Контрольная работа по «Оператор по добычи нефти и газа»

В третьих, во время  наполнения бассейна, насос будет  работать на "открытую трубу", не создавая при этом давления. В таких  условиях наблюдается большой расход воды при минимальном давлении. Рабочая  точка насоса смещается на кривой характеристики вправо, в область, несоответствующую  рабочей зоне насоса (см. рис). Мощность на валу будет максимальной, и при  длительной работе в таком режиме двигатель выйдет из строя.  
 
Следствием применения насоса с завышенной мощностью будет общее удорожание всей системы, вызванное применением более мощной электротехнической аппаратуры, материалов и арматуры с большим допустимым рабочим давлением, увеличением диаметров трубопровода и скважины, а также удорожанием водоочистки. Если номинальная подача насоса превышает дебит скважины, необходима установка дополнительной защиты по "сухому ходу". Дросселирование и настройка насоса приведут к перерасходу электроэнергии.  
 
Иначе говоря, при обеспечении возможности одновременного использования всех водоразборных точек посредством установки насоса завышенной мощности, стоимость системы водоснабжения возрастает. При этом реальное водопотребление будет значительно меньшим.  
 
Поэтому, хотя конечный выбор всегда останется за заказчиком, дешевле и правильнее выбирать насос с учетом реальных потребностей и при помощи специалистов. Удовлетворить требования пользователя к системе водоснабжения при соблюдении правил ее монтажа и эксплуатации можно, избрав оптимальный в данной ситуации насос с пологой рабочей характеристикой.  
 

Для системы водоснабжения  из рассмотренного выше примера может  быть выбран насос SP 8А-25. В зоне возможных  подач (от 4 до 8 м3/ч) у этой модели кривая зависимости напора от расхода имеет  пологий вид, то есть при малых  расходах воды не случится слишком  большого повышения напора. В то же время некоторый допустимый запас  при расчете водопотребления  исключит возможность нехватки воды.  
 
монтаж насоса  ввод в эксплюатацию.

 
В любом случае, какой бы насос  не был выбран, при монтаже необходимо выверить его рабочую точку во всех возможных режимах работы. При  вводе в эксплуатацию следует  замерить подаваемый расход (определяется по скорости заполнения любой емкости  известного объема, например бочки), создаваемое  давление (по показанию манометра  на оголовке) и потребляемый при  этом ток (замеряется токовыми щипцами).  
 
Полученные характеристики сверяются с паспортными данными насоса по каталогу. При превышении рабочих параметров (как правило, некоторый запас мощности предусматривается, например, для последующей установки фильтров) необходимо прикрыть задвижку на выходе из скважины, создать дополнительное местное сопротивление, достаточное для установления правильной рабочей точки - середина характеристики Q (Н).  
 
Монтаж, как и выбор насоса, должны осуществлять подготовленные специалисты, монтажная компания должна иметь лицензию на установку данного оборудования. 

 
защита скважинного насоса:

Еще до выбора и приобретения насоса необходимо получить точные сведения о напряжении электропитания на объекте. Это особенно важно при выборе импортного насоса. Все поставляемое из-за рубежа оборудование соответствует  в первую очередь промышленным нормам страны-производителя. Так для всех немецких насосов допустимое отклонение напряжения в электрической сети от номинала составляет от +6 до -10%. Несмотря на все встроенные защиты, насос  не предназначен для работы от сети с напряжением ниже 200 В, все возможные  просадки и скачки напряжения негативно  скажутся на ресурсе работы электродвигателя.  
 
Здесь следует предусмотреть регулируемую защиту по напряжению в составе шкафа управления, а для трехфазных насосов также от неполнофазных режимов работы. Не рекомендуется устанавливать мощные однофазные насосы. Пусковой ток двигателя мощностью 2,2 кВт может превышать номинальный в 4,4 раза! Для стабилизации напряжения в пределах рабочего диапазона при таких скачках потребуется стабилизатор с пятикратным запасом мощности (точнее выбор проведут производители стабилизаторов). Иногда для пользователя оказывается дешевле обеспечить на объекте электропитание в 380 В, чем корректную работу однофазного насоса.  
 
