Гидратообразование

    Все эти способы требуют либо значительных капиталовложений, либо посторонних  источников энергии. Кроме того, установка  дополнительного оборудования влечет за собой повышение трудозатрат  по его обслуживанию.

    Одной из новинок ОАО «Завод «Старорусприбор» стал регулятор давления газа РДУ-Т с теплогенератором, сконструированный специально для предотвращения гидратообразования. Применение регулятора в технологических схемах ГРС, где возможно отключение либо отказ от использования подогреватлей газа, несет значительный экономический эффект. Несомненным плюсом РДУ-Т является то, что теплогенератор работает без посторонних источников энергии — за счет собственной кинетической энергии газового потока.

    Теплогенератор  работает по принципу вихревого разделения потока газа. Холодная составляющая отводится и сбрасывается в задний фланец регулятора, что помогает за 6-8 минут нагреть теплогенератор до температуры +40-50 °С. Температура нагрева теплогенератора достаточна для предотвращения обмерзания запорно-регулирующего устройства.

    Регуляторы  давления РДУ-Т были установлены  в ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», ОАО «Леноблгаз» на «проблемных» объектах магистральных газопроводов, где отсутствует узел подогрева  газа, в 2006 — 2007 г. За все время эксплуатации регуляторы РДУ-Т не вызвали каких-либо замечаний у обслуживающего персонала ГРС. При температуре газа, располагающей к образованию кристаллогидратов, регуляторы оставались сухими, снежная шапка отсутствовала. Во время проведения плановых ревизий образований кристаллогидратов в исполнительных механизмах регуляторов также не было обнаружено.

    Важным  достоинством регуляторов РДУ-Т  является то, что он не требует дополнительных трудозатрат по обслуживанию. Для  работы теплогенератора необходим расход газа, проходящего через него, в объеме от 1000 м³/ч. Поэтому на малых расходах, теплогенератор может быть выключен, а РДУ-Т будет работать в режиме обычного регулятора РДУ.

    В целом, учитывая современные реалии эксплуатации ГРС, применение регулятора РДУ-Т поможет решить целый комплекс проблем, связанных с гидратообразованием. Надежность, простота конструкции, видимый экономический эффект делают регулятор РДУ-Т важной составляющей узла редуцирования газораспределительных станций. 
 

    2.1 Удаление гидратных пробок и растепление скважин

    В процессе подъема пластовой жидкости по колонне лифтовых труб гидростатическое давление уменьшается по мере ее перемещения  вверх. Если величина этого давления становится ниже давления насыщения, из пластовой жидкости выделяется попутный газ. Часть его растворяется в пластовой воде, неизбежном компоненте пластовой жидкости. При температуре и давлении, соответствующих равновесному состоянию смеси, образуются кристаллогидраты углеводородов и появляется кристаллическое вещество. Метан, этан, пропан и бутан образуют кристаллогидраты при отрицательной температуре, а при повышенном давлении и положительной температуре их возникновению способствует наличие легких углеводородов и обводненность скважины. Кристаллогидраты осаждаются на стенках колонны лифтовых труб и в затрубном пространстве. Прекращение эксплуатации скважины способствует интенсивному образованию кристаллогидратов. Этому процессу способствует и понижение температуры пластовой жидкости в полости скважины. Наиболее интенсивно гидраты осаждаются на стенках труб в интервале 100-900 м при любых способах эксплуатации скважин - фонтанном, ЭЦН, ШГН.

      Оборудования и материалы :

    Колтюбинговая установка; насосный агрегат; емкости  с промывочной и отработанной жидкостями; нагревательная установка; промывочная жидкость.  
 
 

      Описание технологии: 

    Для удаления гидратных пробок существует ряд методов, наиболее эффективным  из которых является промывка скважины горячим соляным раствором (при  t = 70 – 80 °C). При использовании установок с КГТ гидраты удаляют в результате подачи технологической жидкости во внутреннюю полость НКТ, если эксплуатацию скважины проводят фонтанным способом, или с помощью электроцентробежных насосов. Если скважина оборудована штанговой скважинной насосной установкой, то технология удаления гидратной пробки резко усложняется. В этом случае КГТ спускают в кольцевое пространство между колонной НКТ и эксплуатационной.

