Проект разработки газового месторождения Амангельды

Q = f (Рпл - Рз) (Рис. 2.1).

Для газовых скважин индикаторную диаграмму изображают в координатах Q дебит газа -- разность квадратов пластового (контурного) и забойного давлений (Рпл²--Рз²).

Для нагнетательных скважин такая диаграмма представляет собой зависимость поглотительной способности скважины Q от перепада между забойным и пластовым давлениями (Рз--Рпл).

Диаграмма 1 характерна для скважин при притоке однородной жидкости, когда инерционные силы незначительны. С увеличением депрессии на пласт и возрастанием скоростей фильтрации жидкостей и газов инерционные силы существенно возрастают, линейный закон движения нарушается и индикаторная диаграмма 4 искривляется (становится выпуклой к оси дебитов).

Диаграммы типа 2 характерны для нефтяных скважин, эксплуатирующих пласты в режиме растворенного газа, или для трещиноватых нефтенасыщенных коллекторов. В последнем случае искривление индикаторных линий происходит в результате смыкания трещин при снижении забойного давления и вследствие проявления инерционных сил с увеличением скорости фильтрации.

Рисунок 2.1 -Индикаторные линии зависимости дебита от перепада давления:

1, 4 -- прямолинейно-криволинейная;

2 -- выпуклая относительно оси дебитов;

3 -- вогнутая относительно оси дебитов

Диаграммы типа 3, как правило, следствие дефектов исследований. Иногда такие диаграммы характерны для условий неоднородных пластов, когда с повышением депрессии подключаются в разработку пропластки, из которых ранее не происходило притока жидкости из-за слабых фильтрационных свойств.

После построения индикаторных диаграмм подбирают их математические модели.

Для нефтяной скважины

Q = K(Рпл - Рз) )

для газовой скважины

q= K (Рпл² - Рз²),)

где Q и q -- дебит соответственно нефтяной и газовой скважины; К - угловые коэффициенты индикаторных линий, так называемые коэффициенты продуктивности скважин; Рпл и Рз -- соответственно пластовое и забойное давление.

При криволинейной диаграмме 2 в условиях напорных режимов уравнение индикаторной линии записывают в виде:

для нефтяной скважины

Рпл - Рз= AQ + BQ²

для газовой

Рпл² - Рз²= aq + bq²,

где А, а и В, b -- коэффициенты, постоянные для данной нефтяной или газовой скважины, их называют коэффициентами фильтрационных сопротивлений.

Максимальная производительность скважины возможна при Р_заб=0; эту производительность называют потенциальным дебитом.

Qпот=КРпл.

Отбор жидкости из скважины, равный потенциальному дебиту, практически невозможен, так как при любых способах эксплуатации в скважине сохраняется какой-то столб жидкости, оказывающий давление на забое.

Потенциальные возможности газовой скважины обычно характеризуются двумя показателями -- свободным дебитом газа (полностью открытой в атмосферу скважины) и абсолютно свободным дебитом газа (расходом при противодавлении на забое, равном 0,1 МПа).

Исследование скважин при неустановившемся режиме

Сущность метода исследований скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации заключается в том, что изменяют режим их и проводят наблюдения за соответствующим нарастанием (или снижением) забойного давления со временем.

В большинстве случаев скважину после длительной эксплуатации с постоянным дебитом Q останавливают и регистрируют кривую восстановления забойного давления (КВД) или уровня жидкости в межтрубном пространстве.

Рисунок 2.2 - Кривая восстановления забойного давления pз(t) во времени t - (а) и ее обработка по методу касательной (б)

По такому методу исследуют все виды нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, пробуренных на пласты при газовых и водонапорных режимах. В связи с упругими свойствами газов, горных пород и пластовых жидкостей давление на забое остановленной скважины изменяется. В случае мгновенного прекращения притока жидкости из бесконечного однородного пласта в нефтяную скважину процесс восстановления давления на забое описывается формулой

В случае газовой скважины

Здесь ро, p(t)--давление на забое скважины соответственно до остановки и к моменту времени t после ее остановки; Q и q -- дебит до остановки соответственно нефтяной и газовой скважины; -- коэффициент пьезопроводности пласта; m -- пористость; н, г -- динамическая вязкость пластовой жидкости (нефти) и газа; вж, вп-- коэффициенты сжимаемости жидкости и породы, r_пр =r_ce^-c - приведенный радиус скважины, с- коэффициент несовершенства скважины.

Для нефтяного пласта

,

для газового пласта

/

Кривую р₃(t) трансформируют в прямую (рис. 3.5), преобразуя уравнение (3.5) таким образом:

,

где , .

Экспериментальные точки только по истечении некоторого времени ложатся на прямую в соответствии с уравнением (3.7), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят касательную, поэтому метод обработки называется методом касательной.

Тогда графически находят А как отрезок на оси ординат (см. рис.3.2 б), а i как угловой коэффициент прямой.

Определив по графикам значения А и i найдем параметры пласта (гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность).

Пуск в эксплуатацию или остановка одной или группы скважин оказывает влияние на показатели работы соседних (интерференция скважин). Степень этого влияния зависит от свойств пластовой системы и интенсивности импульса дебита. Изучение свойств и строения пластов по результатам наблюдений за взаимодействием скважин принято называть гидропрослушиванием (гидроразведкой). В процессе исследований судят о свойствах пласта по изменению забойного давления в реагирующей скважине.

2.2 Техника и технология добычи газа

Эксплуатация скважин газового месторождения Амангельды осуществляется фонтанным способом. По состоянию на 01.01.2011 г. фонд скважин на месторождении составил 25 единиц, в т.ч. 23 (101, 103-115, 117-122, 2-Г, 6-Г, 16-Г) - действующие, 2 скважины (102 и 116) находились в простое.

Для герметизации устьев скважин и направления продукции в систему сбора, скважины оборудованы фонтанной арматурой крестового типа АФК6-65х350 (производитель - Российская Федерация) и KQS35/80-65 (производитель - Китай). Диаметр бокового отвода и ствола фонтанной елки - 65 мм. Арматура Рассчитана на рабочее давление 35 МПа, что отвечает требованиям Проекта и соответствует условиям эксплуатации. Согласно Проекту новые и скважины, вводимые после проведения КРС, должны быть оборудованы лифтовой колонной диаметром 60,3 мм. В скважины 101, 110, 121, 122 спущены лифтовые колонны с наружным диаметром 60,3 мм, а в скважины 111, 116 - диаметром 89 мм. В скважину 119 спущена ступенчатая лифтовая колонна диаметром 60,3 и 73 мм. В остальных скважинах внешний диаметр подъемника равен 73 мм. Применение труб диаметром 73 мм обусловлено тем, что на начальной стадии разработки трубы данного диаметра обеспечивали устойчивую работу скважин с проектными дебитами газа и полным или частичным выносом жидкости на поверхность, и большинство скважин, на дату составления настоящего отчета, были оборудованы трубами данного диаметра. Таким образом, компоновки лифтовых колонн не соответствуют требованиям Проекта. Лифтовые колонны в скважинах 2-Г, 6-Г, 16-Г, 101-103, 105, 107-117, 120, 121 спущены выше верхних отверстий интервала перфорации в среднем на 11,8 м, что соответствует требованиям Проекта.

Выбор техники и технологии добычи газа основан на условиях эксплуатации скважин, которые определяются исходя из геолого-промысловой характеристики продуктивных пластов, физико-химических свойств флюида и заданных условий эксплуатации скважин, рекомендуемого варианта разработки. Решение задачи по определению и установлению оптимального режима работы скважин, а также выбор необходимого оборудования для его обеспечения связаны с проведением гидродинамических расчётов движения газожидкостного потока в подъёмных трубах с условием минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите. Кроме того, выбор оборудования и режима работы скважин, для данного месторождения, проводится с учётом выноса с забоя скважины твёрдых и жидких частиц и возможной минимизации скоростного эрозионного потока.

Внутрискважинное оборудование

Условия эксплуатации газового месторождения (глубина залегания продуктивных объектов, характеристика пород коллектора и наличие углекислого газа) определяют выбор подземного оборудования. Потенциальная опасность, связанная с содержанием СО₂ и высокими рабочими давлениями, требует установки скважинной системы безопасности. К этой системе относятся клапан - отсекатель и пакер.

Рекомендованная конструкция эксплуатационной колонны (диаметр 168 мм) позволяет оборудовать скважины гидравлическим клапаном-отсекателем на рабочее давление 35 МПа, для условного диаметра подъёмных труб 89 мм с проходным сечением 40 мм. Клапаны - отсекатели такого типа (с линией управления, расположенной в затрубном пространстве и подключением к системе управления на устье), устанавливаются при помощи замка в посадочном ниппеле на глубине примерно 50 м от устья, для более удобного их обслуживания и управления ими. Выбор клапана - отсекателя основан на том, что он должен эффективно действовать при возникновении аварийных ситуаций, связанных с повышением давления в выкидных линиях, возникновением пожара, уничтожением фонтанной арматуры и др.

Выбор типа трубного пакера связан с конструкцией скважины и компоновкой подъёмного лифта, а также с условиями его работы (возможность проведения работ по интенсификации с помощью гибких труб, геофизических исследований и других технологических операций). В этих условиях, наиболее надёжным, является гидравлический съёмный пакер диаметром 136 - 140 мм, с диаметром проходного отверстия 76 мм, на рабочее давление 35 МПа.

Надпакерное кольцевое пространство, в целях защиты внутренней поверхности эксплуатационной колонны и наружной НКТ, рекомендуется заполнять утяжелённой жидкостью (например, на основе CaCl₂), обработанной ингибитором коррозии, поглотителем кислорода и антибактериальным средством.

В компоновку подземного оборудования также входят: циркуляционный клапан, располагаемый под пакером (возможно в виде скользящей муфты), два установочных патрубка (ниппеля), один из которых для посадки клапана - отсекателя, второй, расположенный под пакером, для посадки глухой пробки и направляющая воронка, необходимая для спуска на забой приборов исследования.

2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

Способ эксплуатации скважин на газовом месторождении Амангельды фонтанный. Снижение устьевого и затрубного давлений наблюдается в скважинах после проведения гидроразрыва пласта (ГРП), так как на начальной стадии скважины работают с повышенными дебитами, стабилизирующиеся по прошествии определенного периода. Это объясняется тем, что технологический режим работы скважин ориентирован на истощение запаса пластовой энергии.

Для проведения анализа скважины разбиты по дебиту газа на три группы: с дебитом до 20 тыс.м³/сут - 8 скважин, с дебитом от 20,1 до 50 тыс.м³/сут - 9 скважин и с дебитом более 50 тыс.м³/сут - 8 скважин. Скважины 102 и 116 на конец анализируемого периода находились в простое по причине освоения после ГРП и проведения ГДИ (КВД), соответственно(1).

Скважины со среднесуточным дебитом газа до 20 тыс.м³/сут.

Все 8 скважин (102, 106, 117, 118, 119, 120, 2-Г, 16-Г), работающих с дебитом газа до 20 тыс.м³/сут, весь анализируемый период работали с показателями, относящимися к данной группе.

Скважина 102 за весь анализируемый период работала со снижением среднесуточного дебита газа от 18,1 тыс.м³/сут до 13,4 тыс.м³/сут, причем после проведения капитального ремонта скважины (КРС) (май 2010 г.) среднесуточный дебит газа на шайбе диаметром 4,5 мм, составлявший 6,1 тыс.м³/сут, увеличился до 13,9 тыс.м³/сут (ноябрь 2010 г.). Среднесуточный дебит конденсата варьировал от 0,4 т/сут до 1,6 т/сут, а в конце периода анализа составил 0,9 т/сут. После проведенного ГРП 7 ноября 2010 г. и до конца анализируемого периода скважина находилась в простое по причине освоения.

Устьевое давление за период анализа практически не изменялось и составило 7,1 МПа.

Значение затрубного давления до проведения КРС и установки пакера составляло 8,6 МПа. За анализируемый период было осуществлено 3 разгидрачивания и 9 продувок на ЦУПГ для поддержания технологического режима работы скважины.

За анализируемый период скважина 106 работала с увеличением среднесуточного дебита газа от 10,6 тыс.м³/сут до 12,5 тыс.м³/сут, дебит конденсата изменялся от 1 т/сут до 0,8 т/сут. Устьевое и затрубное давления варьировали от 7 МПа до 7,2 МПа и с 7,8 МПа до 9,6 МПа, соответственно. Для поддержания технологического режима работы скважины дважды было осуществлено разгидрачивание.

