Профилактика и ликвидация гидратообразований в процессе ведения работ по испытанию поисковых и разведочных скважин

1.

Профилактика и ликвидация гидратообразований в
процессе ведения работ по испытанию поисковых и
разведочных скважин.

2.

Гидратообразование в газовых скважинах
Образование гидратов в газовых скважинах связано с тем, что природные газы в условиях пласта насыщены
пластовой водой, фильтратом бурового раствора попавшим в пласт при первичном вскрытии (бурении), а
также в случае интенсификации притока методом гидроразрыва пласта, жидкостью ГРП. Движение газа в
пласте, скважине сопровождается уменьшением его температуры и давления. В виду большого интервала
вечной мерзлоты, из практики данный интервал встречался до 800-900 м, выносимый поток газожидкостной
смеси с присутствием пресной пластовой воды, проходя через данный интервал охлаждается, капли пресной
воды отделяются из общей газожидкостной смеси. Таким образом, образуются твёрдые кристаллические
вещества, называемые кристаллогидратами. По внешнему виду гидраты похожи на снег или лёд. Это
неустойчивые соединения, которые при нагревании или понижении давления быстро разлагаются на газ и
Выводы комиссии, изложенные в акте расследования
воду.
Образующиеся гидраты закупоривают насосно-компрессорные трубы, что приводит к частичной
либо к полной потере сообщения между трубным и затрубным пространствам.
Слайд 2

3.

Образование гидратов.
Образование гидратов.
-Особенно характерно образование гидратов на этапе очистки и освоении скважин. Наиболее часто
гидратообразование имеет место в газовых скважинах с наличием зоны вечной мерзлоты. Это связано с низкими
температурами на устье скважин из-за сравнительно медленного прогрева ствола скважины (имеет место
повышенная теплоотдача в около скважинное пространство при наличии зоны ММП-многолетнемерзлые породы)
и варьирования дебита в широком диапазоне.
-Процесс гидратообразования может происходить как на стенке трубы (с ростом гидратных отложений и
образованием пробок), так и в потоке газа.
-Процесс отложения гидратов идет достаточно быстро и сплошная пробка может образоваться уже в считанные
секунды после запуска скважины. Соответственно на всем этапе очистке и отработки скважины необходимо
круглосуточное дежурство на устье скважины и амбаре ГФУ, с целью непрерывного контроля параметров работы
скважины и характера выноса продуктов пласта. Перед работами по вызову притока, ответственным лицом на
объекте ведения работ составляется график дежурства ИТР и персонала бригады испытания. Время дежурства
подбирается в зависимости от погодных условий.
-Зачастую процесс образования гидратов путают с режимом работы скважины при котором она выносит пачки
газожидкостных смесей, тем самым очищаясь от технологических растворов после вызова притока, при этом
признаки схожи, наблюдается снижение давления в трубном пространстве при одновременном росте затрубного.
Однако падения устьевой температуры не наблюдается.
-В связи с этим необходимо учитывать все признаки котрые отражены на слайде №4, и оценивать режим работы
скважины в целом, в том числе и то что выносит на ГФУ. Для этого и необходимо круглосуточное наблюдение.
Слайд 3

4.

Признаки гидратообразования.
Признаки гидратообразования:
- снижение давления в трубном пространстве (диапазон изменения давления контролировать в
зависимости от режима работы скважины). При снижении давления в трубном пространстве на 15
% усилить бдительность и контроль за выносимыми продуктами на ГФУ
- снижение устьевой температуры на 1-2 ºС. Усилить бдительность и контроль за выносимыми
продуктами на ГФУ.
- интенсивное обмерзание факельного отвода.
- гашение пламени, сопровождаемое характерным треском выносимого гидрата.
Слайд 4

5.

Перечень необходимого оборудования и материалов.
-
иметь технологическую рабочую емкость «Термос» объемом не менее 5 м³, оборудованную паровыми
регистрами (с подключенным обогревом), для нагрева и поддержания ингибитора гидратообразования
CaCl2 температурой 70-80 ºС.
-
иметь необходимый емкостной парк в исполнении «термос» оборудованный паровыми регистрами (с
подключенным обогревом) для хранения и содержания технологической жидкости испытания
(глушения) (NaCl, СГС и пр.) температурой 40-50 ºС.
-
иметь на скважине работоспособные насосные агрегаты в необходимом количестве, и необходимом
рабочем диапазоне по давлению и температуре (ЦА-500,700,1000), согласно ПСД.
-
иметь на скважине исправную котельную установку (круглогодично).
-
иметь на скважине исправную ППУ, согласно ПСД.
-
иметь на скважине необходимый запас химических реагентов для проведения противогидратных
обработок, согласно ПСД (CaCl2, метанол и т.д.).
-
иметь исправный термометр, для контроля температуры технологических жидкостей.
-
иметь исправные рычажные весы, либо ареометр для контроля плотности технологических жидкостей.
-
иметь журнал контроля параметров технологических жидкостей.
Слайд 5

6.

