Ускладнення при видобуванні природного газу і газового конденсату — технічні та технологічні чинники, які ускладнюють експлуатацію газових і газоконденсатних свердловин, зокрема, встановлення технологічного режиму як видобувних, так і нагнітальних свердловин, наприклад, обводнення, руйнування колектора, утворення гідратних корків у привибійній зоні і в стовбурі свердловини тощо.

Винесення піску у свердловинах та методи боротьби з ними При експлуатації свердловин, які розкривають пухкі колектори, руйнування скелета і винесення частинок породи на вибій зумовлені перевищенням градієнтів тиску у привибійній зоні над допустимими. Нагромадження на вибої піску зменшує дебіт свердловини і може призвести до різних порушень, наприклад, прихоплення фонтанних труб. Пісок, що надходить із пласта разом з флюїдом, може утворити на вибої піщаний корок, внаслідок чого зменшується або повністю припиняється приплив флюїду у свердловину.

Для зміцнення привибійної зони у пухких слабосцементованих породах використовують фенолформальдегідні, карбамідні та інші смоли, а також фенолспирти. Використовувані смоли повинні мати малу в'язкість у рідкому стані для проникнення у пористе середовище, розділятися у пласті на тверду і водяну фази та добре змочувати піски. Рідка смола, що закачується у пласт, обволікає частинки піску і при затвердінні виконує роль цементуючого матеріалу. Водяна фаза, яка займає внутрішні канали, видаляється при освоєнні свердловин.

Щоб не допустити значного зниження проникності привибійної зони після обробки, у пласт закачують конденсат або іншу легку вуглеводневу рідину в кількості до трьох об'ємів закачаної смоли. Для зміцнення привибійної зони застосовують також цементні або цементно-піщані розчини. При експлуатації свердловин у нестійких пухких колекторах часто використовують фільтри з великою кількістю отворів малого діаметра. За допомогою існуючих перфораторів не вдається створити отвори малого діаметра. Тому фільтри виготовляють на поверхні і потім опускають на вибій.

Видалення піщаних корків

Для відновлення експлуатації свердловини, у якій утворився піщаний корок, необхідно видалити увесь пісок, що скупчився. У неглибоких свердловинах піщані корки невеликої потужності видаляють переважно желонками. Звичайна желонка є трубою діаметром 75—100 мм з тарілчастим або кульковим клапаном на нижньому кінці та з дужкою для прикріплення каната на верхньому. Довжина такої труби зазвичай не перевищує 8—12 м. Очищення стовбура свердловини від піщаних корків желонками — тривалий і малоефективний процес. Краще видаляти піщаний корок зі свердловини промиванням.

Піщані корки періодично промивають рідиною або видаляють гідробуруром. Як промивальну рідину застосовують нафту, воду (оброблену ПАР), глинистий розчин, аеровану рідину, піну, густина яких узгоджується з пластовим тиском. Промивання засноване на використанні енергії струменя рідини, що закачується, для руйнування піщаного корка та винесення піщинок на поверхню. Можливе пряме, зворотне, комбіноване і безперервне промивання.

При прямому промиванні рідину закачують у НКТ, винесення піску відбувається через затрубний простір. При зворотному промиванні утворюють потік у зворотному напрямку. Струмінь, що виходить із НКТ, краще розмиває корок. Для покращення розпушення корка на кінець НКТ нагвинчують різні наконечники (косо зрізану трубу, насадку, фрезу тощо).

Однак при прямому промиванні швидкість висхідного потоку менша, ніж при зворотному. Тому при комбінованому промиванні розмив здійснюють шляхом закачування в НКТ, а для винесення піску періодично переходять на зворотне промивання. Промивальний пристрій, який встановлюють вище підошви НКТ, дозволяє закачувати рідину в затрубний простір, розмивати через підошву НКТ та здійснювати підйом через НКТ. При промиванні труби підвішують на вертлюзі підйомника, а рідина подається через промивальний шланг. Для зворотного промивання гирло свердловини герметизують промивальною головкою (сальником).

При безперервному прямому промиванні застосовують промивальну головку, яка дозволяє нарощувати труби майже без припинення прокачування рідини.

Відкладення солей та методи боротьби з ними Відкладення солей можуть відбуватися практично по всьому шляху руху води — у пласті, свердловині, трубопроводах та обладнанні установок підготовки вуглеводневої сировини.

Причинами відкладення солей вважають: а) хімічну несумісність вод (наприклад, лужних з жорсткими), що надходять у свердловини з різних горизонтів або пропластків; б) перенасиченість водно-сольових систем при зміні термодинамічних умов. Відкладення солей призводить до зменшення видобутку пластового флюїду, скорочення міжремонтних періодів роботи свердловин, а у деяких випадках вони такі великі, що взагалі ускладнюють експлуатацію. Основними компонентами солей можуть бути гіпс, або карбонати кальцію і магнію. До складу входять також діоксид кремнію, оксидні сполуки заліза, органічні речовини (парафін, асфальтени, смоли) та ін. Осади можуть бути щільними або пухкими, міцність зчеплення з металом зростає з глибиною залягання пласта. Різний склад та структура відкладень потребують індивідуального підходу до вибору методу боротьби з ними на кожному конкретному родовищі.

Усі методи боротьби з відкладеннями солей можна поділити на дві групи: 1) методи запобігання випаданню солей; 2) методи видалення відкладень солей.

Найбільш прийнятний метод запобігання випаданню солей у трубах — застосування хімічних реагентів (інгібіторів солевідкладень). Їх періодично закачують у пласт і в затрубний простір видобувних свердловин.

Менш ефективний вплив на розчини магнітними силовими полями та ультразвуком, а також використання захисних покриттів (скло, високомолекулярні сполуки). Для боротьби з відкладенням солей у продуктоводозбірних трубопроводах рекомендується установка біля гирла свердловини спеціальних гіпсозбірників.