По статистике около 85% отказов происходит именно с электрической частью насоса. Основной причиной является межвитковое замыкание обмоток статора вследствие перегрева из-за гидравлической перегрузки, либо при работе на пониженном или скачкообразно изменяющемся напряжении. И того и другого можно избежать, установив надлежащую токовую защиту. Обычный пускатель с токовой защитой вполне справляется с этой задачей, однако некоторые монтажники забывают сделать настройку на требуемое значение по току. Итог такой халатности несложно подсчитать: придется заплатить за подъем насоса из скважины, его ремонт (цена нового двигателя), за повторное опускание насоса и его ввод в эксплуатацию. Сумма может превысить стоимость нового насоса.  
 

Словарь терминов:

 
Напор - избыточное давление, создаваемое насосом.  
 
Расход - объем воды перекачивающим насосом в единицу времени.  
 
Рабочая точка - точка пересечения кривой характеристик насоса Q (H) с характеристикой сопротивления трубопровода SQ2, соответствующая действующим значениям напора и расхода при работе на конкретную систему водопровода.  
 
Дросселирование - создание дополнительного сопротивления на напорном трубопроводе.  
 
Рабочая характеристика - график зависимости рабочих параметров насоса - напора и расхода Q (H).  
 
Мощность на валу - потребляемая насосом мощность  
 
Статический уровень - постоянный уровень воды в скважине  
 
Динамический уровень - уровень воды в скважине, устанавливающийся при откачке удельного расхода  
 
Дебит скважины - стабильный расход воды, обеспечиваемый скважиной.

3 ВОПРОС:

Процесс эксплуатации скважин - подъем заданного количества жидкости с забоя скважины на поверхность. При этом основной задачей является проведение этого процесса непрерывным  способом и с наибольшей эффективностью.

Рассмотрим в общих  чертах энергетическую сторону процесса эксплуатации скважин.

Значение полезной работы, отнесенной к единице веса поднимаемой  жидкости, зависит только от глубины  скважины; для данной скважины при  всех условиях подъема оно остается неизменным.

Затраченная на подъем этого  количества жидкости энергия в общем  случае складывается из энергии, поступающей  с жидкостью на забой скважины из пласта, и энергии, вводимой в  скважину с поверхности любым  способом, за вычетом энергии, уносимой ее за пределы устья скважины. В  свою очередь, энергия, поступающая  на забой скважины из пласта, складывается из энергии, которую несет с собой  жидкость, и энергии, которую содержит поступивший вместе с жидкостью  газ (при забойном давлении ниже давления насыщения).

подготовительные работы, туда входит переезд бригады, глушение скважины (если ремонт производиться  при открытом устье), размещение комплекса  оборудования на устье и его монтаж, подготовку к работе, разборку устьевого  оборудования;

непосредственно сами ремонтные  работы, основной объем которых занимает спускоподъемные операции;

заключительные работы, включающие сборку оборудования устья, запуск скважины в работу и ее сдачу в эксплуатацию, очистку оборудования и инструмента  от загрязнений при ремонте скважин, демонтаж оборудования, очистку территории рабочей зоны.

При добыче нефти из скважин, призабойная зона которых сложена  слабосцементированными породами, возможны вынос песка и образование  песчаных пробок. Это приводит к  нарушению режима ее эксплуатации, уменьшению или прекращению подачи нефти.

Пробки могут образовываться в НКТ и эксплуатационной колонне. В некоторых случаях их мощность может достигать нескольких сотен  метров.Для удаления песчаных пробок применяют различные способы. Например, способ их удаления при помощи простой  желонки, которую спускают в скважину на канате, и за 10-15 м до пробки лебедку  растормаживают. В результате удара  клапан открывается и некоторое  количество песка входит в желонку. В процессе подъема ее клапан закрывается. Освобожденную на поверхности желонку  вновь спускают в скважину. 
Кроме простой желонки, используются поршневые желонки (рис. 9.25), принцип действия которых следующий. При спуске желонки поршень 6 занимает верхнее положение, а после достижения пробки под действием силы тяжести штока 4 опускается вниз. Крайние положения хода поршня 6 ограничивают пружины 1 и 3. При крайнем нижнем его положении жидкость проходит из нижней части желонки в верхнюю через отверстия в поршне. При подъеме поршня 6 все отверстия в нем закрываются общей крышкой 5, свободно насаженной на стержень 7. В этом случае сначала приподнимается шток 4, а корпус 2 остается на месте до тех пор, пока поршень не дойдет до верхнего положения. При его движении под ним создается вакуум и песок засасывается внутрь желонки. 