За весь анализируемый период скважина 117 работала с увеличением среднесуточного дебита газа от 7,1 тыс.м³/сут до 8,8 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 6,9 тыс.м³/сут до 8,8 тыс.м³/сут, дебит конденсата изменялся от 0,5 т/сут до 0,7 т/сут. Увеличению дебита газа, возможно, способствовало частое проведение продувок на ЦУПГ во втором и третьем кварталах 2010 года, всего их было осуществлено 77. Значения устьевых и затрубных давлений незначительно снизились с 7,2 до 7,1 МПа и с 8 до 7,5 МПа, соответственно.

Скважина 118 за весь анализируемый период стабильно работала с незначительным увеличением среднесуточного дебита газа с 13,6 тыс.м³/сут до 16,8 тыс.м³/сут, дебит конденсата за весь период составил в среднем 1,3 т/сут (на конец периода анализа - 1,2 т/сут).(4)

Увеличение дебита газа можно объяснить частым проведением продувок на ЦУПГ, которые в период с февраля до мая 2010 года были осуществлены 97 раз. Значения устьевых и затрубных давлений незначительно снизились с 7,1 МПа до 7 МПа и с 7,9 МПа до 7,7 МПа, соответственно.

Скважина 119 стабильно работала в течение всего анализируемого периода с незначительным снижением среднесуточного дебита газа с 6,2 тыс.м³/сут до 5,2 тыс.м³/сут.

Дебит конденсата за весь анализируемый год составил в среднем 0,5 т/сут. При этом значения устьевого и затрубного давлений за весь период находились на уровне 7,1 МПа и 8 МПа, соответственно.

За весь период анализа скважина 120 работала с увеличением среднесуточного дебита газа с 18,2 тыс.м³/сут до 19,7 тыс.м³/сут. Дебит конденсата за весь анализируемый период изменялся от 1,2 т/сут до 1,8 т/сут. Устьевое давление за весь период в среднем составило 7,1 МПа, затрубное - 8,1 МПа.

В период анализа скважина 2-Г стабильно работала с незначительным снижением среднесуточного дебита газа от 18,1 тыс.м³/сут до 18 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 16,1 тыс.м³/сут до 25,9 тыс.м³/сут, что, возможно, объясняется частым проведение продувок на ЦУПГ, которых в период февраль-

май 2010 года было осуществлено 91. При этом дебит конденсата за весь период изменялся от 1,1 т/сут до 1,6 т/сут. Устьевое давление снизилось с 7,2 МПа до 7 МПа.

Скважина 16-Г за анализируемый период стабильно работала с увеличением среднесуточного дебита газа от 11,1 тыс.м³/сут до 12 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 9 тыс.м³/сут до 16,6 тыс.м³/сут, дебит конденсата изменялся от 0,6 т/сут до 1,3 т/сут. Значение устьевого давления снизилось с 7,3 МПа до 7,1 МПа, а затрубное за весь период варьировало от 7,3 МПа до 9,5 МПа, на конец анализируемого периода было равно его значению в начале года, и составило 8,7 МПа. Для поддержания технологического режима работы скважины было проведено 22 продувки на ЦУПГ и 4 разгидрачивания (5).

Скважины со среднесуточным дебитом газа от 20 тыс.м³/сут до 50 тыс.м³/сут.

Из 9 скважин, работающих с дебитом газа от 20 тыс.м³/сут до 50 тыс.м³/сут, 5 скважин (104, 109, 110, 121, 6-Г) весь анализируемый период работали с показателями, относящимися к данной группе, т.е. с дебитом газа от 20 тыс.м³/сут до 50 тыс.м³/сут, остальные 4 (101, 105, 111, 115) перешли в данную группу в течение анализируемого периода.

Скважина 101 за анализируемый период работала со снижением среднесуточного дебита газа от 68,1 тыс.м³/сут до 35,4 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 32,1 до 69,2 тыс.м³/сут, дебит конденсата изменялся от 2,3 т/сут до 5,4 т/сут. Снижение дебита газа и конденсата объясняется сменой режимов фонтанирования (смена шайбы) в меньшую сторону. Устьевое давление составило 7,1 МПа, а затрубное возросло с 8 МПа до 8,2 МПа. В анализируемый период провели 9 разгидрачиваний(7).

За весь анализируемый период скважина 104 работала стабильно, значение среднесуточного дебита газа в начале и конце анализируемого периода составило 38,2 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 30,1 тыс.м³/сут до 39,1 тыс.м³/сут, дебит конденсата снизился от 3 т/сут до 2,7 т/сут. Значения устьевых давлений незначительно снижались с 7,2 МПа до 7,1 МПа, затрубное давление было практически постоянным и в среднем составило 7,5 МПа. Было выполнено 7 продувок на ЦУПГ и 1 разгидрачивание.

Скважина 105 за весь анализируемый период работала на нескольких режимах со снижением среднесуточного дебита газа от 76,5 тыс.м³/сут на диафрагме диаметром 5,3 мм до 30,9 тыс.м³/сут на диафрагме диаметром 7 мм, дебит конденсата за период анализа снизился от 5,3 т/сут до 2,1 т/сут, причем он варьировал от 2 т/сут до 5,6 т/сут. В марте-апреле 2010 года скважина простаивала по причине проведения ГДИ (КВД), после чего была пущена в эксплуатацию на шайбе 7,5 мм со среднесуточным дебитом газа 44 тыс.м³/сут, который снизился до 40,4 тыс.м³/сут, и средним дебитом конденсата 3,1 т/сут. В дальнейшем после смены режима работы (шайба диаметром 20 мм) значение среднесуточного дебита газа составило 67,9 тыс.м³/сут и возрастало до 68,4 тыс.м³/сут. После перевода на диафрагму диаметром 7 мм (начало ноября 2010

г.) скважина работала с возрастанием среднесуточного дебита газа с 28,7 тыс.м³/сут до 30,9 тыс.м³/сут. Устьевое давление за анализируемый период изменялось от 7,1 МПа до 7,4 МПа, а затрубное давление из-за смены режимов менялось от 7,6 МПа до 8,6 МПа. На конец периода анализа устьевое и затрубное давления составили 7,2 МПа и 8,4 МПа, соответственно.