    Рис. 1. Схема оборудования при промывке скважины нагретой технологической жидкостью 

    Наибольшие  затраты времени и энергетических ресурсов требуются при проведении работ по растеплению скважины, т.к. имеет место образование массива  гидратов и льда, как в колонне  лифтовых труб, так и в кольцевом  пространстве эксплуатационной колонны. В процессе удаления следует контролировать температуру промывочной жидкости на входе и выходе колтюбинговой трубы, а также у устья скважины. Слишком низкая температура восходящего потока свидетельствует о наличии гидратов в кольцевом пространстве, что чревато повторным образованием пробки в колонне лифтовых труб, потерей циркуляции и последующим прихватом колтюбинговой трубы.

      При наличии гидратной пробки  в подобной скважине для перемещения  колтюбинговой трубы по скважине  применяют эксцентричную планшайбу, аналогичную планшайбам для спуска приборов в кольцевое пространство. На отверстие, предназначенное для ввода гибкой трубы, устанавливают уплотнитель облегченной конструкции.

      Процесс удаления гидратной пробки  может быть ускорен путем включения  в работу штанговой насосной установки одновременно с промывкой кольцевого пространства. В этом случае остатки пробки удаляются за счет потока технологической жидкости, поступающей из затрубья через скважинный насос во внутреннюю полость НКТ. Для достижения подобного режима работы необходимо обеспечить возможность функционирования станка-качалки в процессе спуско-подъемных операций с колтюбинговой трубой.

    Для ликвидации гидратных пробок и растепления  скважин в составе комплекса  поверхностного оборудования должна быть установка (подогреватель) для нагрева технологической жидкости. Это может быть или нагреватель проточного типа, или емкость с необходимым запасом жидкости, предварительно нагреваемой от внешнего источника тепла (см. рис. 1.).

    Наибольшие  затраты времени и энергетических ресурсов требуются при проведении работ по растеплению скважины. В данном случае имеет место образование массива гидратов и льда, как в колонне лифтовых труб, так и в кольцевом пространстве эксплуатационной колонны.

    Порядок работ остается тем же, что и при удалении песчаных пробок, однако темп их выполнения снижается, поскольку ликвидация гидратной или парафиногидратной проб­ки является более энергоемким процессом. Технологическая жидкость после взаимодействия с отложениями гидратов уменьшает температуру и поднимается вверх по кольцевому пространству между КГТ и НКТ.

    В процессе удаления следует контролировать температуру технологической жидкости на входе и выходе КГТ, а также  у устья скважины. Слишком низкая температура восходящего потока свидетельствует о наличии гидратов в кольцевом пространстве, что чревато повторным образованием пробки в колонне лифтовых труб, потерей циркуляции и последующим прихватом колонны гибких труб.

    После спуска КГТ до уровня, где гидраты  отсутствуют, выполняется интенсивная промывка НКТ технологической жидкостью с целью гарантированного удаления гидратов из кольцевого пространства.

    К наиболее сложным работам по растеплению  следует отнести ПРС скважин, эксплуатируемых штанговыми скважинными  насосами. Штанги, расположенные в полости лифтовой колонны (колонны НКТ), как правило, снабжены скребками или центраторами, что препятствует спуску в них колонны гибких труб.

    При наличии гидратной пробки в подобной скважине предусматривают выполнение достаточно длительного и трудоемкого ремонта. Если используют традиционный агрегат подземного ремонта, то сначала, применяя штанголовки, отвинчивают и извлекают по частям колонну штанг, находящуюся выше гидратной пробки. Далее спускают колонну промывочных труб, промывают и удаляют участок пробки как можно большей длины, а затем повторно извлекают штанги. По мере того, как извлечение штанг становится затруднительным, вновь осуществляют промывку и проводят последующее извлечение. Этот процесс повторяют до тех пор, пока колонна штанг не будет извлечена полностью. 

    После удаления колонны штанг спускают колонну промывочных труб и выполняют  длительную промывку скважины горячей  водой или нефтью. После растепления  пробки в кольцевом пространстве и восстановления циркуляции по затрубью либо поднимают колонну НКТ, либо спускают штанговый насос и начинают эксплуатацию скважины.