Применяют также автоматические желонки, которые работают за счет резкого  перепада давления в рабочей полости  желонки.Иногда песчаные пробки разбуривают  при помощи беструбного гидробура, который спускают в скважину на стальном канате. Гидробур (рис. 9.26, а) состоит  из долота 6 ударного типа для разрушения пробки, желонки 5, плунжерного насоса 1 для циркуляции жидкости в зоне удаления пробки. Принцип действия гидробура следующий. После упора  инструмента на забой плунжер  насоса 2 под действием собственного веса и силы инерции двигается  вниз, вытесняя жидкость из корпуса 3 через  отверстия клапана 4. При подъеме  инструмента (рис. 9.26, б) плунжер перемещается вверх, в результате чего жидкость всасывается из корпуса желонки 8 через клапан 9. При этом в желонку через трубу 7 всасывается жидкость с частицами песка, которые после выхода из трубы 7 оседают на дне желонки.

4 ВОПРОС.

Прежде всего, необходимо установить, при каких условиях для  данных залежей на глубинах 2300-3000 м  наступает безгидратный режим работы вследствие прогрева ствола скважин  восходящим потоком газа. В этом отношении характерно освоение скв. 58 Уренгойского месторождения и  скв. 37 Заполярного месторождения. 
В скв. 58 после замены глинистого раствора водой и снижения ее уровня в колонне получен газоконденсатный фонтан из интервалов 2885-2898 и 2915- 2923 м. Отработка скважины велась по затрубному пространству через 2,5-дюймовые трубы в течение 13,5 часов и по НКТ через штуцер диаметром 22 мм - 4,5 часа. Затем скважина исследована на продуктивность, результаты приведены на рис. 1. Из рисунка видно: освоение и исследование на всех этапах работы проводились в безгидратном режиме (кривая "давление-температура" на режимах проходит выше и правее равновесной гидратообразования). 
 
1. Результаты исследования скв. 58 Уренгойской площади 
кривые: 1 - зависимость устьевой температуры от дебита; 
2 - равновесная гидратообразования; 
3,4 - зависимость устьевой температуры от давления газа; 
 
В скв. 37 на глинистом растворе с удельным весом 1,2 г/см3 зарядами ПКС-105, с плотностью 7 отверстий на 1 погонный метр вскрытой мощности, перфорирован интервал 2878-2885 м. Приток после спуска НКТ на глубину 2882 м вызван сменой раствора на воду, понижением уровня воды в колонне путем свабирования с одновременной подкачкой воздуха в затрубное пространство компрессором низкого давления. После понижения уровня скважину остановили на приток при закрытом на устье затрубном пространстве. Через 14 часов при устьевом давлении 160 кгс/см2 произошел прорыв газа под башмак НКТ и скважина перешла на фонтанирование газоконденсатом. В отличие от скв. 58 здесь на всех режимах работы отмечалось гидратообразование на глубинах ниже 190-450 м. что подтверждалось спуском глубинных приборов. Для ликвидации гидратов и предупреждения их образования при остановке скважины в НКТ закачивали раствор хлористого кальция с удельным весом 1,2 г/см3. Результаты освоения и исследования представлены на рис.2. 
В связи с тем, что по этой скважине не определен состав пластового флюида и равновесную гидратообразования непосредственно рассчитать невозможно, для ориентировочной оценки использованы данные по аналогичным объектам скв. 1 того же месторождения (интервал 2614-2618 и 2365-2374 м). Как видно из рисунка, .термодинамические условия в стволе остановленной скважины благоприятствуют гидратообразованию в интервале 100-600 м, а на устье работающей - на протяжении всего периода исследований. 
 
. Результаты исследования скв.37 Заполярной 
кривые: 1 - термодинамические условия по стволу остановленной скважины; 
2,3 - зависимости устьевой температуры от дебита и давления соответственно; 
4,5 - равновесные гидратообразования для состава газа из скв.1 Заполярной площади. 
 