До остановки скважины 109 на ГДИ (КВД) в январе 2010 года скважина работала на диафрагме диаметром 25 мм со среднесуточным дебитом газа 33 тыс.м³/сут и дебитом конденсата, снижавшимся от 3,3 т/сут до 2,4 т/сут. После проведенных исследований на скважине была установлена шайба диаметром 9 мм, значения дебита газа на котором возрастало от 7,5 тыс.м³/сут до 20,9 тыс.м³/сут. В период с конца февраля и до конца мая 2010 г. скважина работала на шайбе диаметром 12 мм с увеличением среднесуточного дебита газа от 20,9 тыс.м³/сут до максимального значения 47,1 тыс.м³/сут, что объясняется регулярным проведением продувок на ЦУПГ с целью поддержания текущего режима работы скважины. За указанный период было осуществлено 83 продувки. На конец анализируемого периода среднесуточный дебит газа составил 41,5 тыс.м³/сут, конденсата - 3 т/сут. Устьевое давление за анализируемый период изменялось незначительно и составило в среднем 7,2 МПа, а на конец года составило 7,1 МПа(8).

Скважина 110 до остановки для проведения ГДИ (КВД) (май-июнь 2010 г.) работала на шайбе диаметром 7 мм с незначительным снижением среднесуточного дебита газа от 36,4 тыс.м³/сут до 33,6 тыс.м3/сут, дебит конденсата снижался от 3,5 т/сут до 2,6 т/сут. После проведения исследований скважина работала на шайбе диаметром 7 мм с увеличением среднесуточного дебита газа от 25,9 тыс.м³/сут до 37,5 тыс.м³/сут и дебита конденсата от 1,7 т/сут до 2,7 т/сут. Значения затрубных давлений снизились с 8,7 МПа до 8,5 МПа и с 9,6 до 7,7 МПа, соответственно, до и после остановки скважины на КВД. Устьевое давление весь период было практически на постоянном уровне, составив в среднем 7,2 МПа.

Скважина 111 до и после проведения ГДИ (КВД) (июль-начало августа 2010 г.) работала на шайбе диаметром 9 мм со значительным снижением среднесуточного дебита газа от 111,4 тыс.м³/сут до 48,1 тыс.м³/сут, дебит конденсата снижался от 9,7 т/сут до 3,4 т/сут. В период проведения исследований скважина простаивала, после чего работала со значительным снижением среднесуточного дебита газа от 77,6 тыс.м³/сут до 39 тыс.м³/сут и дебита конденсата от 5,2 т/сут до 2,9 т/сут. Устьевое давление за весь период составило в среднем 7,1 МПа.

В течение всего анализируемого периода скважина 115 стабильно работала на диафрагме диаметром 9 мм со снижением среднесуточного дебита газа от 62,6 тыс.м³/сут до 41 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 40 тыс.м³/сут до 71,3 тыс.м³/сут, дебит конденсата изменялся от 2,8 т/сут до 8,7 т/сут и на дату анализа составил 2,8 т/сут. Устьевое давление за весь период оставалось на постоянном уровне и составило 7,2 МПа. Затрубное давление снизилось с 10 МПа до 8,2 МПа.

Скважина 121 за анализируемый период работала со значительными колебаниями среднесуточного дебита газа от 35,2 тыс.м³/сут до 45,2 тыс.м³/сут, причем значения на начало и конец анализируемого периода составили 36,1 тыс.м³/сут и 34,7 тыс.м³/сут, соответственно, дебит конденсата снизился от 3,5 т/сут до 2,4 т/сут. Значения устьевых и затрубных давлений незначительно снизились с 7,1 МПа до 7 МПа и с 7,6 МПа до 7,4 МПа, соответственно. За анализируемый период скважина 6-Г стабильно работала со снижением среднесуточного дебита газа от 41,3 тыс.м³/сут до 24,8 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 14,6 тыс.м³/сут до 42,5 тыс.м³/сут. Столь значительные перепады значений среднесуточного дебита газа объясняются проведением ГДИ и осуществлением технологических операций с целью поддержания существующего режима (9 продувок на ЦУПГ и 6 разгидрачиваний).

Среднесуточный дебит конденсата снизился от 3,6 т/сут до 1,7 т/сут. Значения устьевых и затрубных давлений снизились незначительно с 7,2 МПа до 7,1 МПа и с 8 МПа до 7,8 МПа, соответственно.

Скважины со среднесуточным дебитом газа более 50 тыс.м³/сут.

Из 8 скважин, работающих с дебитом газа более 50 тыс.м³/сут, 5 скважин (108, 112, 114, 116, 122) весь анализируемый период работали с показателями, относящимися к данной группе, т.е. с дебитом газа более 50 тыс.м³/сут, остальные 3 (103, 107, 113) перешли в данную группу в течение анализируемого периода(9).

Скважина 103 до 23.05.2010 г. работала с незначительным увеличением среднесуточного дебита газа от 18,1 тыс.м³/сут до 18,2 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 15 до 26,4 тыс.м³/сут, дебит конденсата изменялся от 1 т/сут до 2,2 т/сут. Значения устьевых и затрубных давлений несколько снизились с 7,2 МПа до 7,1 МПа и с 8,2 МПа до 7,9 МПа, соответственно. С 23 мая до 1 ноября 2010 года скважина простаивала по причине проведения ремонтных работ и освоения. В конце октября 2010 г. на скважине был осуществлен гидроразрыв пласта (ГРП) после чего она работала на шайбе диаметром 11 мм со снижением среднесуточного дебита газа с 97,8 тыс.м³/сут до 72,9 тыс.м³/сут, дебит конденсата снизился с 6,6 т/сут до 5,1 т/сут.

Скважина 107 до проведения КРС (июнь 2010 г.) работала с увеличением среднесуточного дебита газа от 29,6 тыс.м³/сут до 34,9 тыс.м³/сут, после чего работала на диафрагме диаметром 5 мм также с увеличением среднесуточного дебита газа от 6,5 тыс.м³/сут до 14.8 тыс.м³/сут. Дебит конденсата за этот период снизился с 2,6 т/сут до 1,1 т/сут. В период с 21 ноября по 8 декабря 2010 г. в скважине был осуществлен гидроразрыв пласта с целью интенсификации притока. Среднесуточный дебит газа на шайбе диаметром 9 мм после составил 95 тыс.м³/сут и продолжал возрастать до 105,7 тыс.м³/сут в конце периода анализа. Дебит конденсата возрастал от 6,8 т/сут до 7,2 т/сут. Значения устьевых давлений за весь период анализа варьировали от 7,1 МПа до 7,4 МПа. Было проведено 6 продувок на ЦУПГ и 4 разгидрачивания.

