плуатационные колонны, рассчитанные на давление меньше фактического, эти скважины подлежат ремонту. В таких скважинах при исследовании снижать дебит меньше допустимого и останавливать их для измерения пластового давления нельзя. Эксплуатационную колонну и другое скважинное оборудование рассчитывают на прочность и сохранение устойчивости при снижении давления до атмосферного, чтобы скважину можно было надежно эксплуатировать в течение всего периода разработки месторождения;

–опасность вибрации наземного и подземного оборудования, установленного на устье скважины, вследствие пульсации газового потока при изменении давления. Наблюдающаяся иногда при больших дебитах газа вибрация фонтанного оборудования и башмака НКГ может привести к усталости материала и разрушению устьевой арматуры и забоя. Для устранения вибрации фонтанной арматуры следует изменить частоту ее собственных колебаний путем уменьшения высоты арматуры или увеличения ее массы. Снижение дебитов газа также прекращает вибрацию оборудования

ибашмака НКТ;

–опасность разрушения эксплуатационной колонны, НКТ и наземного оборудования из-за коррозии или эрозии. На некоторых

месторождениях вследствие присутствия в газе СО2, H2S и других возбудителей коррозии при определенных условиях (влажности газа, температуре и скоростях потока) возможно интенсивное разрушение труб и оборудования.

Для этих месторождений рабочие дебиты скважин необходимо назначать с учетом специальных исследований, проводящихся противокоррозийной службой, и с применением соответствующих ингибиторов.

Установление того или иного дебита газа также определяется потребностью в газе. Обычно летний период характеризуется сокращением потребления, а, следовательно, дебит газа по скважинам летом уменьшается, и иногда часть скважин отключают.

В условиях ММП значительное снижение дебитов и длительная остановка скважин могут приводить к изменению теплового режима, замерзанию криолитозоны, смятию колонн и образованию гидратов в стволе скважин.

Таковы основные факторы, ограничивающие дебиты газовых скважин. Естественно, что все указанные ограничения не дей-

67

ствуют одновременно на каждом месторождении. В зависимости от конкретных геолого-промысловых условий, состава и свойств газа и т. д. на каждом месторождении могут быть главные и второстепенные факторы, которые ограничивают дебиты скважин. Руководствуясь этими факторами, а также потребностью в газе в данный момент назначаются технологические режимы эксплуатации газовых скважин.

Вывод. Условия, влияющие на ограничение дебита газовых скважин, можно подразделить на группы: геологические, технологические, технические и экономические. Использование ретроспективного анализа и опыта эксплуатации месторождения уже на втором этапе развития науки разработки позволило вывести веро- ятностно-статистические закономерности поведения как различных категорий скважин, так и газовых месторождений.

Вопросы для самопроверки

1.Геологические условия.

2.Образование конусов обводнения.

3.Технологические условия.

4.Технические условия.

7. УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ

План

7.1.Гидраты природных газов.

7.2.Методы предупреждения образования гидратов.

Влажный газ – смесь сухого газа и водяного пара. Поскольку молярная концентрация компонентов в паровой (газовой) смеси соответствует их парциальному давлению, то молярное содержание водяного пара в газе можно выразить формулой:

Wв = P ϕ−ϕp p ,

где Wв – содержание водяных паров, моль/моль или м3/м3; φ – относительная влажность газа; р – давление насыщенных паров воды при данной температуре, Н/м2; Р – полное давление газа, Н/м2.

68

Относительной влажностью газа φ называется отношение количества паров воды, фактически находящихся в газе при данных температуре t и давлении Р, к количеству паров, способных удержаться в газе в состоянии насыщения при тех же условиях:

ϕ = ppп ,

где рп – парциальное давление водяных паров в газовой смеси. Формула выражает отношение парциальных давлений водя-

ного пара и газа, т. е. отношение их молярных концентраций. Умножив числитель и знаменатель на соответствующие молекулярные массы, получим массовое влагосодержание или абсолютную влажность газа, т. е. массу фактически содержащихся в газе водяных паров, приходящихся на единицу массы газа:

где Мв.п. – молекулярная масса водяного пара; Мг – молекулярная масса газа.

Содержание влаги в газе по приведенным формулам определяется без учета отклонения законов реального газа от законов идеального газа. При значительных температурах и давлениях следует пользоваться экспериментальными данными, которые приводятся обычно в виде зависимости Wв.нас = f (Р, t), приведенной на рис. 7.1.

