ди щодо їх усунення.
Гидратообразованіє
Утворилися гідрати можуть закупорити свердловини, газопроводи, сепаратори, порушити роботу вимірювальних приладів і регулюючих засобів. Часто внаслідок утворення гідратів виходять з ладу штуцери і регулятори тиску, дроселювання газу в яких супроводжується різким зниженням температури.
Попередження гідратоутворення. Для попередження гідратоутворення необхідно створити режим відповідно з умовою P? Pp і T? Tp, причому для привибійної зони приймаються умови на вибої, а для стовбура свердловини - умови на гирлі. Якщо безгідратний режим не представляється можливим забезпечити, особливо при розташуванні свердловини в зоні вічної мерзлоти, то утворення гідратів можна попередити застосуванням інгібіторів гідратоутворення. Інгібітор гідратоутворення знижує температуру гідратоутворення. Основні інгібітори, застосовувані в газовій промисловості - метиловий спирт СН 3 ОН (метанол), хлористий кальцій, гліколі (етиленгліколь, ди-і триетиленгліколь).
Введення інгібітора в свердловину здійснюється, в основному, через затрубний простір або на гирлі свердловини, а також застосовується введення інгібітора в газопровід. Відомі й інші методи попередження утворення гідратів: застосування забійних нагрівачів, теплоізольованих стовбурів свердловини, гідрофобного покриття труб. Метанол або інший інгібітор вводять в газопровід краплями за допомогою регулювального вентиля з бачка високого тиску, який розташований над газопроводом. Тиск газу в бачку над метанолом і в газопроводі створюється однаковим допомогою що повідомляє трубки.
Для запобігання утворення гідратів та їх ліквідацію можна застосувати підігрів газу шляхом теплообміну з гарячою водою, парою або димовими газами. Вогневої метод підігріву небезпечний в пожежному відношенні і призводить до псування ізоляції труб, тому забороняється.
Боротьба з гідратоутворення. Коли гидратная пробка вже утворилася, то різке зниження тиску в системі приводить до розкладання гідратів, які потім виносяться продувкою через відводи в атмосферу.
На деяких родовищах через присутність в газі сірководню і вуглекислого газу можлива інтенсивна корозія устаткування. Корозія залежить від концентрації агресивних компонентів в газі, тиску і температури середовища, швидкості потоку, мінералізації води, застосовуваного матеріалу обладнання. При заданому обладнанні стовбура свердловини найбільш небезпечною ділянкою, на якому можлива корозія, є гирло.
На гирлі повинна підтримуватися критична швидкість, перевищення якої значно збільшує інтенсивність корозії. На практиці в таких умовах застосовують обладнання в антикорозійному виконанні або експлуатацію здійснюють з подачею антикор?? Озіонних інгібіторів. [4]
Значні ускладнення викликає надходження води в свердловину.
Особливості експлуатації обводнять газових свердловин
Багато газові та газоконденсатні родовища країни експлуатуються при упруговодонапорном режимі, причому в галузі зростає число родовищ, що вступили в пізню стадію розробки з природним закономірним обводненням продукції свердловин.
У роботі газової свердловини можна виділити чотири періоди. Перший період - безводний. У другому пер...