Скважина 108 до середины апреля 2010 года работала со среднесуточным дебитом газа 52,7 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 51,1 тыс.м³/сут до 54,2 тыс.м³/сут, дебит конденсата составил в среднем 4,1 т/сут. После проведения КРС и установки пакера (апрель 2010 г.) была установлена шайба диаметром 5 мм, после чего среднесуточный дебит газа увеличился с 12 тыс.м³/сут до 49,3 тыс.м³/сут, а дебит конденсата - от 1 т/сут до 3,5 т/сут. Этому дополнительно способствовали 10 продувок скважины на ЦУПГ, осуществленные после ремонта. В ноябре 2010 г. в скважине был осуществлен ГРП. Среднесуточный дебит газа на шайбе диаметром 10 мм составил 150,3 тыс.м³/сут и снизился до 149,1 тыс.м³/сут. Дебит конденсата варьировал от 8,5 т/сут до 11,9 т/сут. Таким образом, проведенный ГРП дал пятикратное увеличение производительности скважины. Устьевое давление до ГРП было на постоянном уровне и составило в среднем 7,1 МПа, после - снизилось с 7,6 МПа до 7,3 МПа.

За весь период анализа скважина 112 работала со снижением среднесуточного дебита газа от 166,6 тыс.м³/сут на шайбе диаметром 11 мм до 99 тыс.м³/сут на шайбе диаметром 10 мм, причем он варьировал от 90,2 тыс.м³/сут до 167,2 тыс.м³/сут, дебит конденсата снизился с 10,2 т/сут до 7,3 т/сут. Устьевое давление за весь период снизилось с 7,6 МПа до 7,2 МПа.

Скважина 113 в начале анализируемого периода работала со среднесуточным дебитом газа 22,5 тыс.м³/сут, дебит конденсата составлял 2,2 т/сут. В январе 2010 г. было проведено ГРП. В период январь-март 2010 года скважина была остановлена для проведения ГДИ (КВД), после чего работала на шайбе диаметром 9 мм с колебаниями значения суточного дебита от 67 тыс.м³/сут до 73,9 тыс.м³/сут. После смены режима (диаметр шайбы 11 мм) до конца анализируемого периода работала с увеличением среднесуточного дебита газа от 75,7 тыс.м³/сут до 76,7 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 73 тыс.м³/сут до 87,2 тыс.м³/сут, дебит конденсата незначительно снизился с 5,3 т/сут до 5,1 т/сут. Значение устьевого давления в процессе эксплуатации было на уровне 7,3 МПа. Затрубное давление за анализируемый период возросло с 8,3 МПа до 8,5 МПа.

Скважина 114 за анализируемый период работала на различных режимах (шайбы диаметром 11, 13, 9, 11, 14 мм) со снижением среднесуточного дебита газа. В начале периода анализа (январь 2010 г.) скважина была закрыта для проведения ГДИ (КВД), после чего работала на шайбе диаметром 11 мм со снижением среднесуточного дебита газа от 124,4 тыс.м³/сут до 118,9 тыс.м³/сут, дебита конденсата - от 10,1 т/сут до 8,7 т/сут. На шайбе диаметром 14 мм скважина работала до 14 ноября 2010 года со снижением среднесуточного дебита газа от 96,9 тыс.м³/сут до 79,1 тыс.м³/сут, дебит конденсата на 14.11.2010 г. составил 6 т/сут. После скважина была остановлена для проведения ГДИ (КВД). С 24 ноября 2010 г. скважина работала с возрастанием среднесуточного дебита газа с 83,5 тыс.м³/сут до 89,3 тыс.м³/сут, дебит конденсата варьировал от 5,9 т/сут до 6,6 т/сут. Значение устьевого давления в процессе работы скважины снизилось с 7,4 МПа до 7,1 МПа.

За анализируемый период скважина 116 работала на различных режимах (шайбы диаметром 12, 9, 13, 15, 11 мм). В начале периода анализа скважина работала на шайбе диаметром 12 мм с незначительным увеличением среднесуточного дебита газа от 70,5 тыс.м³/сут до 72.4 тыс.м³/сут, чему способствовало частое проведение разгидрачиваний (17 раз). Дебит конденсата, напротив, снижался от 6,5 т/сут до 5,3 т/сут. В дальнейшем при работе скважины на шайбе диаметром 9 мм среднее значение суточного дебита газа составляло 61,4 тыс.м³/сут, на шайбе диаметром 13 мм - 87,2 тыс.м³/сут. На шайбе диаметром 15 мм скважина работала со среднесуточным дебитом газа в среднем 84,6 тыс.м³/сут, при этом дебит конденсата__ составлял 6 т/сут. С 1 ноября по 8 декабря 2010 г. скважина работала на шайбе диаметром 11 мм с возрастанием среднесуточного дебита газа от 64,8 тыс.м³/сут до 74 тыс.м³/сут и дебита конденсата с 4,6 т/сут до 4,9 т/сут. После чего скважина была закрыта для проведения ГДИ (КВД) по дату анализа. Значение устьевого давления в ходе эксплуатации скважины снизилось с 7,5 МПа до 7,2 Мпа.

Скважина 122 за весь анализируемый период стабильно работала со снижением среднесуточного дебита газа от 55,2 тыс.м³/сут до 50,5 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 48,3 тыс.м³/сут до 59,3 тыс.м³/сут, дебит конденсата снизился от 4,2 т/сут до 3,5 т/сут. Такие колебания значений среднесуточного дебита, возможно, объясняются проведением 11 разгидрачиваний в период с февраля по май 2010 года. Значения устьевых и затрубных давлений снизились с 7,2 МПа до 7 МПа и с 7,8 МПа до 7,3 МПа, соответственно.

2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

В процессе эксплуатации скважин и наземного оборудования газовых месторождений возможны такие осложнения, связанные с физико-химическими свойствами добываемой продукции, как загрязнение призабойной зоны добывающих скважин, осложнения, связанные с гидратообразованием в стволе скважины и газопромысловой сети, коррозия скважинного иназемного оборудования.

Возникновение осложнений приводит к снижению дебита скважин, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным эксплуатационным затратам на ремонт скважин

Как показывает мировая практика разработки газовых месторождений компоненты природного газа, соединяясь с водой, могут образовывать твердые кристаллические соединения - газовые гидраты (клатраты).

Этот процесс гидратообразования происходит на границе газ-вода при условии полного насыщения природного газа парами воды в пластовых условиях. Кроме того, образование и накопление гидратов может происходить и в условиях недонасыщения газа парами воды.

Из опыта промысловой практики известно, что интенсивно гидраты в газовых скважинах образуются при освоении скважин после бурения. Это объясняется тем, что призабойная зона насыщена водой, отфильтровавшейся из бурового раствора. При освоении она выносится пластовой жидкостью в скважину и, контактируя с газом, при соответствующих термодинамических условиях (температура, давление), переходит в гидратную фазу.

Несмотря на то, что гидраты являются неустойчивыми соединениями углеводородов с водой, однако, отлагаясь в стволе скважин, в системе сбора и транспорта газа, резко уменьшают их пропускную способность вплоть до полного прекращения подачи газа.

В процессе разработки газового месторождения Амангельды могут возникнуть осложнения, связанные с образованием гидратов, как на устье скважины, так и в выкидных линиях сборной системы - как в самых низкотемпературных зонах. Более интенсивный процесс гидратообразования происходит при длительной остановке скважин, при освоении скважин после бурения или ремонта. Это объясняется тем, что призабойная зона насыщена водой, отфильтровавшейся из бурового раствора.

Основными гидратообразующими компонентами, входящими в состав газа месторождения Амангельды, являются: метан, этан, пропан, бутан, углекислый газ. Углеводородные компоненты - пентан и более тяжелые, редкие газы (азот, аргон, гелий), входящие в состав газа, кристаллогидратов не формируют, поскольку размеры их молекул превосходят размеры клатратных полостей, образуемых молекулами воды. Образование кристаллогидратов происходит при определенной температуре и давлении, при наличии воды и газа, содержащего гидратообразующие компоненты.

Наиболее достоверные данные о термодинамических условиях образования гидратов в подземном оборудовании скважин дает лабораторный эксперимент. Однако экспериментальное определение параметров образования гидратов на месторождении Амангельды не проводилось. Поэтому, с целью определения условий гидратообразования нами применены расчетные методы, позволяющие с достаточной степенью точности прогнозировать образование гидратов в зависимости от изменения термодинамических условий при эксплуатации скважин.

При проведении расчетов использованы универсальные эмпирические уравнения В.Г. Пономарева для природных газов с учетом их состава(12).

Эти уравнения имеют следующий вид:

, (В.Г Понаморев) (1)

где Т_Р - равновесная температура гидратообразования, ^оС; Т_Г - температура гидратообразования, ^оС; Р_Р - равновесное давление гидратообразования, кгссм²; В - коэффициент, зависящий от приведенной плотности газа.

Для состава газа месторождения Амагельды и технологических характеристик работы скважин рассчитаны равновесные параметры образования гидратов. Результаты проведенной работы изложены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 -Условия гидратообразования газа

Р, МПа	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	25
Т, оС	9,86	15,43	18,68	20,99	22,78	24,24	25,48	26,55	27,49	28,34	30,1

По результатам расчета построен график зависимости температуры гидратообразования от давления (рисунок 3.1).

Как видно из графика, зона гидратного режима находится ниже кривой равновесия. Зная, равновесные параметры гидратообразования конкретной скважины можно прогнозировать возникновение гидратных пробок и, соответственно, разрабатывать мероприятия по их предупреждению и ликвидации.

Рисунок 3.1. Равновесные параметры гидратообразования газа

К методам по предупреждению гидратов относятся: ввод ингибиторов в поток газа; осушка газа от паров воды; поддержание температуры газа выше

температуры гидратообразования; поддержание давления ниже давления образования гидратов. Таким образом, устраняя какое - либо из основных условий существования гидратов: высокое давление, низкую температуру или свободную влагу, можно предупредить гидратообразования.

Существующие методы по ликвидации образовавшихся гидратов можно разделить на три группы:

· понижение давления ниже давления разложения;

· подогрев газа до температуры, превышающей температуру разложения;

· ввод ингибиторов в поток газа.

Исходя из вышеизложенного - подогрев газа, снижение давления и ввод ингибиторов - можно использовать как для предупреждения, так и для ликвидации образовавшихся гидратов. Выбор методов определяется местом их накопления, количеством и характером гидратной пробки, составом гидрата, а также имеющимися средствами ликвидации.

Ингибирование гидратообразования является одним из наиболее распространенных способов борьбы с гидратами. Широко используют в качестве ингибиторов электролиты, спирты и гликоли.

Применение в качестве электролита водных растворов хлористого кальция, имеющих низкую коррозионную способность в среде, не нашло широкого применения из-за довольно низкого предела концентрации, при которой он выпадает в осадок, что в свою очередь может создать скопление кристаллических солей и приведет к нарушению работы скважины.

В настоящее время наиболее широко используют метанол, который обладает высокой степенью понижения температуры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки и смешиваться с водой в любых соотношениях, малой вязкостью и низкой температурой замерзания.

Основываясь на приведенных фактах, для предотвращения гидратообразований месторождения Амангельды, мы предлагаем использование спиртов, в частности, метанол. Удельный расход его можно определить по формуле:

, ( В.Г Понаморев)

где Gл - расход летучего ингибитора, кг/1000м³; W₁ - влагосодержание газа в точке ввода ингибитора, г/м³; W₂ - влагосодержание газового потока при условии вывода ингибитора, г/м³; C₁ - концентрация вводимого ингибитора, %; С₂ - концентрация выводимого ингибитора, %; - зависимость количества метанола, переходящего в газовую фазу при заданной концентрации его в водном растворе.

Данный расчет удельного расхода метанола выполнен применительно к условиям месторождения Амангельды: Р = 6,15 МПа, Т_у = 25-30 ^оС, T_г = 19 ^оС, С₁ = 80% (по массе).

Влагосодержание газа определялось по номограмме, которая получена в результате обработки многочисленных определений влагосодержания природного газа относительно плотности по воздуху прямыми методами (W₁ =1,8; W₂ = 0,38).

Необходимое снижение температуры гидратообразования при этих условиях составляет

По уравнению

определяется минимальная концентрация метанола, которая обеспечивает снижение температуры образования гидратов до фактической. При такой концентрации ингибитора достигаются граничные условия образования гидратов, что, естественно, не обеспечивает устойчивый безгидратный режим в реальных условиях при эксплуатации газовых месторождениях.

Из анализа промысловых данных следует, что на практике надежный безгидратный режим достигается при концентрации отработанного метанола на 5-10% выше минимально необходимой,

, т.е. 18%.