При больших давлениях влагосодержание газа, найденное по графику, выше влагосодержания газа, получаемого по формулам. Это объясняется большим отклонением законов водяного пара от законов идеального газа по сравнению с природным газом.

Температура, при которой газ становится насыщенным при данном давлении и количестве водяного пара, называется точкой росы газа.

В любом газе Wв.нас., выраженное в г/м3, будет иметь одну в ту же величину, так как объем всех газов при данной температуре одинаков.

Изменение влагосодержания природных газов при их движении по газопроводу зависит от характера изменения давления и температуры и начального влагосодержания. Влагосодержание

69

газа в состоянии полного его насыщения меняется по длине газопровода по кривой ас (рис. 7.2).

Рис. 7.1. Зависимость влагосодержания газа от давления и температуры

70

∆W = W1 нас −Wmin Q, 1000

где ΔW – количество воды, конденсирующейся в газопроводе, кг/сут; W1 нас – влагосодержание газа в состоянии насыщения при начальном давлении и температуре газа в газопроводе, г/м3; Wmin – минимальное влагосодержание газа в состоянии насыщения при

движении его по газопроводу в точке с, г/м3 ; Q – объемная пропускная способность газопровода, приведенная к 0 °С и 760 мм рт. ст., м3/сут.

На конечном участке газопровода (после точки с) влагосодержание газа остается неизменным и равным Wmin (линия се). При этом относительная влажность газа (степень насыщенности его водяными парами) будет постепенно снижаться. При поступлении в газопровод газа с влагосодержанием Wmin < Wh < W1нас на начальном участке влагосодержание газа остается постоянным, хотя степень насыщенности его водяными парами будет возрастать и, наконец, достигнет полного насыщения (точка b). После этого в газопроводе начнется конденсация влаги (линия bc). На конечном участке влагосодержание будет оставаться неизменным (линия се). Количество воды, которая сконденсируется в этом случае в газопроводе на участке bc, будет

∆W = Wh −Wmin Q.

1000

Наконец, при поступлении в газопровод газа с влагосодержанием Wf<Wmin последнее остается постоянным, а конденсации влаги не происходит (линия fg).

Таким образом, во избежание конденсации водяных паров в газопроводе влагосодержание подаваемого в не го газа не должно

превышать Wmin, т. е. должно быть: W1 < Wmin.

Это условие является основным при проектировании установок осушки газа перед подачей его в газопровод.

7.1. Гидраты природных газов

Гидраты – кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют кристаллическую структуру. Свойства гидратов газов позволяют рассматривать их как твердые растворы. Исследования показали, что

72

содержание водяного пара в газообразной фазе в системе «газ – гидрат» меньше, чем его содержание в системе «газ – вода». Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

Гидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Скапливаясь в газопроводах, они могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали.

Составы гидратов выражаются формулами: СН4·6Н2О;

С2Н6·6Н2О; С3Н8·17Н2О и т. д.

Эксперименты показывают, что условия образования и разложения гидратов не идентичны. Давление начала разложения гидратов значительно ниже давления начала образования гидратов при одной и той же температуре. Такое снижение равновесного давления разложения ниже давления образования гидратов происходит в результате уменьшения упругости паров воды над образующимися гидратами. Для определения условий образования и разложения гидратов пользуются графиками, характеризующими упругость паров воды в равновесии сводой и с гидратами (рис. 7.3).

Рис. 7.3. Упругость паров воды в равновесии с водой (1) и гидратами (2)

Так, при температуре t1 гидраты могут образоваться только при влагосодержании газа, соответствующем упругости паров воды, т. е. при p > p10 .

73

При образовании гидрата часть паров воды, соответствующая снижению упругости паров с p10 до p1 , переходит в гидрат.

Таким образом, при образовании гидрата влагосодержание газа после гидратной пробки уменьшается в соответствии со снижением упругости паров воды до p1 .

В газопроводе очень важно определить место образования гидратов. Для этого необходимо знать (так же как и для определения самой возможности образования гидратов) состав и начальную влажность газа, а также изменение его давления и температуры в газопроводе.

Условия образования гидратов газа могут быть представлены равновесными кривыми гидратообразования в координатах температура – давление (рис. 7.4).

74