На основе сопоставления рассмотренных примеров можно предположить: при дебитах свыше 150-200 тыс. нм3/сут. скважины будут работать в безгидратном режиме за счет прогрева ствола восходящим потоком газа. Это подтверждается опытом растепления газоконденсатной скв.1 Ямбургского месторождения. При дебитах же до 50-100 тыс. нм3/сут., как правило, отмечается гидратообразование различной интенсивности, для предупреждения которого в скв.10 Западно-Таркосалинской площади проверялась опытным путем эффективность инъекции антигидратного ингибитора в призабойную зону пласта перед вызовом притока. В этой скважине в отложениях усть-балыкской толщи готерив-барремского яруса вскрыт перфорацией интервал 2446-2455 м. По промыслово-геофизическим данным объект испытания характеризуется отрицательной амплитудой потенциала СП в 55 мВ, положительным приращением по микрозондам, сужением ствола скважины по каверномеру, кажущимися сопротивлениями, равными по импульсному каротажу 8-18, боковому-23-30 и микробоковому - 25-32 Ом-м. При испытаниях из этого интервала получен фонтанирующий приток газоконденсата. Скважина исследована на продуктивность и газоконденсатность. Впоследствии планировалось также провести пробную эксплуатацию на режиме с дебитом газа 25,4 тыс. нм3/сут, что практически соответствовало бы производительности при свободном фонтанировании. 
При исследовании скважины в НКТ отмечались отложения гидратов на глубинах 320-450 м, для ликвидации которых применялись закачка раствора хлористого кальция высокой концентрации и продувка в атмосферу из-под накопления. Попытки вывести скважину на устойчивую работу на планируемом режиме пробной эксплуатации в течение 22 суток оказались безуспешными из-за постоянного гидратообразования. 
Для обоснования режима безгидратной эксплуатации произвели глушение скважины 2 % раствором хлористого кальция, а затем нагнетание в пласт 13.4 м3 раствора хлористого кальция 20%(масс.) концентрации. Как показало повторное освоение, скважина фонтанировала без заметного гидратообразования и на режиме с дебитом газа около 11 тыс. нм3/сут работала в течение 9 суток. За это время с профилактической целью в неподвижный газ через лубрикатор каждые 4 часа закачивали 20 л раствора хлористого кальция 30%-ной концентрации. В результате выяснилось: инъекция антигидратного ингибитора в призабойную зону способствовала осушке пласта и резко снижала гидратообразование в малодебитных газоконденсатных скважинах, поэтому данный способ рекомендуется как эффективное средство борьбы с гидратами. 
Иная картина наблюдается при обработке скважин, находящихся в консервации или временно простаивающих под давлением газа. Здесь постоянно образуются гидраты при наличии в стволе растворов хлористого кальция, применяющегося в качестве антигидратного ингибитора. Вероятно, вследствие свободной конвекции пары воды из раствора электролита переносятся газом вверх по стволу скважины, где конденсируются в капельножидкую влагу и становятся источником гидратообразования Э. Б. Чекалюк показал, что масштабы конвективного переноса газа можно оценить по формуле 
(1) 
где: Q - расход газа для условий ствола скважины, CM3/C; 
g-ускорение силы тяжести, 980 см/с2; 
?0 - удельный вес газа в нормальных условиях, кг/см3; 
Р - среднее давление газа в скважине, кгс/см2; 
Т - средняя температура газа в скважине, °К; 
Г - геотермический градиент, °С/см; 
Гa - градиент температуры для астатического равновесия, °С/см; 
Сp - теплоемкость газа, ккал/кг-°С; 
d - диаметр внутреннего потока, см; 
? - коэффициент теплоотдачи, ккал/см2; 
Z - коэффициент сжимаемости газа; 
Р0=1,03 кгс/см2; 
Т0=293°К. 
Из расчета по формуле (1) видно: при теплофизических свойствах природных газов, соответствующих реальным условиям, объемы переносимого при свободной конвекции газа, а вместе с ним и паров воды, могут достигать больших размеров и способны в короткое время полностью перекрыть ствол скважины гидратами. Это явление существенно снижает эффективность применения электролитов как ангидратных ингибиторов при остановках или временной консервации скважин под давлением газа, но на практике, как правило, пока недооценивается. Видимо, при консервации газовых и газоконденсатных скважин в подобных условиях в качестве понизителей точки росы целесообразно применять такие ингибиторы, как метанол, а при разведке месторождений все работы по испытанию проводить безостановочно с использованием более дешевых и безопасных ингибиторов-электролитов. 
Интенсивное и значительное по своим масштабам гидратообразование, связанное в большинстве случаев с нарушением технологии проводимых работ, происходит при глушении скважин. Причем, если вредные последствия повышенного влагосодержания газа при освоении скважин можно снизить вышеназванными способами до минимума, то при глушении газовых фонтанов требуется безукоризненное выполнение технологической дисциплины. Объясняется это прежде всего недостаточной технической оснащенностью производственных подразделений, которые ведут работы в труднодоступной местности на значительном удалении от баз экспедиций. Так, при глушении неуправляемых газовых фонтанов применяется метод полного насыщения потока газа жидкой фазой с помощью насосов нагнетания, развивающих высокую производительность. При испытании же скважин, когда имеется всего один агрегат типа ЦА-320 или АН-400, как это и бывает на самом деле, полностью исключается возможность глушения при форсированном или даже свободном фонтанировании газа по свободному газоотводящему каналу скважины. 
При недостаточной мощности насосного парка единственно приемлемым способом глушения является способ поршневого вытеснения газа жидкостью из газоотводящего канала. Для этого необходимо поддерживать такие скорости движения газа у устья (здесь давление движущегося потока наименьшее), при которых жидкость не будет подхватываться газом и выноситься на поверхность. Как показала практика эксплуатации гравитационных сепараторов, таким требованиям отвечает скорость, вертикальная составляющая которой не превышает 0,15 м/с. Это очень низкий предел и выдерживать его из практических соображений не всегда выгодно. Видимо (исходя из промыслового опыта), вертикальную составляющую скорости к окончанию процесса можно доводить до 2 м/с, создавая соответствующее противодавление установкой на устье диафрагмы малого сечения. При такой скорости на контакте газ-жидкость будет отмечаться явление, подобное кипению, наиболее опасное с точки зрения гидратообразования из-за большой площади контакта жидкой и газообразной фаз. Поэтому в качестве профилактического мероприятия целесообразна закачка (в первых порциях) небольшого объема обычно применяемого антигидратного ингибитора. Для контроля за скоростью потока газа можно использовать известное соотношение 
(2) 
где: V - скорость газа, см3/с; 
Q - расход газа, тыс. нм3/сут; 
D1 - эффективный диаметр сечения газоотводящего канала у устья скважины, см. 
Итак, для предупреждения гидратообразования рекомендуются: вывод скважины на безгидратный режим работы путем прогрева ствола восходящим потоком газа в высокодебитных или нагнетание антигидратного ингибитора в. призабойную зону пласта перед вызовом притока в малодебитных газоконденсатных скважинах; применение при временных остановках или консервации скважин под давлением метанола, вместо обычно используемых растворов электролитов; строгое соблюдение технологических требований при глушении скважин. 
2.Расчет времени безгидратной эксплуатации скважины и шлейфа после закачки ингибитора в пласт. 
 