Схема емкостного парка.
Слайд 6

7.

Приготовление ингибитора гидратообразования
-
подготовить МКР с сухим химическим реагентом CaCl2. В зависимости от массы МКР (от 700 до 1200
кг.) произвести набор технической воды температурой 15-20 ºС в необходимом для приготовления
объеме из расчета 362-397 кг на 1 м³ технической воды. При включенном перемешивателе в
техническую воду постепенно вводится химический реагент CaCl2 в расчетном количестве.
-
после полного растворения сухого химического реагента в воде замерить плотность CaCl2 при
рабочей температуре 70-80 ºС. Проверить углы емкости на отсутствие нерастворенного химического
реагента CaCl2. Далее необходимо отобрать пробу приготовленного CaCl2, остудить пробу до
температуры 15 ºС и замерить ее плотность, которая должна составлять 1250-1270 кг/м³. При
необходимости проводить корректировку плотности путем утяжеления (добавления сухого CaCl2),
либо уменьшения удельного веса, путем разбавления технической водой.
-
перекачать готовый CaCl2 ингибитор гидратообразования в рабочую емкость (термос).
-
контроль плотности производить рычажными весами, либо ареометром.
-
с целью контроля за концентрацией соли в CaCl2 антигидратного ингибитора необходимо производить
замер плотности каждые три часа при температуре 70-80 ºС и 15 °С с записью в журнал контроля
параметров технологических жидкостей.
-
обеспечить обвязку емкости с CaCl2 ингибитором гидратообразования с агрегатом и ФА.
Слайд 7

8.

Хранение ингибитора гибратообразования
Согласно профилактической карты помощник бурильщика осуществляет ежечасный контроль объема, температуры и плотности
CaCl2 с записью в журнал ПЖ. Объем замеряется метрштоком, температура термометром, а плотность рычажными весами. При
проведении противогидратных обработок объем закаченного CaCl2 осуществляется при помощи метрштока. На ежедневной
основе производится контрольный замер плотности CaCl2 с уровня и с шибера при комнатной температуре.
Выводы комиссии, изложенные в акте расследования
Слайд 8

9. Ингибитор гибратообразования метанол.

Слайд 9
Метанол (метиловый спирт, CH3OH) — древесный
спирт, используемый в газонефтедобыче как ингибитор
гидратообразования, чаще всего на газоконденсатных
месторождениях. Закачка метанола в призабойную
зону скважины газогидратных месторождений
вызывает не только разложение газовых гидратов
на забое и по стволу скважины, но и улучшает
фильтрационные характеристики призабойной зоны.
Метанол бесцветная прозрачная жидкость без
нерастворимых примесей. Смешивается с водой без
следов
помутнения.
Особо
опасная
легковоспламеняющаяся жидкость. ПДК в воздухе
рабочей зоны 5 мг/м3. Представляет собой опасность
(вплоть до смертельного исхода) при употреблении
внутрь ЯД.
Хранение метанола на объекте выполнения работ
осуществляется в изолированной емкости
с
соблюдением
правил
хранения
легковоспламеняющихся и токсичных жидкостей и в
соответствии с "Общими санитарными правилами при
работе с метанолом"

10. Пример журнала контроля параметров технологических растворов.

Слайд 10

11.

Эффективность ингибитора гидратообразования CaCl2
В емкость с 2,0 литрами раствора CaCl2 температурой 34°С поместили кусок гидрата объемом ≈ 0,2-0,25 л. Гидрат полностью растворился в растворе
CaCl2 за 9 минут.
4 минуты гидрат растворился на 50%.
9 минут гидрат растворился полностью
В емкость объемом 1,0 литр поместили гидрат объемом ≈ 0,8 литра. Залили раствор CaCl2 температурой 34°С объемом 0,3 литра. Спустя 7 минут
гидрат растворился на 30-40%. Температура жидкости в емкости при этом упала до -2°С. Гидрат растворился на 80-90% спустя 30 минут.
Слайд 11

12.

