Файл: Гидратообразования. Газоконденсатные системы, их состав и свойства.pptx

Представляют собой кристаллические соединения, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды и имеющие строго определенную структуру.
CH46H2O; C2H67H2O; C3H818H2O.
Внешне гидраты напоминают кристаллы льда или мокрый спрессованный снег.

Они выпадают при редуцировании газа, нарушая работу оборудования КС, ГРС, на линейной части крановых узлов, кроме этого забивают импульсные трубки, выводя из строя контрольно-измерительные приборы и автоматику (КИПиА).

- Нестабильные соединения, которые при понижении давления и повышении температуры легко разлагаются на газ и воду.

Гидраты

Основными факторами, определяющими условия образования гидратов, являются состав газа, его давление, температура, полное насыщение газа парами воды.

Гидрообразования

Гидраты образуются в магистральных и в технологических газопроводах в связи с плохой очисткой газа от воды.

Обязательными условиями существования гидратов является снижение температуры газа ниже точки росы, при которой происходит конденсация паров воды (наличии капельной влаги в газе), а также ниже температуры равновесного состояния гидратов.

Гидрообразования

Образование гидратов плохо влияет на работу газопровода.

Приводит к образованию гидратной пробки в газопроводе, которая может частично или полностью перекрыть газопровод.

Гидрообразования

График снижения температуры и падения давления данного газопровода сопоставляется с графиком температуры образования гидратов.

Места гидрообразования

Поддержание температуры потока газа выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляции трубопроводов и подбора режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока.

Предупреждение гидратообразования

Существует несколько способов борьбы с образовавшимися гидратами :

Ввод ингибиторов
Снижение давления
Подогрев газа
Установка конденсатосборников.

Борьба с гидратами в газопроводе

Газоконденсатный фактор – величина, обратная конденсатности.
Различают сырой и стабильный конденсаты.

- Газоконденсатные залежи характеризуются тем, что газ и конденсат в пластовых условиях находятся в однофазовом газообразном состоянии.

Газоконденсатные системы

Газоконденсаты

Относятся жирные газы с содержанием конденсата выше

- По происхождению газоконденсаты разделяются на первичные и вторичные

Первичные газоконденсаты

непосредственно генерируются ОВ осадочных пород на больших глубинах ниже главной зоны нефтеобразования и выше зоны генерации сухих газов.

Предельная глубина их существования зависит от температуры.

Газоконденсатные системы

формируются при погружении нефтегазовых или газонефтяных залежей.

В результате увеличения давления и температуры происходит ретроградное испарение, растворение и термодеструкция жидких УВ.

Тяжелые фракции нефти при этом выпадают в осадок и превращаются в порах коллектора в природные битумы – кериты или антраксолиты. Залежи вторичных газоконденсатов часто имеют нефтяную оторочку и повышенное содержание конденсата.

Конденсатный фактор является очень важной характеристикой ГКС и может достигать 1500 г/см3.

Газоконденсатные системы

Различают сырые и стабильные конденсаты.

Сырые конденсаты отличаются от стабильных наличием в них при нормальных условиях растворенных и ещё не дегазированных газообразных УВ, содержание которых достигает 20-30 % по весу.

Газоконденсаты

Температура кипения находится в пределах от 30 до 250 ºС. Встречаются конденсаты, конец кипения которых лежит в пределах 350-500 ºС. Сырые конденсаты начинают кипеть при температуре 24 ºС.

Состоят конденсаты в основном из УВ. Иногда они содержат до 5 % смол, до 0,3 % асфальтенов, и до 1,4 % серы. Некоторые конденсаты содержат до 20 % парафина.

Газоконденсатные системы их,

свойства и состав

1.Чисто газоконденсатные (однофазные залежи).

2.Нефтегазоконденсатные (двухфазные залежи), когда размеры парообразной части залежи значительно больше размеров нефтяной оторочки.

3.Газоконденсатнонефтяные – это нефтяные залежи с газоконденсатными шапками.