д) автомат для подачи метанола или дозировочный насос для подачи гликолей до первого теплообменника или после него, в зависимости от принятой схемы низкотемпературной сепарации и температурного режима установки;
е) регулируемый штуцер, если давление газа в шлей- , фе превышает принятое давление в магистральном газопроводе;
ж) низкотемпературный сепаратор газа, рассчитанный на определенную производительность и давление;
з) камерную диафрагму для расходомера газа, устанавливаемую на линии газа, прошедшего низкотемпературный сепаратор или межтрубье одного или двух теплообменников в зависимости от принятой схемы низкотемпературной сепарации;
и) два автоматических отводчика жидкости, устанавливаемых на разделительной емкости, соединенной с низкотемпературным сепаратором; один из автоматических отводчиков служит для отвода и контроля количества конденсата, а другой —для отвода отработанного гликоля.
§ 271. Измерение дебита газа на высокодебитных газовых и газоконденсатных скважинах с неустойчивым режимом работы должно производиться непрерывно самопишущим прибором; контроль количества конденсата и воды должен осуществляться счетчиком конденсато-отводчика по циклам срабатывания или другими прибо- рами, сигнализирующими об изменении количества жид- кости.
§ 272. Учет газа, контроль за количеством конденсата и воды по каждой скважине группового пункта должен производиться с соответствующей записью в вахтенном журнале. Время и продолжительность замеров устаиав-
ливается в зависимости от особенностей эксплуатации скважин и залежей.
§ 273. При осуществлении комплексной автоматизации и телемеханизации газодобывающих промыслов измерение дебитов газа, контроль за количеством конденсата и воды должны осуществляться по правилам, приведенным в главе 38.
ГЛАВА 28 БОРЬБА С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ
§ 274. Гидратами называются твердые кристаллические соединения, образованные природным газом с водой. Основными факторами, определяющими условия гидратообразования, являются давление газа, его температура и наличие воды.
§ 275. 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.
Образующиеся гидраты, откладываясь внутри трубопроводов, фитингов, запорной и регулирующей аппаратуры и т. д., уменьшают проходное сечение вплоть до полной закупорки, что приводит к нарушению режима добычи и транспорта газа и даже к выводу из эксплуатации скважин, а также отдельных участков газосборной системы.
§ 276. Мероприятия по борьбе с гидратами делятся на:
а) мероприятия по предупреждению гидратообразования и
б) мероприятия по ликвидации образовавшихся гид-ратных отложений.
В обоих случаях необходимые мероприятия должны основываться на тщательном изучении режима температуры, давления, а также состава газа (особенно содержания влаги, конденсата) на всем пути движения его от забоя до выхода с промысла.
§ 277. Предотвращение гидратообразования в стволах скважин должно осуществляться путем:
а) выбора соответствующего подземного оборудования скважины и установления надлежащего (оптимального) технологического режима работы скважины;
б) непрерывной или периодической подачи на забой антигидратных ингибиторов;
в) покрытия внутренней поверхности обсадной ко-лонны и фонтанных труб веществами, которые препят-ствуют отложению гидратов (эпоксидными смолами, по лимерными пленками и т. д.);
г) систематического удаления с забоя скапливав щейся жидкости;
д) устранения причин, вызывающих пульсацию газа в стволе скважины;
е) создания теплоизолированных конструкций газо вых скважин, т. е. конструкций, имеющих высокое тер мосопротивление.
§ 278. Ликвидация гидратных отложений в стволе скважин должна производиться:
а) продувкой газа в атмосферу с необходимой пред-варительной выдержкой скважины в закрытом состоя-нии с целью частичного разложения гидратов теплом окружающих пород;
б) циркуляцией антигидратного ингибитора по си фонным трубкам, спускаемым в скважину через сальни-ковое уплотнение на устье;
в) промывкой горячим солевым раствором под давлением.
§ 279. 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:
а) обогрев отдельных узлов и участков для повышения температуры газа выше равновесной температурь возможного гидратообразования;
б) ввод в поток газа антигидратных ингибиторов снижающих равновесную температуру гидратообразо вания.
В качестве антигидратных ингибиторов могут слу жить метанол, гликоли (этиленгликоль, диэтиленгли коль, триэтиленгликоль) и др.;
в) устранение резких перепадов давления (которые вызывают снижение температуры газа и образование гидратов), что достигается путем ликвидации утечек газа через сальники, через неплотности в арматуре
использованием плавных переходов от одного диаметра к другому;
г) снижение давления в системе сбора и транспорта газа ниже равновесного давления гидратообразования;
д) уменьшение степени турбулентности потока газа с целью снижения интенсивности перемешивания газа и жидкости;
е) систематическое удаление жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутри-промыслового транспорта газа, при помощи конденсато-сборников или дренажных патрубков.