Відкладення солей видаляють за допомогою хімічних реагентів або, у крайньому випадку, розбурюють долотом. При хімічному методі видалення осади гіпсу перетворюють на водорозчинну сіль сульфату натрію (калію) та в осади карбонату або гідроксиду кальцію, які потім розчиняють солянокислотним розчином і промивають водою. Як перетворюючих реагентів ефективне використання карбонату і бікарбонату натрію або калію, а також гідроксидів лужних металів. Реагент вводять в інтервал відкладень, періодично прокачують або здійснюють безперервну циркуляцію. Потім проводять соляно-кислотну обробку і промивають водою.

Гідратоутворення та боротьба з гідратами при видобутку свердловинної продукції При відборі газу із пласта, що супроводжується зниженням його температури і тиску, відбувається конденсація парів води і накопичення її у свердловинах та газопроводах. За певних термодинамічних умов компоненти природного газу (метан, етан, пропан, бутан) при взаємодії з водою здатні утворювати тверді кристалічні речовини, які називаються газогідратами.

Утворювані газогідрати можуть закупорити свердловини, газопроводи, сепаратори, порушити роботу вимірювальних і регулюючих приладів. Часто внаслідок утворення газогідратів виходять з ладу штуцера і регулятори тиску, в яких дроселювання газу супроводжується різким зниженням температури. Це порушує нормальну роботу газопромислового обладнання, особливо при низьких температурах навколишнього середовища.

Застосовувані у промисловій практиці заходи з попередження та боротьби з утворенням гідратів природного газу засновані на зміні енергетичних співвідношень молекул газу — гідратоутворювача і води. Для попередження та ліквідації гідратів природного газу у промисловій практиці використовують такі методи: 1) осушення газового потоку від вологи методами сорбції або низькотемпературної сепарації зі зниженням точки роси по воді нижче за мінімальну температуру в технологічному процесі; 2) введення в газоводяний потік інгібіторів гідратоутворення — спиртів та електролітів; 3) підтримування температури газового потоку вище температури гідратоутворення; 4) підтримування тиску у газовому потоці вище тиску гідратоутворення.

Застосування того чи іншого методу, їх поєднання визначається технологічними можливостями і техніко-економічними розрахунками.

Перший метод є найбільш прийнятним для умов магістрального транспорту природного газу. Зокрема, для газів з малим конденсатним фактором раціональніше використовувати сорбційні методи осушення. Для зниження точки роси до мінус 15—25 оС застосовуються рідкі сорбенти, а для глибшої — тверді сорбенти. Якщо в газі підвищений вміст важких вуглеводнів доцільніше використання методів низькотемпературної сепарації з подачею інгібіторів гідратоутворення та подальшою їх регенерацією.

Другий метод реалізується, коли у стовбурі свердловини, у промислових комунікаціях при великих перепадах температур утворюються гідрати. У цьому випадку застосовують введення інгібіторів (спиртів та електролітів) по замкнутому циклу з подальшою їх регенерацією.

Спосіб введення у газовий потік метанолу, тобто метилового спирту (СН3ОН), який знижує точку замерзання пари води — найбільш ефективний і поширений метод із способів попередження утворення газогідратів. Метанол разом з парами води, що насичує газ, утворює спиртові розчини, температура замерзання яких значно нижча від нуля. Оскільки при цьому кількість водяної пари, що міститься в газі, зменшується, точка роси знижується, отже, і небезпека випадання гідратів стає значно меншою.

Третій метод усунення гідратів найбільш ефективний при утворенні їх на дросельних пристроях, шлейфах тощо. Він використовується також і при прокладанні шлейфів у ґрунтах з високим коефіцієнтом теплопровідності (наявність малих депресій між рівноважною і технологічною температурами) — використовується теплоізоляція шлейфів. Найменше поширення у промисловій практиці знайшов четвертий метод, оскільки в більшості випадків недоцільно підтримувати тиск нижче рівноважного через різке зниження витрати газу. В основному він застосовується при видаленні газогідратів, що утворилися у стовбурі свердловини, шляхом продування свердловини в атмосферу. У природних газах крім парів води та конденсату можуть міститися також різні тверді домішки (пісок, кристали солей). Тверді частки в газі роз'їдають і стирають обладнання та газопроводи, порушують герметичність арматури. Для очищення газу від рідких і твердих домішок біля свердловин встановлюють газосепаратори.

Методи ліквідації гідратних корків Вибір методу ліквідації гідратів залежить від місця їх утворення (накопичення), кількості і характеру гідратного корка, складу гідрату та наявних засобів їх ліквідації.

Усунення гідратів у стовбурі свердловини з використанням твердих хімічних реагентів. Гідратні корки, що частково перекривають переріз свердловини, усуваються проточним промиванням стовбура свердловини метанолом, підігрітим розчином хлористого кальцію або гарячою водою без зупинки свердловини.

Гідратні корки, що повністю перекривають переріз тільки фонтанних труб або затрубного простору, усувають розігрівом при підведенні тепла через переріз вільний від гідратів, за допомогою подачі рідких теплоносіїв.

Найчастіше для усунення суцільного гідратного корка у стовбурі свердловини використовують метод отримання тепла, що виділяється за рахунок хімічної реакції твердого реагенту, що спускається у свердловину через лубрикатор і реагує при безпосередньому контакті з гідратами. Для цього у промисловій практиці застосовують твердий п'ятихлористий фосфор PCl5 та фосфорний ангідрит P2O5, які поміщають у циліндричну капсулу, виготовлену з металевої магнієвої фольги. Капсула повністю розчиняється у продуктах реакції реагенту з водою, яка утворюється при розкладанні гідратів.