Термодинамические расчеты и практика исследования скважин показывают, что в скважинах и шлейфах на Медвежьем месторождении в начальный период их эксплуатации возможно образование гидратов. Время прогрева скважин и шлейфов до выхода на безгидратный режим зависит от дебита скважин, способа прокладки и изоляции шлейфов, условий окружающей среды и может колебаться от нескольких часов до нескольких месяцев. В связи с этим при пуске скважин в эксплуатацию после длительного простоя в зимний период необходимо принимать меры по предупреждению гидратообразования. 
Одним из методов предупреждения гидратообразования в стволе скважины и шлейфе является периодическая закачка ингибиторов гидратообразования в пласт. При эксплуатации скважины после закачки ингибитор постепенно выносится из пласта потоком газа, обеспечивая безгидратный режим работы скважины и шлейфа в течение нескольких месяцев. Метод опробован на Мессояхском месторождении и дал положительные результаты. 
Концентрация находящегося в пласте ингибитора определяет понижение равновесной температуры гидратообразования. Зная состав и количество выносимого ингибитора, как функцию времени, а также термодинамические условия в скважине и шлейфе, можно найти время безгидратной эксплуатации технологической линии после закачки. На основе лабораторных и теоретических исследований предлагается следующая математическая модель процесса. 
По факторам, определяющим вынос ингибитора после закачки, процесс распадается условно на два этапа. 
Начальный этап подчиняется в основном законам подземной гидравлики. В это время имеет место режим неустановившейся фильтрации двухфазного флюида с постепенным понижением насыщенности призабойной зоны ингибитором до равновесной, при которой вынос жидкой фазы практически прекращается. Ввиду кратковременности и сложности расчета продолжительность этого этапа может быть определена опытной закачкой ингибитора на промысле. Можно считать его законченным при установившемся постоянном дебите газа. По данным закачек на Мессояхском месторождении продолжительность начального этапа составляет 3-5 суток. 
Второй этап характеризуется процессом постепенного изменения состава ингибитора в пласте за счет выпадения из газа влаги из-за изменения термодинамических условий при движении газа в зоне закачки, поглощения влаги ингибитором вследствие меньшей упругости паров воды над его раствором и выноса летучего ингибитора в паровой фазе. При этом идет вынос лишнего (сверх достигнутой равновесной насыщенности) количества разбавляемого влагой ингибитора. 
Для определения количества выпадающей влаги, которая разбавляет ингибитор в пласте, необходимо знать термодинамические условия в зоне закачки. Распределение давлений в призабойной зоне описывается уравнением 
(1) 
где Р - давление в пласте на расстоянии R от оси скважины; 
RC, RK - радиусы скважины и контура питания скважины; 
QVГ - объемный дебит скважины; 
А, В - фильтрационные коэффициенты; 
РПЛ - пластовое давление. 
Распределение температур в соответствии с падением давления в призабойной зоне выразится соотношением : 
(2) 
где D - коэффициент Джоуля-Томсона; 
tПЛ- пластовая температура. 
Радиус распространения ингибитора в пласте после закачки (RЗ) можно определить косвенным путем по разбавлению ингибитора. Зная остаточную водонасыщенность призабойной зоны пласта, которая после продувки скважины составляет 15-20%, концентрацию ингибитора до и непосредственно после закачки и пользуясь формулой разбавления раствора, получим 
(3) 
 