    Возможным способом доставки нагретой жидкости теплоносителя в полость скважины является спуск колонны гибких труб в кольцевое пространство между  эксплуатационной и колонной НКТ. К настоящему времени специалистами в ТПП "Когалымнефтегаз" накоплен уникальный опыт по проведению подобных работ.

    Для перемещения КГТ по скважине применяют  эксцентричную планшайбу, аналогичную  планшайбам для спуска приборов в  кольцевое пространство. На отверстие, предназначенное для ввода аппаратуры, устанавливают уплотнитель облегченной конструкции. Промывка скважины по существу повторяет описанную выше технологию, при которой КГТ размещают в НКТ. Отличие заключается в длительности промывки отдельных интервалов, поскольку требуется не только удалить продукты, слагающие пробку в кольцевом пространстве, но и прогреть колонну НКТ настолько, чтобы разложить гидрат, находящийся в ней. Все эти операции не вызывают каких-либо проблем, кроме одной – спуска и подъема КГТ в кольцевом пространстве. Поскольку колонна НКТ располагается в полости скважины произвольным образом и форму ее оси существующими в настоящее время методами и приборами определить невозможно, существует риск защемления колонны гибких труб.

    Опасность защемления усугубляется еще и тем, что в процессе растепления увеличивается  температура колонны НКТ и  ее длина увеличивается. Поскольку  верхний и нижний концы закреплены сверху планшайбой, а нижний еще  и защемлен пробкой, то удлинение  колонны сопровождается потерей устойчивости и дальнейшим искривлением ее оси. Все это приводит к радиальным смещениям этой оси колонны и уменьшению величин зазоров между ней и внутренней стенкой эксплуатационной колонны. А это, в свою очередь, провоцирует защемление КГТ, располагающейся в зазоре.

    Из  сказанного следует, что выполнение подобных работ, весьма эффективных, но очень рискованных, в настоящее  время является не сферой техники, а  скорее основано на интуиции и мастерстве операторов агрегатов КГТ, осуществляющих ремонт.

    Процесс удаления гидратной пробки может  быть ускорен в результате включения  в работу штанговой насосной установки  одновременно с промывкой кольцевого пространства. В этом случае остатки  пробки удаляются за счет потока технологической  жидкости, поступающей из затрубья через скважинный насос во внутреннюю полость НКТ. Для достижения подобного режима работы необходимо использовать агрегат, обеспечивающий возможность функционирования станка-качалки в процессе спускоподъемных операций с КГТ.

    Такой агрегат устроен следующим образом (рис. 2,а,б). На раме 24 транспортной базы 1  установлена рама агрегата 25, в средней части которой размещен барабан 6 для колонны гибких труб 5. Для укладки трубы на барабан при наматывании и разматывании служит укладчик 4.

    За  кабиной водителя транспортной базы 1 располагается бак масляной системы 3,  а рядом с ним (в транспортном положении) – кабина оператора 2.  В рабочем положении последняя  находится на поворотной консоли  сбоку агрегата.

    В кормовой части агрегата расположен эжектор 8, а под  ним – герметизатор устья 14 гибкой трубы 5. Эжектор 8    и герметизатор 14 находятся над устьем скважины 22         с устьевым оборудованием, включающим эксцентричную планшайбу 21 с уплотнением 18 устьевого штока 17 и шарнир 20.

    Герметизатор  устья 14 снабжен криволинейным полым  элементом 16 (изогнутой трубой), установленной  ниже него. В низу криволинейного элемента 16 размещен дополнительный уплотнительный узел 19. Герметизатор вместе с криволинейным  элементом 16 и дополнительным уплотнительным узлом 19 шарниром 20 соединены с эксцентричной планшайбой 21, установленной на устье скважины 22. Внутренняя полость криволинейного полого элемента 16 соединена с лубрикатором 15, обеспечивающим подачу смазывающей жидкости. (В качестве лубрикатора применяют стандартное устройство для подачи смазки к узлам трения, широко используемое в станочном оборудовании. Поэтому в настоящем описании оно подробно не рассматривается.)