Величина определена графически, =22. Подставляя численные значения в уравнение (2) получаем:

Нами произведен расчет необходимого количества метанола для подачи в различные точки технологической цепочки с учетом термобарических условий, влажности добываемой продукции, растворимости метанола в газе, а также расчет необходимого количества метанола на период 2003-2007 гг.

Таблица 3.5 - Расход метанола

ТГ, 0С	25	24	23	22	21	20	19	18	17	16	15	14	13	12
G, кг/1000м3	0	0.29	0.42	0.51	0.6	0.7	0.806	0.91	0.96	1.08	1.19	1.25	1.38	1.44

Как показывает практика промысловых работ, целесообразно вводить ингибитор постоянно в места возможного образования гидратов.

Таблица 3.6 - Количество метанола по годам

Годы	2005	2006	2007	2008	2009
Расход метанола, т	445,0	563,0	561,0	559,3	557,3

Все большее применение из-за высокой водопоглотительной способности и малым удельным расходом при обязательной регенерации в качестве ингибиторов гидратообразования находят гликоли (диэтиленгликоль).

Для нелетучих ингибиторов удельный расход определяется из соотношения:

, (3)

В таблице 3.7 приведен расчет расхода диэтиленгликоля с учетом термобарических условий.

Таблица 3.7 - Расход диэтиленгликоля

ТГ, 0С	25	24	23	22	21	20	19	18	17	16	15	14	13	12
GН, кг/1000м3	0	0.24	0.32	0.46	0.65	0.74	0.78	1.22	1.13	1.27	1.5	1.59	2.02	2.13

Необходимое количество диэтиленгликоля (ДЭГ) на период 2003-2007 гг. приведен в таблице 3.8.

Таблица 3.8 - Количество диэтиленгликоля по годам

Годы	2003	2004	2005	2006	2007
Расход ДЭГ, т	436,0	551,0	549,1	548,0	545,6

Анализ термобарических условий в скважине, данные расчетов равновесных параметров гидратообразования, проведенных нами, показывает, что существуют предпосылки условий для образования гидратов в стволе скважин:

· при освоении после бурения;

· при длительной остановки скважин;

· при понижении температуры в стволе скважины ниже равновесной температуры гидратообразования.

На месторождении Амангельды для защиты выкидных линий скважин от выпадения гидратных отложений в зимнее время вводится метанол при дозировке от 20 л/сут до 450 л/сут (14).

Впрыск метанола осуществлялся в выкидные линии низкодебитных скважин при снижении

С целью определения условий гидратообразования в стволе и на устье скважин были применены расчетные методы в компьютерной программе HYSIS, позволяющие с достаточной степенью точности прогнозировать образование гидратов в зависимости от изменения термодинамических условий в процессе эксплуатации скважин.

Расчет в стволе скважины проводился при следующих параметрах:

* давление на забое скважины - 8,1 МПа;

* температура на забое - 60°С;

* глубина скважины - 2220 м (в среднем);

* диаметр НКТ - 73 мм и 60 мм.

При давлении на забое скважин в 8.1 МПа гидраты образуются при температуре 18.47°С.

Расчет в шлейфах проводился при следующих параметрах:

* давление на устье скважины - 5,4 МПа;

* температура на устье - 32°С;

* протяженность -2100 м и 3771 м (в среднем);

* диаметр шлейфа - 80 мм и 100 мм.

При давлении на устье скважины 5.4 МПа гидраты образуются при температуре 16.05°С.

Условия добычи газа (температура на устье не ниже 21°С) и технологические параметры работы скважин, приведённые в настоящем проекте, могут позволить им работать в безгидратном режиме в стволе НКТ и на устье скважины. с рассчитанной дозировкой по дебиту.

Надежность газодобывающих систем - важнейший показатель работоспособности системы, способность системы выполнять заданные функции и сохранять эксплуатационные показатели в допустимых пределах в течение требуемого периода времени.

Выбранной системе разработки соответствует определенный уровень надежности системы добычи газа. Основной характеристикой качества функционирования системы добычи газа являются колебания их производительности из-за отказов элементов этой системы (15).

Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин газового месторождения, вызывают отказы в системах добычи, сбора и транспортирования продукции, приводят к снижению уровня надежности всей системы разработки и эксплуатации месторождения. И в этом случае обеспечение надежности систем добычи, сбора и транспортирования газа приобретает важнейшее значение.

Принятие решений по обеспечению надежности эксплуатации систем добычи, сбора, транспортирования и подготовки газа должно производиться исходя из сложного и взаимосвязанного характера факторов, вызывающих эти осложнения. Комплекс мероприятий для предупреждения и защиты от осложнений, учитывающий термодинамические и технологические параметры процессов, компонентный и фазовый состав флюида и транспортируемой продукции во всей их взаимозависимости, должен обеспечить высокий уровень надежности эксплуатации месторождения.

Причиной возникновения осложнений является сложный и взаимосвязанный характер следующих факторов: компонентный и фазовый состав флюида и транспортируемой продукции, особенности геологического строения пласта и режима работы залежи, технологический режим работы скважин, термодинамические и технологические параметры процессов, природно-климатические условия и пр.

Продукция скважин месторождения Амангельды - газоконденсатная смесь и углеводородный газ, компонентные составы которых представляют определенную коррозионную угрозу. При проектируемых термодинамических параметрах добычи, сбора и транспортирования, физико-химических характеристиках отбираемого флюида прогноз степени коррозионной угрозы может быть неблагоприятен.

Содержание кислого газа - двуокиси углерода - по данным анализов поинтервальных проб пластового газа, газа сепарации и конденсата составляет (0,15-1,2)% мольных. При проектируемых забойных и устьевых давлениях - 8,31 (8,50) - 5,99 (6,15) МПа - максимальному наблюдаемому содержанию СО₂ соответствует его парциальное давление - (0,102-0,072) МПа. Компонентные составы, в частности, пластового и газа сепарации, принятые в данном Проекте для расчета технологических показателей разработки, содержат углекислый газ в количестве, соответствующему парциальному давлению кислого газа в 0,047 - 0,033 МПа.

Потенциал углекислотной коррозии приблизительно можно оценить в соответствии с классификацией Американского Нефтяного Института (АНИ):

· Р(СО₂)0.206 МПа - возникновение коррозии весьма вероятно;

· 0.048 МПаР(СО₂)0,206 МПа - коррозия возможна;

· Р(СО₂)0.048 МПа - коррозия маловероятна.