где G - вес закачанного ингибитора; 
K1, К2 - концентрация ингибитора до и после закачки; 
h - мощность пласта; 
m - пористость; 
SB - водонасыщенность; 
?B - плотность воды. 
Количество воды, выделившейся из газа в призабойной зоне за определенный промежуток времени (?t), можно найти по разности влагосодержания газа на контуре закачки (WЗ) и на забое скважины (WС). Практически влагосодержание на контуре закачки, т.е. на границе насыщенной ингибитором зоны, соответствует влагосодержанию газа в пластовых условиях. 
(4) 
Влагосодержание газа в зависимости от термодинамических условий газового потока в присутствии ингибитора определяется по уравнению, полученному Гухманом и Касперовичем (ТюменНИИГипрогаз): 
(5) 
где Р - давление газа, кг/см2; 
W - влагосодержание газа, кг/1000 м3; 
РH2O - упругость паров воды над раствором ингибитора, мм рт. ст.; 
t - температура газа, °С. 
Упругость паров воды над растворами является функцией температуры насыщения и концентрации раствора. Значения РH2O можно найти в справочниках. При расчетах желательно иметь аналитическую зависимость для РH2O. Для растворов CаСl2 имеется уравнение 
(6) 
которое верно при концентрации хлористого кальция (К), равной 25-35%. Авторами на основе зависимости Кокса-Антуана получено уравнение для более широкого предела концентраций: 
(7) 
В уравнениях (6)-(7) Т - температура, °K; 
t - температура, °С. 
При наличии в ингибиторе, например, в метаноле, летучей составляющей изменение состава его за счет испарения в процессе эксплуатации можно рассчитывать на основе законов Рауля и Дальтона: 
(8) 
где Р0 - общее давление газа; 
Р - упругость паров чистого компонента при t0 С; 
x , у - мольные доли компонента в жидкой и газообразной фазах. 
Законы Рауля и Дальтона действительны для совершенных растворов и идеальных газов. Вводя понятия фугитивности для газа и активности для раствора, получим более точное выражение для реальных растворов и газов при высоких давлениях. 
(9) 
где ? - коэффициент активности; 
f - фугитивность чистого компонента, соответствующая давлению его паров; 
f0 - фугитивность чистого компонента, соответствующая общему давлению системы. 
Для расчета фугитивности можно воспользоваться либо уравнением Редлиха-Куонга, либо графиком зависимости фугитивности от приведенных параметров. 
С учетом равенства (9) количество летучего ингибитора, вынесенного газом в паровой фазе, составит: 
(10) 
где ? - переводный коэффициент для концентрации. 
Изменение состава ингибитора через определенное время можно вычислить путем составления материального баланса по воде и летучему ингибитору при условии постоянства насыщенности пласта ингибитором. Иначе увеличение объема жидкости в пласте за счет конденсации влаги приводит к выносу излишнего разбавленного ингибитора потоком газа до установления равновесной насыщенности. 
Расчет следует вести методом последовательной смены состояний. Через принятый промежуток времени рассчитаем: количество выдавшей воды (уравнение (4)) и вынесенной паровой фазы (уравнение (10)), новую концентрацию ингибитора и соответствующее времени (t=?t) равновесное состояние. Точность расчета, который целесообразно производить на ЭВМ, зависит от выбора достаточно малого интервала времени ?t. 
Зная состав ингибитора, как функцию времени, можно определить снижение температуры гидратообразования в любой момент времени после закачки или по графикам, или на основе полученной ранее зависимости. 
(11) 
где К - концентрация ингибитора, вес % (для метанол хлоркальциевой смеси К - концентрация основного компонента - CaCl2); 
Коэффициенты A1, B1 принимаются в зависимости от вида ингибитора и имеют значения: для метанола A1= 0,008, B1 =0,332; для раствора CaCl2 A1 =0,017, B1=0,30; для метанол хлоркальциевой смеси (10% вес метанола+90% 30%-ного водного раствора CaCl2) A1= 0,050, B1=0,066. 
Равновесные условия гидратообразования для природного газа сеноманских отложений на северных месторождениях описываются уравнением 
TГ =19,9 lg P-28,5 (12) 
Требуемое понижение температуры гидратообразования (?tГ) определяется термодинамическими условиями в скважине или шлейфе. 
для скважины ?tГ=tГ-tУСТ  
для шлейфа ?tГ=tГ-tПЛ (13) 
Температура на устье скважины (tУСТ) определяется замером, так как она не зависит от внешних условий и для данного режима работы скважины после ее прогрева остается постоянной; а также может быть определена расчетом. Температура газа в шлейфе рассчитывается по уравнению Шухова в зависимости от дебита скважин, длины, диаметра и типа изоляции шлейфа, окружающих условий. 
