323. Гидратами называются твердые кристаллические соединения, образованные природным газом с водой. Основными факторами, определяющими условия гидратообразования, являются давление газа, его температура и наличие воды.
324. В промысловых условиях гидраты образуются: в стволах скважин, в фонтанной арматуре и обвязке, в шлейфах, в обвязке газосборных пунктов, в газосборных коллекторах и технологическом оборудовании.
325. Образующиеся гидраты, откладываясь внутри трубопроводов, фитингов, запорной и регулирующей аппаратуры и так далее, уменьшают проходное сечение вплоть до полной закупорки, что приводит к нарушению режима добычи и транспорта газа и даже к выводу из эксплуатации скважин, отдельных участков газосборной системы.
326. Мероприятия по борьбе с гидратами делятся на:
1) мероприятия по предупреждению гидратообразования;
2) мероприятия по ликвидации образовавшихся гидратных отложений.
327. В обоих случаях необходимые мероприятия основываются на тщательном изучении режима температуры, давления, состава газа (особенно содержания влаги, конденсата) на всем пути движения его от забоя до выхода с промысла.
328. Предотвращение гидратообразования в стволах скважин осуществляется путем:
1) выбора соответствующего подземного оборудования скважины и установления надлежащего (оптимального) технологического режима работы скважины;
2) непрерывной или периодической подачи на забой антигидратных ингибиторов;
3) покрытия внутренней поверхности обсадной колонны и фонтанных труб веществами, которые препятствуют отложению гидратов (эпоксидными смолами, полимерными пленками);
4) систематического удаления с забоя скапливающейся жидкости;
5) устранения причин, вызывающих пульсацию газа в стволе скважины;
6) создания теплоизолированных конструкций газовых скважин, то есть конструкций, имеющих высокое термосопротивление.
329. Ликвидация гидратных отложений в стволе скважин производится:
1) продувкой газа в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов теплом окружающих пород;
2) циркуляцией антигидратного ингибитора по сифонным трубкам, спускаемым в скважину через сальниковое уплотнение на устье;
3) промывкой горячим солевым раствором под давлением.
330. Предупреждение гидратообразования в фонтанной арматуре и обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа может осуществляться при помощи следующих мероприятий, проводимых как в отдельности, так и в комплексе, в зависимости от конкретных условий:
1) обогрев отдельных узлов и участков для повышения температуры газа выше равновесной температуры возможного гидратообразования;
2) ввод в поток газа антигидратных ингибиторов, снижающих равновесную температуру гидратообразования.
3) устранение резких перепадов давления (которые вызывают снижение температуры газа и образование гидратов), что достигается путем ликвидации утечек газа через сальники, через неплотности в арматуре и использованием плавных переходов от одного диаметра к другому;
4) снижение давления в системе сбора и транспорта газа ниже равновесного давления гидратообразования;
5) уменьшение степени турбулентности потока газа с целью снижения интенсивности перемешивания газа и жидкости;
6) систематическое удаление жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспорта газа, при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков.
331. В качестве антигидратных ингибиторов могут служить метанол, гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль) и другие.
332. Для ликвидации образовавшихся гидратных отложений в системе сбора и транспорта газа и в обвязке скважины могут применяться:
1) более интенсивный непосредственный наружный обогрев мест образования гидратов или подача горячего агента непосредственно на гидратную пробку;
2) разложение гидратов путем ввода большой порции антигидрат-ногоингибитора;
3) разрушение гидратной пробки путем резкого одностороннего снижения давления (продувка в атмосферу);
4) разложение гидратов снижением давления с обеих сторон гидратной пробки с последующей продувкой в атмосферу;
5) прекращение подачи газа на определенный период времени, достаточный для разложения гидратов теплом окружающего грунта, с последующей продувкой в атмосферу.
333. Если перепад давления в штуцере вызывает гидратообразование, то это явление предотвращается одним из следующих методов:
1) путем обогрева горячей жидкостью узла установки штуцера и выкидной линии от штуцера до конца участка, охлаждающегося в результате перепада давления в штуцере;
2) применением многоступенчатого штудирования;
3) подачей антигидратных ингибиторов в выкидную линию непосредственно перед местом установки штуцера. Подача ингибитора осуществляется из сосуда высокого давления, расчетное рабочее давление которого, выше максимального давления в скважине. Расход ингибитора автоматически регулируется при помощи дозировочного насоса высокого давления, регулировочного игольчатого вентиля и соответствующего автомата.
334. В случае образования гидратов в теплообменниках следует повысить температуру охлаждающего газа до величины, превышающей равновесную температуру гидратообразования, или осуществить подачу ингибиторов в линию газа высокого давления.
Параграф 7. Борьба с коррозией внутренней поверхности
подземного и наземного оборудования
335. Основными агрессивными компонентами продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений, вызывающими коррозию внутренней поверхности оборудования, далее именуемую «внутренняя коррозия», являются кислые газы (сероводород и углекислота) в присутствии влаги, которая содержится в газожидкостном потоке в виде водного конденсата, смешанного в различном соотношении с пластовой водой. Усиливающую роль в процессе внутренней коррозии играют органические кислоты, которые могут присутствовать в продукции скважин в виде солей или в свободном виде. К числу органических кислот, наиболее часто встречающихся в скважинах газовых и газоконденсатных месторождений, в первую очередь относятся муравьиная, уксусная, пропионовая, щавелевая.
336. Сероводород может вызвать серьезную прогрессирующую во времени коррозию уже при парциальном его абсолютном давлении
0,0015 кг/см2 и выше, поэтому для обеспечения достаточного снижения коррозии следует при очистке газа стремиться к этой величине. Однако интенсивность сероводородной коррозии при данной концентрации H2S может быть весьма различной, так как на процесс коррозии влияют и многие другие факторы.
337. Присутствие углекислого газа считается бесспорно опасным, если его парциальное давление составляет 2 кг/см2 и более, причем с повышением парциального давления скорость коррозии увеличивается.
При парциальном давлении СО2 менее 0,5 кг/см2 коррозии обычно не наблюдается. При парциальном давлении СО2 от 0,5 до 2 кг/см2 коррозия возможна.
338. Интенсивность коррозии во многом зависит также от следующих факторов: химического состава водной и углеводородной жидких фаз потока, рН водной среды, количественного соотношения между водной и углеводородной жидкими фазами, давления и температуры газожидкостного потока, скорости его движения, величины и характера механических напряжений металла оборудования и другие.
339. Первые сведения о возможности развития внутренней коррозии скважин и оборудования следует получать при первичных испытаниях и исследованиях разведочных скважин, давших газ, путем отбора проб газа и жидкости и анализа их на количественное определение агрессивных компонентов, определения температуры и давления среды.
340. Если анализами будет установлено наличие в газе опасных концентраций H2S или СО2, то следует провести предварительные исследования по выяснению действительной коррозионной агрессивности газожидкостного потока.
341. Эти исследования рекомендуется выполнить разведочной организацией (или добывающим предприятием, которое будет вести разработку месторождения) по методике.
342. При установлении опасности развития коррозии следует немедленно организовать проведение специальных коррозионных исследований (с привлечением научно-исследовательских организаций) для выявления характера коррозионных процессов, разработки и выбора рациональных методов защиты от коррозии как всей системы оборудования промысла, так и отдельных ее элементов.
343. Выбор способов защиты газопромыслового оборудования от коррозии решается организацией, осуществляющей разработку и эксплуатацию месторождения, с привлечением соответствующих специализированных научно-исследовательских организаций. Выбор способов защиты от коррозии должен быть осуществлен в течение периода подготовки месторождения к промышленной разработке (во время промышленной разведки месторождения и проведения опытной эксплуатации скважин).
344. В качестве защитных мероприятий от внутренней коррозии подземного и наземного оборудования могут быть выбраны один или комбинация нескольких способов из числа известных в настоящее время:
1) использование ингибиторов коррозии;
2) применение оборудования из специальных коррозионностойких сталей;
3) применение специальных покрытий;
4) применение технологических методов уменьшения коррозионной активности продукции.
345. Также применяемое оборудование, приборы, запорная арматура, контактирующие с сероводородом, углекислым газом и другими вредными веществами, имеет паспорт завода-изготовителя (фирмы-поставщика), удостоверяющий возможность их использования в этой среде при установленных проектом параметрах.