ка корозійної активності газу
№ сквПласт блокСодержаніе СО2, об. % Рпл, МПаРi, МПа7-ЗЛ 8-ЗЛ 9-ЗЛ 10-ЗЛ 12-ЮЛ 11-ЮЛ 13-ЮЛ 16-ЮЛ 14-ЮЛXIIIб/золоторибний XIIIб/золоторибний XIIIА/золоторибний XIIIА/золоторибний XIIа + б, XIIIА/центральний XIIIА/північний XIIIА/північний XIIIА/північний XIIб/северний0,39 0,35 0,11 0,69 0,41 0,39 0,42 0,28 отс.12,78 13,47 13,47 13,47 13 , 29 13,29 14,29 13,71 13,710,05 0,05 0,01 0,09 0,05 0,05 0,06 0,04
Наведені дані свідчать про низьку корозійної активності вуглекислого газу в видобутої продукції і, отже, спеціальних заходів щодо запобігання корозії проводити не потрібно.
Згідно представленої інформації та результатів обробки даних досліджень експлуатаційних свердловин в період розробки, для подальшої експлуатації свердловин рекомендовані заходи щодо попередження ускладнень, таблиця 7.
Таблиця 7 - Заходи щодо попередження ускладнень
Найменування меропріятійПеріодічностьКонтроль за гідратообразованіемпостоянно по кожній скважінеКонтроль за вмістом води в продукції свердловин1 раз на місяць по кожній скважінеОпределеніе і попередження корозійного руйнування обладнання: - ревізія штуцерів, засувок, гирлової арматури - ревізія НКТ1 раз на місяць при підземному ремонті
. 5.1 Розрахунок кількості інгібітора гідратоутворення для процесу видобутку газу
Розрахунок норми витрати метанолу проводиться в такій послідовності.
) За формулою Р. Бюкачека визначаємо вологовміст газу в початковій точці (перед штуцером) b 1 і в кінцевій точці (після штуцера) b 2 ділянки, що захищається, г/м 3:
(11)
де P i - тиску в початковій і кінцевій точках ділянки, що захищається, МПа; A i - коефіцієнт, рівний вологовмісту ідеального газу, у відповідних точках ділянки, що захищається; B i - поправка на неідеальність природного газу у відповідних точках ділянки, що захищається (береться з таблиць).
) Обчислюємо кількість води, що виділилася з газу при його русі, т. е. ту кількість води, яке повинно бути оброблено реагентом,? W, г/м 3:
(12)
3) Знаходимо з таблиць значення рівноважної температури гідратоутворення для даного складу газової суміші при діючому тиску в кінцевій точці ділянки, що захищається t гідр, ° С.
) Розраховуємо ступінь необхідного зниження температури? t, ° С:
(13)
де t 2 - температура газу в кінці ділянки, що захищається, ° С.
) Визначаємо концентрацію відпрацьованого (насиченого) реагенту C 2,% мас .:
(14)
де M - молекулярна маса інгібітора, кг/кмоль; K - коефіцієнт типу розчину. Для метанолу M=30,0417 кг/кмоль, K=один тисяча двісті дев'яносто п'ять.
Концентрація відпрацьованого реагенту C 2 є мінімально необхідною концентрацією, достатньої для підтримки величини? t, що забезпечує безгідратний режим обробки газу, тому в подальших пунктах розрахунку норми витрати рекомендується приймати значення C 2 великим отриманого на 10 - 20%.
) Обчислюємо складову норми витрати реагенту, розподіляються в рідку фазу, H ж, г/м 3:
(15)
де C 1 - початкова концентрація метанолу,% мас. (відноситься до вихідним даним).
) Особливістю метанолу при використанні його як інгібітора гідратоутворення є значний розподіл реагенту в газову фазу зважаючи на велику летючості, тому при розрахунку норми витрати метанолу необхідно визначити ту її складову, яка припадає на газову фазу. Знаходимо з таблиць коефіцієнт розподілу інгібітора в газовій фазі, що представляє відношення вмісту реагенту в газі, необхідного для насичення останнього, до концентрації метанолу в рідині,?, Г/1000 м 3 ·% мас.
) При вмісті відпрацьованого метанолу в рідкій фазі більше 30% слід вводити поправку на утримання реагенту в рідині q поправоч, г/м 3.
) Розраховуємо складову норми витрати метанолу, що переходить у газову фазу, H г, г/м 3:
? (16)
) Визначаємо норму витрати метанолу на технологічний процес H, г/м 3:
(17)
) Розраховуємо добову норму витрати метанолу на технологічний процес H сут, кг/сут:
(18)
де Q - добова кількість (об'єм) оброблюваного газу, тис. м 3/добу.
Результат розрахунку кількості метанолу дивитися таблиця 8 Б.
3.5.2 Розрахунку ліфта газових свердловин
Газові свердловини експлуатують фонтанні способом, тобто за ра...