Результаты, определенные по методике расчета, согласуются с экспериментальными данными, полученными при закачках на Мессояхском промысле. На месторождениях типа Мессояхского необходимо периодически повторять закачку, так как здесь вывод скважины на безгидратный режим невозможен. На Медвежьем и аналогичных ему месторождениях закачка необходима только на время прогрева скважины и шлейфа, определяемое расчетом, и выхода их на безгидратный режим. В зависимости от времени прогрева на основе изложенной выше методики можно рассчитать количество ингибитора, обеспечивающее безгидратную эксплуатацию скважины и шлейфа в данный период. 
3.Расчет периода безгидратной эксплуатации скважины при закачке ингибитора в пласт на Мессояхском месторождении. 
На Мессояхском газовом промысле для предупреждения гидратообразования в технологической линии скважина -сборный пункт применяется метод закачки ингибитора в пласт. В качестве ингибитора используется смесь 30% раствора хлористого кальция с 10% по весу метанола. Основным критерием, определяющим безгидратную эксплуатацию скважин, является концентрация отработанного ингибитора, выносимого потоком газа, при которой обеспечивается достаточное снижение температуры гидратообразования в рассматриваемой технологической линии. 
Концентрация закачанного в пласт ингибитора уменьшается первоначально из-за разбавления пластовой водой, а затем, при эксплуатации скважины, водой, выделившейся из газа при изменении термодинамических условий. Первоначальное изменение концентрации можно определить либо замером плотности жидкости, выносимой из скважины непосредственно после закачки, либо расчетом, зная параметры пласта и остаточную водонасыщенность. 
При известных термодинамических условиях пласта и всей технологической линии по номограмме влагосодержания газа можно определить количество выделяющейся из него влаги. 
(1) 
где W1 и W2 - соответственно начальное влагосодержание газа в пластовых условиях и при конечных (рассматриваемых), кг/1000 м3; 
Q-количество добытого газа, тыс. м3. 
Зная начальную концентрацию закачанного ингибитора Ki и его количество mi, можно определить конечную концентрацию К2 при прохождении через него определенного количества газа. Из известного уравнения разбавления раствора имеем. 
(2) 
где х - масса растворителя, необходимая для разбавления массы раствора m1 данной концентрации K1 до требуемой К2, вес. %; 
m2 - масса раствора после разбавления. 
Из вышеприведенных условий 
(3) 
Решая уравнение (2) относительно неизвестной концентрации К2, получим 
(4) 
Однако конечная концентрация ингибитора К2 не может быть ниже допустимой концентрации Кд, которая определяется необходимым для данных термодинамических условий снижением температуры гидратообразования в технологической линии и является известной. 
До минимально допустимой концентрации смесь разбавляется за счет выделившейся из газа влаги, количество которой можно рассчитать по уравнению 
(5) 
При суточной добыче газа qi, суммарная добыча составит 
(6) 
Общее количество выделившейся из газа воды 
(7) 
Переходя к равномерной среднесуточной добыче газа имеем 
(8) 
где T1 - количество суток работы скважины. 
Тогда 
(9) 
Приравнивая правые части уравнений (5) и (9) и решая полученное относительно T1, определяем период безгидратной работы скважины в сутках. 
(10) 
Необходимо учесть, что в первые 10-20 часов после закачки из пласта выносится 18-85% закачанного ингибитора в зависимости от его состава. Поэтому период безгидратной эксплуатации технологической линии следует определять, как: 
(11) 
где n = (0,18 - 0.85) - поправочный коэффициент, зависящий от вида ингибитора. 
На основании экспериментальных данных установлено: при использовании в качестве ингибитора метанола n = (0,12-0,17), раствора хлористого кальция - n = (0,43-0,5), смеси (10% метанола + 30% раствор хлористого кальция) - n = (0,5-0,57). 
Пример расчета: 
Cкв. 135 Мессояхского месторождения. Пластовая температура 10° С, давление 76 кг/см2, температура в конце шлейфа -10° С, давление 60 кг/см2, qc = 200 тыс. m3/cyт, закачано m1 -=6180 кг смеси с концентрацией K1 = 27%. Для данных условий W1 = 0,2 кг/1000 м3, W2 = 0,06 кг/1000 м3, КД =19%, n = 0,54. 
сут. 
Практически скважина отработала 52 сут. 
Описанная методика позволяет заранее определить период безгидратной эксплуатации части или всей технологической линии при известных количестве, концентрации ингибитора и заданной среднесуточной добыче газа.

