- •1. Особенности притока газа к забою газовой скважины.
- •3. Явления обратной конденсации и испарения.
- •17.Методика обработки и интерпритации результатов исследований скважин на нестационарных режимах с целью определения пластового давления и коллекторских свойств пласта.
- •4.Эффект Джоуля-Томпсона. Способы определения дифференциального и интегрального дроссель эффекта
- •8.Конструкция и оборудование скважин при орэ
- •5.Газовые скважины. Требования к конструкции скважин и выбор диаметра эксплуатационной колонны, нкт
- •6.Наземное и подземное оборудование добывающих и нагнетательных скважин.
- •10.Конструкция и оборудование скважин для добычи газа в районах многолетнемерзлых пород
- •12.Особенности вскрытия продуктивного газового пласта. Оборудование забоя добывающей скважины.
- •13. Приборы и аппаратура, применяемые при исследованиях газовых и газоконденсатных скважин. Глубинные манометры и термометры. Вспомогательное оборудование.
- •23.Технологический режим работы газовых скважин, продуцирующих агрессивные компоненты.
- •14. Исследования пластов и газовых скважин. Общие положения. Об-вязка газовых скважин. Исследования скважин на стационарных режимах и подготовка скважины к исследованиям.
- •15.Технология проведения исследований скважин на стационарных режимах.
- •24.Виды коррозии газопромыслового оборудования и защита газопромыслового оборудования от коррозии.
- •25.Влагосодержание природных газов. Общая характеристика гидратов, условия образования.
- •26. Гидраты индивидуальных и природных углеводородных газов.
- •27. Образование гидратов в добывающих скважинах и способы их устранения. Особенности эксплуатации добывающих скважин на газогидратных месторождениях.
- •28. Предупреждение и борьба с образованием гидратов природных газов. Основы ингибирования процесса гидратообразования.
- •38. Газоконденсатные исследования скважин.
- •39. Уравнения состояния природных газов
- •32. Определение зоны возможного гидратообразования и безгидратного режима работы газовой скважины.
- •36. Принцип работы газлифта
- •31. Механические методы интенсификации притока (грп, гпсп).
- •22. Эксплуатация газовых скважин в условиях разрушения коллектора. Общие положения о режимах работы скважин при разрушении пзп, устойчивость горных пород.
- •35. Солеобразование в добывающих газовых скважинах. Методы удале-ния и предотвращение солеотложений.
- •7. Средства регулирования технологических режимов работы газовой скв-ны (диафрагмы, штуцера, задвижки и т.Д.)
- •11.Эксплуатация добывающих скважин газлифтным способом на месторождениях с нефтяными оторочками.
- •9. Оборудование скважин для добычи газа, содержащего агрессивные(кислые) компоненты
- •29. Особенности эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных месторождении.
- •34.Определяющий фактор при установлении технологического режима - подошвенная вода.
26. Гидраты индивидуальных и природных углеводородных газов.
Гидрат CH4 впервые был получен в 1888 г., при t=21,5 С. Катц и др, изучая равновесные параметры (P, t) гидратообразования CH4 при P= 33–76 МПа, получили гидраты при t=28,8 С. t образования гидратов CH4 при P=390 МПа до 47С.
При добавлении С2Н6, C3Н8, iC4Н10 улучшаются условия образования гидратов смесей СН4, т. к. гидраты образуются при более низких Р и более высоких t. Все остальные газы, включая нормальный бутан и выше, действуют отрицательно. Гидраты CH4 при 0 С устойчивы, при Р2,8 МПа. Для других углеводородов парафинового ряда: C2Н6; C3Н8; i-С4Н10 это Р составляет 0,5; 0,1 и 0,1 МПа. Ткр образования гидратов (в С): для С2Н6; C3Н8; iC4Н10 - 14,5; 5,5; 1,5.
Из углеводородов CnH2n гидраты образуют этилен (С2Н4), пропилен (С3Н6). Ткр для С2Н4 - 17 С. Гидраты при 0 С устойчивы при Р=0,5 МПа.
Гидраты ПГ - смешанные гидраты, в которых гидратообразователями являются не отдельные индивидуальные углеводороды, а смесь газов. Состав смешанных гидратов и количество компонентов в них изменяются в зависимости от изменения парциального P и компонентов.
В присутствии H2S t гидратообразования углеводородных газов значительно .
ПГ содержащие азот, имеют более низкую t образования гидратов.
Для образования гидратов в жидких углеводородах по сравнению с газообразными требуются более высокое P и более низкие t. При t=3,8 С для образования гидрата в газообразном пропане требуется P 0,46 МПа, в жидком - >3 МПа.
Разложение гидратов жидких углеводородных газов сопровождается объема, Р. Образование гидратов в жидких углеводородах идет несравнимо медленнее, чем в газообразных. При отрицательных температурах после появления мелких кристалликов льда гидраты начинают образовываться значительно быстрее.
27. Образование гидратов в добывающих скважинах и способы их устранения. Особенности эксплуатации добывающих скважин на газогидратных месторождениях.
Образование гидратов в скважинах и выбор метода борьбы с ними в значительной степени зависят от tпл, климатических условий и режима эксплуатации скважины.
Если t газа при его движении к устью становится <t гидратообразования, появляются условия для образования гидратов. Изменение t в работающей скважине предпочтительней определять с помощью глубинных приборов. Или применяют формулы:
t=tгр-tie-a(H-l)+{(1-е-а(Н-l))(Г-Di(pc-py)/H-A/cp)/a}
где t, tгр - t потока и грунта на глубине l;
tгр=tпл-Г(Н-l)
где tпл - температура пласта на глубине Н; Г - среднее значение геотермического градиента на участке Н-l; ti - изменение t в ПЗП за счет эффекта Джоуля-Томсона, С;
ti=Di(pпл-pc){lg(1+(Gcp/hcпrc2))}/lg(rk/rc)Di(pпл-pc)
rk - радиус контура питания скважины, м; rc - радиус скважины, м; Di - дифференциальный коэффициент Джоуля-Томсона, С/МПа; рс – забойное P, МПа; G - массовый расход газа, кг/с; Ср - теплоемкость газа при постоянном Р; - продолжительность работы скважины, с; h - вскрытая мощность пласта, м; сп - теплоемкость породы, Дж/м3, а=(2п)/(Gcр f()), п - теплопроводность горных пород, Дж/мC; f() - безразмерная функция, f()=ln( 1+(п/спrc2)0,5)
Вследствие t газа при движении его по стволу скважины, в потоке всегда имеется конденсационная вода. Поэтому образование гидратов обусловлено только отношением P и t.
Определение зоны возможного образования гидратов 1 - P в скважине; 2 - равновесная температура гидратообразования; 3 - t в скважине; 4 - глубина залегания нейтрального слоя
|
По графику, можно определить место образования гидратов в скважинах. Величины Кд, Ср и т. д. из справочников.
Путем регулирования дебита можно определить условия, исключающие образование гидратов, т. к. t газа меняется в зависимости от дебита.
Образование гидратов в стволе можно предупредить теплоизоляцией ОК, t газа в стволе с помощью нагревателей. Распространенный способ предупреждения образования гидратов - подача ингибиторов в поток газа. Иногда подача ингибитора осуществляется через затрубное пространство.
Место начала образования гидратов в скважинах определяют по точке пересечения равновесной кривой образования гидратов с кривой изменения t газа по стволу скважин. Образование гидратов можно заметить по рабочего P на устье и дебита газа. Если гидраты перекрывают сечение скважины не полностью, разложения их проще всего достигнуть с помощью ингибиторов. Труднее бороться с отложениями гидратов, полностью перекрывающих сечение труб. При небольшой длине пробки ликвидацию осуществляют продувкой. При значительной длине выбросу пробки в атмосферу предшествует некоторый период, в течение которого она частично разлагается в результате P. Твердые частицы замедляют разложение пробки. Для ускорения используют ингибиторы.
При образовании гидратной пробки в зоне отрицательных t только при P получают эффект. Дело в том, что вода, выделяющаяся при разложении гидратов при низкой концентрации ингибитора, может замерзнуть и вместо гидратной образуется ледяная пробка.
Если образовалась пробка большой длины, ее можно ликвидировать, применяя замкнутую циркуляцию ингибитора над пробкой.