Способы ликвидации газовых гидратов

1. В ПЗС:

a) Закрываем скважину и идет восстановление Рпл и Т режима, гидраты разлагаются – долговременный процесс

b) Использование порохового генератора Р и Т, которые спускают напротив пласта

c) Закачка ингибитора (может подаваться на забой или на устье). Это метиловый спирт и этиловый спирт.

2. В стволе скважины:

a) скребок

b) Разбуривают газовые гидраты

c) Нагнетание перегретого пара

d) Закачка горячей воды

e) Промышленные электронагреватели

3.На поверхности:

a) Прогрев снаружи

b) Рассверливание (механический способ)

4.Комбинированый.

Условия образования газовых гидратов. Методы определения равновесных Р,Т гидратообразования.

1. Экспериментальные (бомба PVT из органического стекла) с использованием малогабаритных установок для определения условий гидратообразованя. Самый точный метод – можем смоделировать весь диапазон Р,Т.

2. Графический метод (простой, но сравнительно приближенный).

3. Аналитические методы

В литературе рекомендуется для определения условий гидратообразования (равновесных Р и Т) рекомендуется применять метод Пономарева.

Извлечение газового гидрата из залежи.

В настоящее время эффективные методы разработки ГГЗ не существуют.

Методы извлечения.

1. Закачка катализатора и разложения газового гидрата.

2. Термохимические воздействия (ингибитор, катализатор и нагрев).

3. Электроакустические воздействия.

рисунок к графическому методу:

7, 9. Приложение теории фазовых переходов к разработке газоконденсатных месторождений. Удельное конденсатосодержание. Изменение фазового состояния газоконденсатной смеси при постоянной температуре.

Диаграмма состояния многокомпонентной системы

Pk - точка кригондебары К- точка крикондетермы Кривая GC определяет состояние начала конденсации многокомпонентной системы. Кривая FC определяет состоя­ние начала испарения (конца конденсации) многокомпонентной системы. Пересечение кривых GC и FC определяет критическую точку многокомпонентной системы. Точке С соответствуют критические температура Тс и давление р_с. Область, ограниченная кривыми точек росы и точек кипения, определяет условия двухфазного состояния многокомпонентной системы. Пунктирные линии внутри этой области соответствуют процентному содержанию (по массе) смеси в жидком состоянии. 1. Точка В. Температура его ниже критической, а давление выше критического. Месторождение характеризуется однофазным жидким состоянием — это типичное нефтяное месторождение. При изотермическом снижении давления (что практически всегда отмечается при разработке нефтяных месторождений) до точки b никаких фазовых переходов не наблюдается. В точке b начнется выделение паровой фазы (давление, соответствующее точке b, является давлением насыщения нефти при данной температуре). Дальнейшее снижение давления до точки b₁ приведет к переходу в паровую фазу 30% по массе всей многокомпонентной системы, а в точке Ь₂ вся система перейдет в однофазное паровое состояние. 2. В точке А система находится в однофазном паровом (газовом) состоянии. Изотермическое снижение давления от точки А до точки а не сопровождается фазовыми, переходами. В точке а появляется жидкая фаза, максимальное содержание которой достигается в точке а₁ (в точке касания с кривой 20%-ного содержания жидкой фазы). В точке а₁ в системе содержится 80% паровой и 20% жидкой фаз. Дальнейшее снижение давления сопровождается уменьшением количества жидкой фазы (в точке а₂ количество жидкой фазы равно 10%). В точке a₃ вся система переходит в паровое состояние. Т.е. наблюдается обратная закономерность фазового перехода. При снижении давления системы, характеризуемой точкой А, от a до а₁ сопровождается конденсацией углеводородов, т.е. отмечаемся обратная (ретроградная) конденсация (области на рис. 36 заштрихованы).

Разработка месторождений ведется практически в изотермических условиях отбора газа из пласта. При разработке газоконденсатной залежи, характеризуемой точкой А, при снижении пластового давления до точки а в залежи начнется конденсация углеводородов, количество выпадающего в пласте конденсата будет возрастать с понижением давления от а до точки а₁ (см. рис. 36). Выпадающий конденсат будет накапливаться в порах пласта и огромное количество его может быть безвозвратно потеряно. На рис. 37 кривая аа₁а₃ характеризует потери конденсата в пласте. Теоретически потери конденсата в пласте соответствуют кривой аа₁а₃, практически же потери соответствуют кривой аа₁Х, так как на испарение выпавшего в пористой среде конденсата требуется значительно большее время, чем время разработки месторождения. Это можно объяснить тем фактом, что конденсация происходит практически мгновенно, а процесс испарения идет крайне медленно из-за влияния сорбционных сил, сил поверхностного натяжения и большой теплоты испарения.

Удельное конденсатосодержание – отношение массы конденсата, который содержится в некотором объеме газа к этому объему (мг/м3)

Давление максимальной конденсации – такое давление при котором весь конденсат переходит в жидкую фазу

8.Классификация месторождений природных газов по фазовой диаграмме. [1,4]

В зависимости от физико-химических и термодинамических свойств флюидов, насыщающих пласт, месторождения природных газов подразделяются на газовые, газоконденсатные, газонефтяные, газоконденсатнонефтяные и газогидратные.

Газовые месторождения насыщены легкими углеводородами, парафинового ряда, не конденсирующимися при снижении пластовых давлений. Как правило, содержание метана в газах этих месторождений составляет 94—98% по объему.

Газоконденсатные месторождения содержат углеводороды парафинового ряда, в составе которых имеется достаточно большое количество углеводородов от пентана и тяжелее, конденсирующихся при изменении пластового давления. В составе газа таких месторождений, как правило, от 70 до 90% метана.

Газонефтяные месторождения — месторождения, имею­щие газовую шапку больших объемов и нефтяную оторочку. Содержание метана в газах газонефтяных месторождений составляет 30 — 50%.

Газоконденсатнонефтяные месторождения — газоконденсатные месторождения, имеющие нефтяную оторочку.

Газогидратные месторождения содержат газ в продуктивных пластах в твердом гидратном состоянии.

Газоконденсатные месторождения в свою очередь подразделяются (рис. 1) на однофазные насыщенные и ненасыщенные, двухфазные и так называемые «перегретые».

Однофазные насыщенные месторождения — месторождения, в которых первоначальное пластовое давление равно давлению начала конденсации. В таких залежах при изотер­мическом снижении давления происходит конденсация тяже­лых углеводородов.

Однофазные ненасыщенные месторождения — это месторождения, в которых первоначальное пластовое давление выше давления начала конденсации. При разработке таких месторождений тяжелые углеводороды начинают выпадать из газа только при достижении давления начала конденсации. К однофазным ненасыщенным относятся также месторождения, пластовая температура в которых выше критической температуры конденсации, т. е. «перегретые» месторождения. В этом случае изотермическое изменение давления в любых пределах не приводит к конденсации.

Двухфазные месторождения имеют первоначальное пластовое давление ниже давления начала конденсации, и часть тяжелых углеводородов находится в пласте в жидком виде. При изотермическом снижении давления происходит дальнейшая конденсация тяжелых углеводородов и затем их обратное испарение.

Поиск по сайту: