються вниз, а потік газу входить напрямними сепараційного пакету 8 всередину нього, залишаючи на напрямних зважені краплі рідини, і виходить патрубком 4, проходячи крізь конфузор 6, в якому завдяки кільцевому проміжку вловлюється плівкова рідина (далі ця рідина з верхньої частини корпуса поступає дренажною трубкою в нижню порожнину сепаратора). Зливним патрубком 12 накопичені в нижній частині корпуса продукти сепарації зливаються в накопичувальну місткість.

Необхідно відмітити, що конструкція сепараторів СВГ-7 легко адаптується до необхідних умов експлуатації. Так, сепаратори, що призначені для експлуатації на газовидобувних підприємствах, зазвичай, мають окрему накопичувальну ємність (для акумулювання порівняно великої кількості рідини наявної в газі), а сепаратори для газотранспортних систем (які містять малу кількість рідини в газі) – суміщену накопичувальну ємність.

Ефективність очищення газу (за даними незалежних спеціалізованих вимірювальних лабораторій) сягає 99,99 % і винос крапельної вологи – 4 мг/н.м³.

Рисунок 2.25 – Сепаратор газовий вихрового типу СВГ-7 науково- виробничого об’єднання ТОВ “ВЕРТЕКС”:

1 – дренажна трубка; 2 – кишеня-пастка;

3 – вхідний патрубок; 4 – вихідний патрубок;

5 – верхнє дно; 6 – конфузор; 7 – дефлектор;

8 – напрямні сепараційного пакету; 9 – приховане дно;

10 – корпус; 11 – нижнє днище;

12 – зливний патрубок