Значения максимальных парциальных давлений углекислого газа при проектируемых технологических параметрах добычи обусловливают коррозионную угрозу от маловероятной до возможной. Количественно для допустимого уровня коррозии предельное парциальное давление углекислого газа составляет 0,01-0,02 МПа и 0,05 МПа - пороговое для коррозионного растрескивания под воздействием углекислого газа.

Термодинамические условия оказывают большое влияние на уровень коррозионной угрозы. Принято считать, что уровень коррозии под воздействием СО₂ возрастает в большой степени с увеличением температуры и парциального давления углекислого газа. Однако, при температуре свыше 60^оС коррозия под воздействием СО₂ ингибируется защитным слоем продуктов коррозии - карбонатов железа разной степени окисления. Этот процесс является стадией, лимитирующей скорость коррозионного процесса, и в динамических условиях скорость коррозии будет определяться скоростью снятия пленки и в меньшей степени проницаемостью защитного слоя продуктов коррозии. Для газовых скважин с содержанием углекислого газа с минимальной потенциально угрожающей агрессией - 0.01 МПа парциального давления и температурой до 60^оС (в условиях отбора и термодинамических параметрах эксплуатации некоторых проектируемых скважин) степень угрозы коррозионной агрессии будет зависеть только от парциального давления кислого газа. В этих условиях парциальное давление СО₂ в составе газа таких скважин много выше порогового для допустимого уровня коррозии стального оборудования.

Для большинства скважин месторождения термодинамические параметры несколько выше, когда степень коррозионной угрозы будет определяться только парциальным давлением углекислого газа. В этих условиях значительным фактором воздействия являются структура течения флюида и наличие свободной воды, минерализация которой определит состав продуктов коррозии.

Пластовая вода нижневизейского горизонта (скв. 9) имеет минерализацию 242 г/л (водонасыщенная линза вскрыта также скв. 6 ниже отметки ГВК, и получен приток пластовой воды с минерализацией 317 г/л) и представляет собой рассолы хлоридно-кальциевого типа. Минеральный состав и величина минерализации были оценены по результатам изучения пластовых вод водоносных горизонтов, приуроченных к продуктивным отложениям, подстилающим и разделяющим продуктивные толщи. Приведенная минерализация была принята для связанных вод газонасыщенных коллекторов продуктивных горизонтов (16).

Компоненты, обусловливающие степень коррозионной активности пластовых вод, показаны в таблице 3.10.

Таблица 3.10 - Компоненты, обусловливающие степень коррозионной активности пластовых вод

№ скв	Интервал, м	Сумма минерализации, мг/л	Ca+2	Mq+2	Cч -	SO4-2	HCO3-	NН4+	Н4SiO4	Fе3-+ Fе2-	рН	Cl-
2	2173-2184, 2002-1987, 2232-2260	31147	3026	352	17170	1769	598	25	8-40	15.04	6.7-7.3	2531-17170
7	2170-2301	30722	3156	273	15712	3292	366	-	-	-	7.35	28178
9	2341-2344 2324-2334	241693	33800	600	148672	803	43	0.1		-	6.7	-

На срок опытно-промышленной эксплуатации месторождения режим эксплуатации скважин проектируется безводным, хотя большую коррозионную угрозу для скважин представляет не наличие устойчивого двухфазного потока газожидкостной смеси, а парогазовая смесь, степень воздействия которой будет определяться влагоемкостью (влагосодержанием) газа, содержащего в своем составе кислый газ (считается, что при отсутствии жидкой влаги и относительной влажности менее 60%, процесс электрохимической коррозии практически не реализуется. При относительной влажности газа выше 60% возможна сорбция влаги поверхностью труб, обусловливающая протекание электрохимической коррозии).

При примененных технологиях бурения и вскрытия пластов, опробования и испытания скважин возникла необходимость в интенсификации пластов - коллекторов для увеличения притоков газа применением конденсатно-кислотной эмульсии с применением кварцевого песка для осуществления ГРП. При этом возникали осложнения, связанные с пескопроявлением скважин. Пескопроявления инициируют эрозионно-коррозионные процессы, особенно при турбулентном потоке флюида (такой характер течения газового потока будет обусловлен проектируемым уровнем отбора газа).

Как известно, влажность и наличие кислых газов способствуют гидратообразованию, содержание азота в составе газа несколько понижает температуру образования гидратов. Кроме того, что гидратообразование осложняет эксплуатацию скважин или приводит к отказам в системе добычи и сбора, на границе сосуществования четырех фаз: газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, раствор воды в гидратообразователе и твердые газовые гидраты (причем в числе гидратообразователей в газе месторождения находятся коррозионно-активные двуокись углерода в газообразном и растворенном видах и минерализованная вода), возникают потенциально активные коррозионные зоны.

Расчетные температуры гидратообразования для скважин в проектируемых термодинамических условиях составляют 18,68^оС.

В проектируемых условиях скважин расчетное количество конденсированной воды составит 2,3 кг/1000 м³ газа, и при скоростях отбора газа, не обеспечивающих однородность потока, угроза конденсации воды в стволе скважины реальна. Конденсация воды - фактор, помимо прочих осложнений, представляющий коррозионную угрозу.

Эксплуатация трубопроводных коммуникаций системы сбора и внутрипромыслового транспортирования будет осложнена гидратообразованием. Результаты расчета температуры гидратообразования, с учетом технологических параметров транспортирования влажного газа, при учете содержания азота и двуокиси углерода в составе газа температура гидратообразования будет определенно другой. В любом случае сохраняется угроза гидратообразования в периоды, когда температура окружающей среды (осенне-зимне-весенний периоды климатической зоны расположения месторождения) понижается, и возникнет необходимость в предупреждении такого рода осложнений. Выбор ингибиторов гидратообразований (осушителей) ограничен. Метанол рекомендуется как наиболее эффективный реагент, однако, увеличивая в значительной степени растворимость солей, метанол в присутствии воды участвует в коррозионном процессе, причем изменение соотношения метанол - вода приводит к различной интенсивности коррозионного процесса. Насыщение водометанольной смеси кислыми газами облегчает протекание всех видов коррозии. Кроме этого, коррозия оборудования может происходить под действием кислорода воздуха, попадающего в технологическую систему с метанолом и другими реагентами. Метанол вместе с добываемой продукцией и водой, выносимой из скважин, проходит по всей технологической цепочке. Применение этого реагента является фактором, повышающим коррозионную угрозу, как для скважин, так и для систем сбора и транспортирования неподготовленных газа и газожидкостной смеси.