Обязанности членов вахты и ИТР
Геолог:
- ответственный за процесс очистки скважины.
- контроль за процесс: ГИС, КВУ, КВД, ГДИ, ГКИ.
- контролирует изменения устьевых параметров (давление, температура).
- определяет и контролирует объем, давление закачиваемого в скважину ингибитора
гидратообразования CaCl2, и давление в процессе закачки.
- подбирает режим очистки, и принимает решение о проведении противогидратных мероприятий.
- ведет контроль записи параметров в журнал технологических жидкостей.
4 минуты гидрат растворился на 50%.
9 мнут гидрат растворился полностью
Мастер бригады испытания:
- контролирует и организовывает работу вахты, ежесменно на планерке с бригадой распределяет
ответственных за контролем работы скважины, на устье, ГФУ, БГД и т.д.
- обеспечивает наличие исправных измерительных приборов.
- обеспечивает заданные параметры технологических жидкостей.
- обеспечивает наличие и готовность исправной тампонажной техники и оборудования в процессе
проведения работ по испытанию (ППУ, котельная установка, обогрев линий).
- на период очистки скважины составлять график дежурства ИТР на устье скважины.
Слайд 12

13.

Обязанности членов вахты и ИТР
Бурильщик:
- постоянно контролирует изменения устьевых параметров в процессе проведения работ по испытанию
скважины (давление, температура) с помощью механических манометров (класс точности 0,4) и
термометров установленных на устье скважины, с занесением параметров работы скважины в
соответствующий журнал контроля, с периодичностью – каждые 15 минут, характер работы скважины
на ГФУ.
- при наличии признаков гидратообразования незамедлительно, при помощи радиосвязи, ставит в
известность геолога/мастера. По согласованию с геологом/мастером проводит противогидратную
обработку ингибитором гидратообразований CaCl2.
- контролирует объем закачиваемого
в скважину
ингибитора
2, и давление при
4 минуты
гидрат растворился
на 50%. гидратообразования
9 мнут гидрат растворилсяCaCl
полностью
проведении противогидратных мероприятий.
- осуществляет постоянный контроль плотности, температуры и объема ингибитора гидратообразования
CaCl2.
- по команде ведущего геолога выполняет корректировку плотности и температуры ингибитора
гидратообразования CaCl2.
Помощник бурильщика:
- выполняет заготовку и осуществляет контроль за параметрами ингибитора гидратообразования CaCl2 в
емкости оборудованной паровыми регистрами (с подключенным обогревом) и перемешивателем, с целью
поддержания объема не менее 5 м³ в рабочей емкости.
Слайд 13

14.

Проведение профилактических противогидратных обработок
Проведение профилактических противогидратных обработок трубного пространства.
- перед каждым запуском скважины в работу (запуск после КВД, смена режимов работы и т.п.) по
согласованию с ведущим геологом производить закачку ингибитора CaCl2 в трубное пространство в
объеме 0,5 - 1,5 м³, температурой 70-80 ºС с технологической выстойкой в течение 15 минут.
- перед спуском или подъемом геофизического прибора в скважину по согласованию с ведущим геологом
производить закачку ингибитора в трубное пространство в объеме 0,5 – 1 м³, температурой 70-80 ºС.
Предупреждение гидратообразования в скважине во время регистрации КВД.
- геолог совместно с представителем ГИС проводит обследование устьевого оборудования и
минуты гидрат растворился на 50%.
9 мнут гидрат растворился полностью
геофизического лубрикатора на 4герметичность
с записью в журнале
контроля - каждый час.
- не допускать снижения давления в трубном пространстве по сальниковому узлу лубрикатора, ФА, ФЛ и
НЛ.
- при наличии пропусков устранить, и зафиксировать данный случай в журнале контроля.
Предупреждение гидратообразования в скважине подрядными организациями.
-с целью контроля гидратообразования, производить установку на устье скважины датчиков давления,
температуры станции ГТИ, с круглосуточным контролем и анализом параметров работы скважины.
-При спущенном геофизическом приборе в скважину, вести контроль забойного давления.
Слайд 14

15.

Проведение профилактических противогидратных обработок
Проведение профилактических противогидратных обработок затрубного пространства.
- При работе скважины в гидратном режиме на этапе освоения до начала ГДИ для предотвращения
гидратообразования, по согласованию с ведущим геологом, необходимо проводить закачки ингибитора
CaCl2 в затрубное пространство пачками по 200-300 литров.* Данные противогидратные обработки
эффективны в случае получения промышленного притока пластового флюида и полного выноса раствора
хлористого кальция с забоя скважины, в следствии чего необходимо контролировать вынос
технологических жидкостей.
- *Объем подбирать опытным путем.
4 минуты гидрат растворился на 50%.
Слайд 15
9 мнут гидрат растворился полностью

16.

Ликвидация гидратной пробки в трубном пространстве.
-При выявлении признаков гидратообразования в трубном пространстве (снижение давления в трубном
пространстве, снижение устьевой температуры и уменьшение длины факела с изменением цвета факела
на «голубой») необходимо незамедлительно провести противогидратную обработку трубного
пространства.
-Закачать в трубное пространство ингибитор гидратообразования CaCl2 температурой 70-80 ºС в объеме
от 0,50 до 1,50 м³ при расходе ЦА от 1 до 1,5 л/с, не превышая установившееся трубное давление до
гидратообразования на 15-20 кгс/см².
Внести данные в журнал9 обработок:
состав ингибитора, объем,
4 минуты гидрат растворился на 50%.
мнут гидрат растворился полностью
температуру.
-По окончанию закачки оставить скважину на реагирование в течение 15 минут.
-В случае отсутствия приемистости по трубному пространству (признаки: давление «стоп» при закачке
антигидратного ингибитора CaCl2 или отсутствия выхода пластового флюида после разрядки) работы
производить по согласованию с Заказчиком по дополнительному плану работ.
Слайд 16

17.

Ликвидация гидратной пробки в трубном пространстве путем закачки в затрубное
пространство на поглощение.
-В случае наличия гидратной пробки и не эффективности закачки ингибитора CaCl2 в трубное
пространство произвести закачку в затрубное пространство ингибитора CaCl2 в объеме 1,5 м³,
температурой 70-80 ºС и солевого раствора NaCl температурой 50-60 ºС с открытым трубным
пространством на ГФУ до восстановления сообщения между трубным и затрубным пространствами в
объеме затрубного пространства, либо до резкого роста избыточного давления в трубном пространстве.
После восстановления сообщения продолжить закачку в затрубное пространство 1 м3 солевого раствора
NaCl.
-При наличии гидратной пробки со 4спущенным
в скважину геофизическим
прибором, необходимо создать
минуты гидрат растворился на 50%.
9 мнут гидрат растворился полностью
и поддерживать избыточное давление в трубном пространстве путем закачки ингибитора CaCl2
температурой 70-80 ºС, в затрубное пространство необходимо закачать ингибитор CaCl2 в объеме 1,5 м³,
температурой 70-80 ºС и солевого раствора NaCl температурой 50-60 ºС до восстановления сообщения
между трубным и затрубным пространствами. После восстановления сообщения продолжить закачку в
затрубное пространство 1 м3 солевого раствора NaCl. Произвести плавный запуск скважины на ГФУ по
трубному пространству.
-В случае отсутствия результата от вышеперечисленных работ, произвести ликвидацию
гидратообразования с привлечением специализированного оборудования (КОПС, ТБСУ, ГНКТ и т.д.), по
согласованию с недропользователем по отдельному плану работ.
Слайд 17

18.

Схема скважины
Манометры для контроля
избыточного давления в
линии при ревизии
диафрагмы.
трубное пространство
Манометры
Манометры
4 минуты гидрат растворился на 50%.
затрубное пространство
CaCl2
Слайд 18
диафрагма на ДИКТе
9 мнут гидрат растворился полностью
Амбар ГФУ
интервал 0-500 м, зона ММП

19. -Гидраты могут образовываться в стволе скважины в лифтовой колонне труб, в затрубном пространстве в зоне ММП, наземных

Места образования гидратов с характерными признаками.
-Гидраты могут образовываться в стволе скважины в лифтовой колонне труб, в
затрубном пространстве в зоне ММП, наземных коммуникациях (устьевое
оборудование, фонтанная арматура, выкидные линии, ДИКТ). Образовываясь на
стенках труб, гидраты резко, за частую в считанные секунды уменьшают их пропускную
способность
до
полной
закупорки.
-Образование гидратов в стволе скважины, в лифтовой колонне труб, в зоне ММП
сопровождается снижением давления в трубном пространстве, снижением устьевой
температуры,
уменьшением
длины
факела.
-При образовании гидратов в наземном оборудовании (наиболее часто перед ДИКТом)
наблюдается рост давления в трубном пространстве, уменьшение длины факела,
характерный треск при выносе гидратов через отверстие диафрагмы на ДИКТе.
Необходимо выполнить прокачку СaCl2 по линии трубного отвода, в случае
отрицательного результат произвести замену и ревизию диафрагмы.*
*Перед отворотом ДИКТа с целью замены шайбы, в обязательном порядке
убедиться в отсутствии избыточного давления в линии ГФУ, проверку на
наличие избыточного давления необходимо выполнять по установленным
манометрам на линиях, а также в блоке глушения и дросселирования.
Слайд 19

20.

Условия гидратообразования при испытании скважин
Северо-Тамбейского участка Тамбейского НГКМ
4 минуты гидрат растворился на 50%.
Слайд 20
На рисунке представлен
график построенный в
координатах Р, t на примере
работы скважин Тамбейского
НГКМ. В левой части
графика (относительно
кривой) находится область
образования гидратов. Как
видно из графика гидраты,
9 мнут гидрат
полностью
при растворился
высоких давлениях
образуются даже при
положительных
температурах.
В правой части условия, при
которых скважина работает в
безгидратном режиме.