§ 280. Для ликвидации образовавшихся гидратных отложений в системе сбора и транспорта газа и в обвязке скважины могут применяться:
а) более интенсивный непосредственный наружный обогрев мест образования гидратов или подача горячего агента непосредственно на гидратную пробку;
б) разложение гидратов путем ввода большой порции антигидратного ингибитора;
в) разрушение гидратной пробки путем резкого одностороннего снижения давления (продувка в атмосферу);
г) разложение гидратов снижением давления с обеих сторон гидратной пробки с последующей продувкой в атмосферу;
д) прекращение подачи газа на определенный период времени, достаточный для разложения гидратов теплом окружающего грунта, с последующей продувкой в атмосферу.
§ 281. Если перепад давления в штуцере вызывает гидратообразование, то это явление должно быть предотвращено одним из следующих методов:
а) путем обогрева горячей жидкостью узла установки штуцера и выкидной линии от штуцера до конца участка, охлаждающегося в результате перепада давления в штуцере;
б) применением многоступенчатого штуцирования;
в) подачей антигидратных ингибиторов в выкидную линию непосредственно перед местом установки штуцера. Подача ингибитора должна осуществляться из сосуда высокого давления, расчетное рабочее давление которого должно быть выше максимального давления в скважине. Расход ингибитора должен автоматически регулироваться при помощи дозировочного насоса высокого
давления, регулировочного игольчатого вентиля и соответствующего автомата.
§ 282. В случае образования гидратов в теплообмен-никах необходимо повысить температуру охлаждающего газа до величины, превышающей равновесную темпера-туру гидратообразования, или осуществить подачу ингибиторов в линию газа высокого давления.
ГЛАВА 29
БОРЬБА С КОРРОЗИЕЙ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ПОДЗЕМНОГО И НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
§ 283. 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 раз-личном 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.
§ 284. 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 приданной концентрации H2S может быть весьма различной, так как на процесс коррозии влияют и многие другие факторы.
§ 285. 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 дав-
лении СО2 от 0,5 до 2 кГ/см2 коррозия возможна, но не обязательна.
§ 286. 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 др.
§ 287. Первые сведения о возможности развития внутренней коррозии скважин и оборудования необходимо 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.
§ 288. Если анализами будет установлено наличие в газе опасных концентраций H2S или СО2, необходимо провести предварительные исследования по выяснению действительной коррозионной агрессивности газожидкостного потока.
Эти исследования должны быть выполнены разведочной организацией (или добывающим предприятием, которое будет вести разработку месторождения) по методике, описанной во «Временной инструкции по контролю коррозионной стойкости внутренней поверхности оборудования газовых и газоконденсатных месторождений».
§ 289. 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.
§ 290. Выбор способов защиты газопромыслового оборудования от коррозии должен решаться 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).
§ 291. 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:
а) использование ингибиторов коррозии;
б) изготовление оборудования из специальных кор-розионностойких сталей;
в) применение защитных металлических и неметаллических покрытий.
§ 292. На месторождениях с высокой коррозионной агрессивностью продукции скважин необходимо в течение всего периода разработки и эксплуатации месторождений вести контроль за применением выбранных методов защиты, их эффективностью и состоянием скважин и промыслового оборудования.
Следует иметь в виду, что в процессе эксплуатации скважин многие факторы, влияющие на характер и распределение коррозии (температура, давление, дебит воды и углеводородного конденсата, их химические свойства и др.), могут изменяться, что в свою очередь может вызвать изменение характера распределения и интенсивности коррозии, а также повлиять на эффектив ность применяемых защитных мероприятий.
Контроль проводится согласно «Временной инструкции по контролю коррозионной стойкости внутренней поверхности оборудования газовых и газоконденсатных месторождений».
§ 293. Для своевременного обнаружения опасных коррозионных разрушений и предотвращения аварий на месторождениях, где отмечается высокая скорость коррозии, необходимо систематическое проведение периодических ревизий и профилактических ремонтов скважин и оборудования по графикам, утвержденным газопромысловым управлением. Сроки между двумя очередными ревизиями назначаются с учетом интенсивности коррозии, эффективности и надежности применяемых способов защиты от коррозии.
§ 294. Для проведения работ по осуществлению мероприятий по борьбе с коррозией и контролю эффектив-
ности этих мероприятий на промыслах, где отмечается интенсивная коррозия, создаются специальные бригады по борьбе с коррозией.
§ 295. На промыслах, для которых характерна интенсивная внутренняя коррозия оборудования, необходимо иметь специльные журналы, где регистрируются:
а) результаты систематических анализов газа, воды и углеводородного конденсата на содержание агрессивных компонентов;
б) сведения о коррозионных разрушениях, обнаруженных при осмотрах, ревизиях, профилактических и аварийных ремонтах скважин и оборудования с указанием места расположения прокоррозировавшего оборудования, условий его работы, срока службы, характера разрушения и других сведений согласно «Временной инструкции по контролю коррозионной стойкости внутренней поверхности оборудования газовых и газокон-денсатных месторождений»;