5 вопрос.

1. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ГАЗЛИФТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Газлифтная скважина – это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 9.1). По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.

Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена  под уровень жидкости на величину h; давление газа Р₁ в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р₁ = h?g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р₁ и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба ?Р₁ и потери давления на трение газа в трубе ?Р₂, причем ?Р₁ увеличивает давление внизу Р₁, а ?Р₂ уменьшает. Таким образом,

                или

 (9.1)

В реальных скважинах ?Р₁ составляет несколько процентов от Р₁, а ?Р₂ еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Р₁ мало отличаются друг от друга. Таким образом, достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.

Это упрощает процедуру  исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима. Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха – эрлифтной.

Применение воздуха  способствует образованию в НКТ  очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной  обработки поверхностно-активными  веществами, нагрева и и дли  тельного отстоя. Выделяющаяся при  сепарации на поверхности газовоздушная  смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь. Это создает  необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации  в атмосферу.

Применение углеводородного  газа, хотя и способствует образованию  эмульсии, но такая эмульсия нестойкая  и разрушается (расслаивается) часто  простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для  получения чистой кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием  кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и  нефти, имеющих общую углеводородную основу. Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам  и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое. Вследствие своей  относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации  собирается в систему газосбора  и утилизируется. Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при  движении по НКТ обогащается бензиновыми  фракциями. При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты. Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении.