Разработка газогидратов в мире.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Авдейко Г.П., Гавриленко Г.М., Черткова Л.В. и др. Подводная газогидротермальная активность на северо-западном склоне о. Парамушир, Курильские острова//Вулканология и сейсмология. 1984. №6. С. 66-81.

2. Алексеев Ф.А., Лебедев Вал.С., Лебедев B.C. Генетическая природа углеводородов газопроявлений юго-восточного побережья Байкала // Геология нефти и газа. 1979. №4. С. 49-53.

3. Аникиев В.В., Обжиров А.И. Влияние низкотемпературных гидротерм на газовый состав придонной воды в Охотском море // Океанология. 1993. Т.33. №3. С. 360-366.

4. Армишев C.B., Белобородов С.М., Жданов H.H. и др. Первый отечественный опыт дистанционного исследования современных гидротерм на дне океана с помощью буксируемого акустического комплекса // Океанология. 1988. Т.28. №5. С. 860-867.

5. Биргер И.А., Мавлютов P.P. Сопротивление материалов. М.: Наука, 1986. 560 с.

6. Бык С.Ш., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты. М.: Химия, 1980. 296 с.

7. Васильев В.Г., Макогон Ю.Ф., Требин Ф.А. и др. Свойство природных газов находиться в земной коре в твердом состоянии и образовывать газогидратные залежи // Открытия в СССР, 1968-1969 гг. Сборник. М.: ЦНИИПИ, 1970.

8. Власов В. А. Диффузионно-феноменологическая теория образования газового гидрата из ледяного порошка // Теоретические основы химической технологии. 2021. Т.46. №6. С. 612-619.

9. Воротынцев В.М., Малышев В.М. Газовые гидраты -наноразмерные фазы в процессах разделения и очистки веществ методом кристаллизации//Успехи химии. 2021. Т.80. №10. С. 1013.

10. Воротынцев В.М., Малышев В.М. Газовые гидраты – новый класс примесей в особочистых газах и парогазовых смесях // Успехи химии. 1998. Т.67. №1.С. 87.

11. Воротынцев В.М., Малышев В.М. Газогидратная кристаллизация. Нижний Новгород, 2021.

12. Гинзбург Г.Д., Соловьев В.А. Субмаринные газовые гидраты / Ред. В.Л. Иванов. СПб. ВННИокеанология, 1994. 199 с.

13. Голубев В.А. Геотермический прогноз глубин нижней границы газогидратного слоя в донных отложениях озера Байкал // Докл. РАН, 1997. Т.352. №5. С. 652-665.

14. Гранин Н.Г., Гранина Л.З. Газовые гидраты и выходы газов на Байкале // Геология и геофизика. 2002. Т.43. №7. С. 629-637.

15. Гройсман А.Г. Теплофизические свойства газовых гидратов. Новосибирск.: Наука, 1985. 94 с.

16. Демидович Б.П., Марон И.А., Шувалова Э.З. Численные методы анализа. Приближение функций, дифференциальные и интегральные уравнения. М.: Наука, 1967. 368 с.

17. Дмитриевский А.Н. Газогидраты морей и океанов – источник углеводородов будущего. М.: ООО ИРЦ Газпром, 2009. 416 с.

18. Дучков А.Д. Газогидраты метана в осадках озера Байкал // Российский химический журнал. 2003. T.XLVII. №3.

19. Дядин Ю.А. Супрамолекулярная химия: Клатратные соединения // Соровский Образовательный Журнал. 1998. №2. С. 79.

20. Егоров A.B., Нигматулин Р.И., Римский-Корсаков H.A., Рожков А.Н., Сагалевич А.М., Черняев Е.С. Разрушение глубоководных метановых пузырей // Океанология. 2021. Т.50. №4. С. 505-514.

21. Егоров A.B., Нигматулин Р.И., Рожков А.Н. Переход глубоководных метановых пузырей в твердые гидратные формы / Препринт ИПМех РАН. №1038. 2021. 34 с.

22. Егоров A.B., Нигматулин Р.И., Рожков А.Н., Сагалевич A.M., Черняев Е.С. О превращении глубоководных метановых пузырей в гидратный порошок и гидратную пену // Океанология. 2021. Т.52. №2 С. 213— 225.

23. Егоров A.B., Нигматулин Р.И., Рожков А.Н., Черняев Е.С. Тепловые эффекты при транспорте глубоководных гидратов метана в негерметичном контейнере // Препринт ИПМех РАН. №1009. 2021. 25 с.

24. Егоров A.B., Римский-Корсаков H.A., Черняев Е.С. Первый опыт транспорта глубоководных гидратов метана в негерметичном контейнере // Океанология. 2001. Т.51. №2. С. 376-382.

25. Егоров В.Н., Артемов Ю.Г., Гулин С.Б. Метановые сипы в Черном море: средообразующая и экологическая роль / Севастополь: НПЦ ЭКОСИ-Гидрофиизка, 2021. 405 с.

26. Епифанов В.П. Механика разрушения льда в зависимости от температуры и скорости нагружения // Изв. АН СССР. Механика твердого тела. 1984. №2. С. 188-196.

27. Ершов Э.Д., Лебеденко Ю.П., Чувилин Е.М., Истомин В.А., Якушев B.C. Особенности существования газовых гидратов в криолитозоне // Док. АН СССР. 1991. Т.321. №4. С. 788-791.

28. Ершов Э.Д., Лебеденко Ю.П., Чувилин Е.М., Истомин В.А., Якушев B.C. Проблемы устойчивости газовых залежей в криолитозоне // Вестник МГУ. Сер. 4. Геологическая. 1992. №5. С.82-89.

29. Ершов Э.Д., Лебеденко Ю.П., Чувилин Е.М., Якушев B.C. Экспериментальное изучение строения агломерата лед – гидрат метана // Инженерная геология . 1990. №3. С. 38-44.

30. Ефремов А.Г., Андреева М.В., Левшенко Т.Вл. и др. О газах и осадках Байкала // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Реф. сб.: ВНИИГазпром, 1980. Вып.2. С. 15-23.

31. Затягалова В.В. О некоторых особенностях естественных выходов углеводорода в восточной части Азово-Черноморского бассейна //

Современные проблемы дистанционного зондирования Земли из космоса. 2021. Т.9. №4. С. 194-201.

32. Истомин В.А. Физико-химические исследования газовых гидратов: проблемы и перспективы. М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 2000. 71 с.

33. Истомин В. А., Квон В.Г., Якушев B.C. Инструкция по инженерным методам расчета условий гидратообразования. М.: ВНИИГАЗ, 1989. 85 с.

34. Истомин В.А., Якушев B.C. Газовые гидраты в природных условиях. М.: Недра, 1992. 236 с.

35. Истомин В.А., Якушев B.C., Махонина H.A., Квон В.Г., Чувилин Е.М. Эффект самоконсервации газовых гидратов // Газовые гидраты. Приложение к журналу Газовая промышленность. 2006. Спецвыпуск. С. 36.

36. Карслоу Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. М.: Наука, 1964.

37. Катц Д.Л. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М.: Недра, 1965. 675 с.

38. Клерке Ж., Земская Т.И., Матвеева Т.В. и др. Гидраты метана в поверхностном слое глубоководных осадков озера Байкал // Докл. РАН. 2003. Т.393. №6. С. 822-826.

39. Клерке Я., Земская Т.И., Хлыстов О.М., Гранин Н.Г., Батист М. Газогидраты пресноводного океана // ДАН. 2003. Т.393. №6. С. 822-826.

40. Круглякова Р.П., Круглякова М.В., Шевцова Н.Т. Геолого-геохимическая характеристика естественных проявлений углеводородов в Черном море // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2009. №1. С 37-51.

41. Кузнецов Г.В., Шеремет М.А. Разностные методы решения задач теплопроводности Томск. Изд-во ТПУ, 2007. с. 172.

42. Кузнецов Ф.А., Дядин Ю.А., Родионова Т.В. Газовые гидраты -неисчерпаемый источник углеводородного сырья // Российский химический журнал. 1997. №6. С. 28-34.

43. Кузнецов Ф.А., Истомин В.А., Родионова Т.В. Газовые гидраты: исторический экскурс, современное состояние, перспективы исследований // Рос. Хим. Журн. 2003. Т.47. №3. С. 5.

44. Кузьмин М.И., Калмычков Г.В., Гелетий В.А. и др. Первая находка газогидратов в осадочной толще озера Байкал // Докл. РАН, 1998. Т.362. №4. С. 541-543.

45. Кутателадзе С.С., Накоряков В.Е. Тепломассообмен и волны в газожидкостных системах. Новосибирск: Наука, 1984.

46. Кутепов A.M., Полянин А.Д., Запрянов З.Д., Вязьмин A.B., Казенин Д.А. Химическая гидродинамика. М.: Квантум, 1996. 336 с.

47. Кэрролл Дж. Гидраты природного газа. М.: ЗАО Премиум Инжиниринг, 2007. 316 с.

48. Ларионов В.Р., Федосеев С.М., Иванов Б.Д. Перспективы практического использования газовых гидратов в горном деле. Якутск, 1993. 224 с.

49. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М.: Государственное Издательство физико-математической литературы, 1959. 700 с.

50. Ломоносова A.M., Чекановский А.Л. О газах, выделяющихся со дна Байкала//Тр. ВСОРГО. Иркутск, 1897. №1. С. 137-145.

51. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. М.: Недра. 1985. 208 с.

52. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. М.: Недра. 1974. 208 с.

53. Макогон Ю.Ф. Природные гидраты: открытие и перспективы // Газовая промышленность. 2001. №5. С. 10-16.

54. Макогон Ю.Ф. Условия образования гидратов при транспорте газа с t < 0 °С // ЭИ Мингазпрома. 1969. №17 (243). С. 10-17.

55. Макогон Ю.Ф., Саркисьянц Г.А. Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорте газов. М.: Недра, 1966. 187 с.

56. Макогон Ю.Ф., Холдич С., Макогон Т.Ю. Кинетика и морфология вторичных кристаллов газовых гидратов // Газовые гидраты. Приложение к журналу Газовая промышленность. 2006. Спецвыпуск. С. 51.

57. Манаков А.Ю., Дядин Ю.А. Газовые гидраты при высоких давлениях // Рос. хим. ж. 2003. Т.17. №3. С. 28-42.

58. Матвеева Т.В., Соловьев В.А. Газовые гидраты Охотского моря: закономерности формирования и распространения // Рос. Хим. Ж. 2003. Т.47. №3. С. 101-111.

59. Мельников В.И., Нестеров А.Н., Поденко JI.C., Решетников A.M., Шаламов В.В. Метастабильные состояния газовых гидратов при давлениях ниже давления равновесия лед-гидрат-газ // Криосфера земли. Новосибирск. T.XV. №4. 2021. С. 80-83.

60. Мельников В.П., Нестеров А.Н., Решетников A.M. Диссоциация газовых гидратов при атмосферном давлении // Газовые гидраты. Приложение к журналу Газовая промышленность. 2006. Спецвыпуск. С. 55.

61. Мельников В.П., Нестеров А.Н., Решетников A.M. Особенности диссоциации газовых гидратов при температурах ниже 273 К // Сборник материалов Всероссийской научно-практической конференции. Теоретические и практические аспекты исследований природных и искусственных газовых гидратов. Якутск, 2021. С. 120.

62. Мельников В.П., Нестеров А.Н. Применение ПАВ в технологиях транспорта и хранения природного газа в форме газогидратов // Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья. Материалы межд. конф. 2004. С. 98-99.

63. Мусакаев Н.Г., Уразов P.P., Шагапов В.Ш. Динамика образования гидратов при транспортировке природного газа // Теплофизика и аэромеханика. 2006. Т. 13. №2. С. 295-302.

64. Назмутдинов Ф.Ф., Хабибуллин И.Л. Математическое моделирование десорбции газа из газового гидрата // Изв. РАН. МЖГ. 1996. №5. С. 118-125.

65. Нестеров А.Н. Применение поверхностно – активных веществ для интенсификации процессов образования гидратов в технологиях транспорта и хранения газа // Современное состояние газогидратных исследований в мире и практические результаты для газовой промышленности. М.: ООО ИРЦ Газпром. 2004. С. 66-76.

66. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. 4.1. М.: Наука, 1987.

67. Обжиров А.И., Казанский Б.А., Мельниченко Ю.И. Эффект звукорассеяния придонной воды в краевых частях Охотского моря // Тихоокеанская геология. 1989. №2. С. 119-121.

68. Обжиров А.И., Коровицкая Е.В., Пестриков Н.Л., Телегин Ю.А. Нефтегазоносность и газогидраты в охотском море // Подводные исследования и робототехника. 2021. №2 (14). С. 55-62.

69. Паллас П.С. Путешествие по разным провинциям Российского государства. 4.II. СПб, 1788. 624 с.

70. Паундер Э. Физика льда. М.: Мир, 1967. 190 с.

71. Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю., Высоцкий В.И., Морариу Д. Формация Баккен: геология, нефтегазоносность и история разработки // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2021. Т.8. №2.

72. Решетников A.M. Экспериментальное изучение метастабильных состояний при диссоциации газовых гидратов ниже температуры 273 К. Дис. к-та. техн. наук. Тюмень, 2021. 123 с.

73. Родионова Т.В., Солдатов Д.В., Дядин Ю.А. Газовые гидраты в экосистеме Земли // Химия в интересах устойчивого развития. 1998. Т.6. №1. С. 51-74.

74. Самарский A.A. Теория разностных схем М.: Наука, 1977. с. 656.

75. Стромберг А.Г., Семечко Д.П. Физическая химия: М.: Высш. шк., 2001.

76. Тазетдинов Б.И. Безфронтальная схема разложения метастабильного газогидрата // Восемнадцатая Всероссийская научная конференция студентов-физиков и молодых ученых. Сборник тезисов. Красноярск, 2021. С. 718-719.

77. Тазетдинов Б.И. Всплытие газового пузырька, сопровождаемое образованием гидрата // Дифференциальные уравнения и смежные проблемы. Труды международной научной конференции. Стерлитамак, 2021. С. 139-143.

78. Тазетдинов Б.И. Всплытие газогидратной частицы, сопровождаемое ее разложением // Информационные технологии в обучении и моделировании. Материалы IX Всероссийской научно-методической конференции. Бирск, 2021. С. 51.

79. Тазетдинов Б.И. К теории объяснения эффекта аномальной консервации газогидрата // XXX Сибирский теплофизический семинар. Всероссийская школа-конференция молодых ученых. Тезисы докладов. Новосибирск. 2021. С. 109.

80. Тазетдинов Б.И. Математическое моделирование процесса разложения метастабильного газогидрата в диффузионном режиме // Актуальные проблемы современной механики сплошных сред и небесной механики. Материалы II Всероссийской молодежной научной конференции. Томск, 2021. С. 135-138.

81. Тазетдинов Б.И. О проблеме аномальной консервации газогидратов // Актуальные проблемы физики. Материалы Всероссийской молодежной научной школы. Ростов-на-Дону, 2021. С. 64-65.

82. Тазетдинов Б.И. О теории разложения метастабильного газогидрата при положительной температуре // Многофазные системы: теория и приложения. Материалы V Российской научной конференции аспирантов и студентов. Уфа, 2021. С. 147-149.

83. Тазетдинов Б.И. Образование газогидрата на поверхности газового пузырька при его всплытии // Актуальные проблемы в науке и технике. Сборник научных трудов Восьмой Всероссийской зимней школы-семинара аспирантов и молодых ученых (с международным участием). Т.З. Естественные науки. Уфа, 2021. С. 291-293.

84. Тазетдинов Б.И. Разложение газогидратной частицы при всплытии в воде // Современные проблемы науки и образования в техническом вузе. Материалы всероссийской научно-практической конференции. Стерлитамак, 2021. С. 36-39.

85. Тазетдинов Б.И. Фронтальная схема разложения метастабильного гидрата при отрицательных температурах // Прикладная информатика и компьютерное моделирование. Материалы Всероссийской научно-практической конференции. Уфа, 2021. С. 33-35.

86. Тазетдинов Б.И. Численное моделирование разложения метастабильного газогидрата при отрицательной температуре // Суперкомпьютерные технологии математического моделирования. Тезисы докладов международной конференции. Якутск: Медиа-холдинг Якутия, 2021. С. 93-96.

87. Тазетдинов Б.И., Насыров A.A. Моделирование процесса разложения метастабильного газогидрата при положительной температуре // Наука в школе и в вузе. Материалы Республиканской научно-практической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов. Бирск, 2021. С. 133— 135.

88. Тимошенко С.П., Гудьер Дж. Теория упругости. М.: Наука, 1979. 560 с.

89. Тихонов А.Н., Самарский A.A. Уравнения математической физики. М.: Изд-во МГУ, 2004. 798 с.

90. Тохиди Б., Андерсон Р., Масуоди А, Арджманди Дж., Бургас Р., Янг Дж. Газогидратные исследования в университете Хериот-Ватт (Эдинбург) // Рос. хим. ж. 2003. T.XLVII. №3. С. 49-58.

91. Цыпкин Г.Г. Течения с фазовыми переходами в пористых средах. М: Физматлит, 2009. 232 с.

92. Черский Н.В., Царев В.П. Газогидратное месторождение в устье реки Оленек // Исследования и рекомендации по совершенствованию разработки полезных ископаемых северных и восточных районов СССР. Якутск.: Кн. изд-во, 1974. 4.1. С. 54-60.

93. Черткова JI.B., Стунжас П.А. Геохимия газов Парамуширского подводного источника. Курильская островная дуга // Вулканология и сейсмология. 1990. №3. С. 35-50.

94. Чиглинцева A.C., Русинов A.A., Тазетдинов Б.И. Миграция газового пузыря в условиях Мирового океана // Обратные и некорректные задачи математической физики. Сборник тезисов докладов Международной конференции. Новосибирск, 2021. С. 235.

95. Чиглинцева A.C., Русинов A.A., Тазетдинов Б.И. Моделирование процесса миграции газовых пузырей в условиях гидратообразования на дне мирового океана // Наука, образование, общество: тенденции и перспективы. Сборник научных трудов по материалам Международной научно-практической конференции. Москва, 2021. 4.VII. С. 110-111.

96. Чувилин Е.М., Козлова Е.В., Петракова С.Ю. Кинетика разложения газогидратных образований в мерзлых породах при отрицательных температурах // Газовые гидраты. Приложение к журналу Газовая промышленность. 2006. Спецвыпуск. С. 47.

97. Шагапов В.Ш., Тазетдинов Б.И. К теории разложения метастабильного газогидрата // Теоретические основы химической технологии. 2021. Т.47. №4. С. 454-463.

98. Шагапов В.Ш., Тазетдинов Б.И. Моделирование динамики образования и разложения газогидратных частиц при их всплытии в воде // Вестник Самарского государственного университета. Естественнонаучная серия. Механика. 2021. 9/2 (110). С. 134-140.

99. Шагапов В.Ш., Тазетдинов Б.И., Нурисламов О.Р. К теории образования и разложения газогидратных частиц в процессе их всплытия в воде // Вестник томского государственного университета. Математика и механика. 2021. №6 (26). С. 106-113.

100. Шагапов В.Ш., Чиглинцева А.С., Русинов А.А., Тазетдинов Б.И. О динамике процесса миграции газовых пузырей в условиях гидратообразования // Modern! vymozenosti vedy – 2021. Materialy IX mezinarodni vedecko-prakticka konference. Praha, 2021. P. 23-26.

101. Шагапов В.Ш., Чиглинцева А.С., Сыртланов В.P. О возможности вымывания газа из газогидратного массива посредством циркуляции теплой воды // Прикладная механика и техническая физика. 2009. Т.50. №4.С. 100— 111.

102. Шахова Н.Е., Сергиенко В.И., Семилетов И.П. Вклад ВосточноСибирского шельфа в современный цикл метана // Вестник РАН. 2009а. Т.79. №6. С. 507-518.

103. Шостакович В.Б. Лед на озере Байкал // Лоция и физико-географический очерк озера Байкал / Ред. Ф.К. Дриженко. СПб. 1908. С.330-346.

104. Якушев B.C. Экспериментальное изучение кинетики диссоциации гидрата метана при отрицательных температурах // ЭИ ВНИИГазпрома. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1988. №4. С. 11-14.

105. Bourry С., Chazallon В., Charlou J.L., Donval J.P., Ruffine L., Henry P., Geli L., (^agatay M.N., Inane S. and Moreau M. Free gas and gas hydrates from the Sea of Marmara, Turkey: Chemical and structural characterization // Chemical Geology. 2009. V.264. P. 197-206.

106. Byong-Jae Ryu, Riedel M., Ji-Hoon Kima, Hyndman R.D., Young-Joo Lee, Bu-Heung Chung, Il-Soo Kimd. Gas hydrates in the western deep-water Ulleung Basin, East Sea of Korea // Marine and Petroleum Geology. 2009. V.26. P. 1483-1498.

107. Chiglintseva A., Shagapov V., Khasanov M., Tazetdinov B. Dissociation and formation of gas hydrate by heating and decompression // Proceedings of the 7th International Conference on Gas Hydrates. Edinburgh, Scotland, United Kingdom, 2021. Energy & Novel Technologies Paper ID 669 (электронная версия).

108. Circone S., Stern L.A., Pinkston J.C. and Durham W.B. Methane Hydrate Dissociation Rates at 0.1 MPa and Temperatures above 272 K. Gas Hydrates: Challenges for the Future (ed. by G.D.Holder and P.R.Bishnoi) // Annals of the New York Academy of Sciences. 2000. V.912. P. 544.

109. Cruise Report Rv Meteor Geomar M52/1 Margasch // Marine gas hydrates of the Black Sea. 2002. P. 134.

110. Davidson D. W., Garg S.K., Gough S.R., Handa Y.P., Ratcliffe C.I., Ripmeester J.A., Tse J.S., Lawson, W.F. Laboratory analysis of a naturally occurring gas hydrate from sediment of the Gulf of Mexico // Geochimica et Cosmochimica Acta. 1986. №50 (4). P. 619-623.

111. Energyfrom gas hydrates – assessing the opportunities and challenges for Canada. Report of the Expert Panel on Gas Hydrates. Ottawa: Council of Canadian Academies, 2008. 206 p.

112. Ershov E.D., Yakushev V.S. Experemental research on gas hydrate decomposition in frozen rocks // Cold Reg. Scr. Technol. 1992. V.20. P. 147-156.

113. Frost E. M., Deaton M. N. Gas hydrates and their relation to the operation of natural gas pipe lines. New York: Bur. Mines, 1946. 219 p.

114. Georgi J.G. Bemerkungen einer Reise im Rissishen Reichim Jahre. 1772, Bd. 2. SPb, 1775.

115. Gumerov N.A., Chahine G.L. Dynamics of bubbles in conditions of gas hydrate formation // Fluid Dynamics. 1992. №5. P. 664-669.

116. Hallbrucker A., Mayer E. Unexpectedly stable clathrate hydrates formed from microporous vapor-deposited amorphous solid water at low “external” guest pressures and their astrophysical implications // Icarus90. 1991. P. 176-180.

117. Hallbrucker A., Mayer E. Unexpectedly stable nitrogen, oxygen, carbon monoxide and argon clathrate hydrates from vapour-deposited amorphous solid water: an X-ray and two-step differential scanning calorimetry study // J. Chem. Soc. Parad. Trans. 1990. V.86 (22). P. 3785-3792.

118. Handa Y.P. Calometric study of naturally occurring gas hydrates // Ing. Eng. Chem. Res. 1988. №27 (5). P. 872-874.

119. Handa Y.P. Calorimetric determinations of the composition, enthalpies of dissociation and heat capacities in the range 85 to 270 K for clathrate hydrates of xenon and krypton // J. Chem. Thermodynamics, 1986. V.18. P. 891902.

120. Istomin V.A., Yakushev V.S. Gas-hydrates self-preservation effect // Physics and Chemistry of ice. Sapporo: Hokkaido University Press, 1992. P. 136140.

121. Klapproth A., Goreshnik E., Staykova D., Klein H., Kuhs W.F. Structural studies of gas hydrates // Can. J. Phys. 2003. V.81 (1-2). P. 503.

122. Kuhs W.F., Genov G., Staykova D.K., Hansen T. Ice perfection and onset of anomalous preservation of gas hydrates // Phys. Chem. Chem. Phys. 2004. P. 1-6.

123. Kuhs W.F., Genov G., Staykova D.K., Hansen T. Ice perfection and anomalous preservation of gas hydrates // Proc. of the 5th intern. Conf. on Gas Hydrates. Trondheim. Norway, 2005. V.l. P. 14-20.

124. Leifer I., MacDonald I. Dynamics of the gas flux from shallow gas hydrate deposits: interaction between oily hydrate bubbles and the oceanic environment // Earth and Planetary Science. 2003. Letters 210. P. 411-424.

125. Lerche Ian. Estimates of Worldwide Gas Hydrate Resources // Paper OTC 13036, presented at the 2001 Offshore Technology Conference in Houston. Texas. 2001.

126. Luo Y.T., Zhu J.H., Fan S.S., Chen G.J. Study on the kinetics of hydrate formation in a bubble column // Chemical Engineering Science. 2007. №62. P. 1000-1009.

127. MacDonald I. R., Leifer I., Sassen R. et al. Transfer of hydrocarbons from natural seeps to the water column and atmosphere // Geofluids. 2002. №2. P. 95-107.

128. Matsumoto R., Hiromatsu M., Sato M. Fluid flow and evolution of gas hydrate mounds of joetsu basin, eastern margin of japan sea: constraints from highresolution geophysical survey by auv // Proceedings of the 7th International Conference on Gas Hydrates (ICGH 2021). Edinburgh, Scotland, United Kingdom, 2021.

129. Mayer E., Hallbrucker A. Unexpectedly stable nitrogen and oxygen clathrate hydrate from vapor deposited amorphous solid water // J. Chem. Soc. Chem Commun. 1989. №12. P. 749-751.

130. Mayer E., Pletzer R. Amorphous ice. A microporous solid: astrophysical implications //J. Phys. Colloques. 1987. V.3 (48). P. 581-586.

131. Nakayama N., Ashi J., Tsunogai U., Gamo T., Tanahashi M. Sources of pore water in a tanegashima mud volcano inferred from chemical and stable isotopic studies // Geochemical Journal. Vol. 44. 2021. P. 561-569.

132. Owen N.A., Inderwildi O.R., King D.A. The status of conventional world oil reserves – Hype or cause for concern? // Energy Policy V.38. 2021. P. 4743-4749.

133. Professor Vodyanitsky. Cruise Report: Research Vessel 49th cruise. EROS-21: DANUBE Black Sea CRUISE, 1st LEG, 9 April – 5 May 1997. Brussels, Belgium, 1997. 166 p.

134. Professor Vodyanitsky. Cruise Report: Research Vessel. EROS-2000: Black Sea Pilot Study, 1st LEG, 17 July – 1 August 1995. Brussels, Belgium, 1995. 126 p.

135. Ramana M.V., Ramprasad T. Gas hydrate occurrence in the Krishna-Godavari Basin offshore, East coast of India // Author version: Explor. Product. 2021. V.8 (1). P. 22-28.

136. RehderG., Brewer P.W., PeltzerE.T., Friederich G. Enhanced lifetime of methane bubble streams within the deep ocean // Geophysical Research Letters. V.29. №15. 2002. P. 1731-1735.

137. Reits A. et al. Sources of fluids and gases expelled at cold seeps offshore Georgia, eastern Black Sea // Geochimica et cosmochimica acta. 2021. №75 (11). P. 3250-3268.

138. Takeya S., Yoneyama A., Ueda K., Mimachi H, Takahashi M., Sano K., Hyodo K., Takeda T., Gotoh Y. Anomalously Preserved Clathrate Hydrate of Natural Gas in Pellet Form at 253 K // J. Phys. Chem. C. 2021. V.l 16 (26). P. 13842.

139. Takeya S., Yoneyama A., Ueda K., Hyodo K., Takeda T., Mimachi H., Takahashi M., Iwasaki T., Sano K., Yamawaki H., Gotoh Y. Nondestructive Imaging of Anomalously Preserved Methane Clathrate Hydrate by Phase Contrast X-ray Imaging//J.Phys. Chem. C. 2021. V.l 15 (32). P. 16193.

140. Sauter E.J., Muyakshinb S.I. et al. Methane discharge from a deep-sea submarine mud volcano into the upper water column by gas hydrate-coated methane bubbles // 2006. №243. P. 1-36.

141. Schroeder W. Die Geschichte der Gashydrate. Stuttgart, 1925. 129 s.

142. Semiletov I, Shakhova N., Romanovsky V., Pipko I. Methane Climate Forcing and Methane Observation in the Siberian Arctic Land-Shelf System. World Resource Review. 2004. V.l6. №4. P. 503-541.

143. Semiletov I., Pipko I.I., Repina I.A., Shakhova N. Carbonate dynamics and carbon dioxide fluxes across the atmosphere-ice-water interfaces in the Arctic Ocean Pacific sector of the Arctic. Journal of Marine Systems. 2007. V.66. P. 204-226.

144. Shagapov V.Sh., Chiglintseva A.S., Rusinov A.A., Tazetdinov B.I. The mathematical model of process migration of the gas bubble accompanied by formation and dissociation of hydrate in the conditions of the world ocean // Abstract volume arctic ocean acidifcation Bergen. Norway, 2021. P. 37.

145. Shankar U., Sain K., Riedel M. Geothermal modeling for the base of gas hydrate stability zone and saturation of gas hydrate in the Krishna-Godavari basin, eastern Indian margin // Journal of the Geological Society of India. 2021. V.79. P. 199-209.

146. Shimada W., Takeya S., Kamata Y. et al. Mechanism of self-preservation during dissociation of methane clathrate hydrate // Proc. of the 5th Intern. Conf. on Gas Hydrates. Trondheim. Norway, 2005. V.l. P. 208-212.

147. Sloan E.D. and Koh C.A. Clathrate Hydrates of Natural Gases. Boca Raton: CRC Press Taylor & Francis Group, 2008.

148. Sloan E.D. Jr. Clathrate Hydrates of Natural Gases. Hong Kong: Marcel Dekker. Inc. 1997. 795 p.

149. Stern L. Kirby S., Durham W., Circone S., Waite W. Laboratory Synthesis of Pure Methane Hydrate Suitable for Measurement of Physical Properties and Decomposition Behavior. Chap. 25 // Natural Gas Hydrate in Oceanic and Polar Subaerial Environments: Kluwer Academic Publishers. 2000. P. 323-349.

150. Stern L., Circone S., Kirby S. and Durham W. Anomalous Preservation of Pure Methane Hydrate at 1 atm // J. Phys. Chem. B. 2001. V.105 (9). P. 1756-1762.

151. Stern L.A., Kirby S.H., Durham W.B. Peculiarities of methane hydrate formation and solid – state deformation, including possible superheating of water ice // Science. 1996. V.273. P. 1843-1848.

152. Stoces G.G. On the theories of the internal friction of fluids in motion and of the equilibrium and motion of elastic solids. Trans. Cambridge Phill. Soc., 1845. №8. P. 287-305.

153. Takeya S., Ebinuma T., Uchida T. et al. Self-preservation effect and dissociation rates of CH4 hydrate // J Cryst Growth. 2002. V.237-239. P. 379-382.

154. Takeya S., Shimada W., Kamata Y. et al. In situ x-ray diffraction measurements of the self preservation effect of CH4 hydrate // J Phys Chem A. 2001. V.105. №42. P. 9756-9759.

155. Takeya S., Uchida T., Nagano J. et al. Particle size effect of CH4 hydrate for self-preservation // Chem. Eng. Sei. 2005. V.60. P. 1383-1390.

156. Tohidi B., Anderson R., Clennell M.B., Burgass R.W. and Biderkab A.B. Visual Observationof Gas-Hydrate Formation and Dissociation in Synthetic Porous Media by Means of Glass Micromodels // Geology. 2001. 29 (9). P. 867870.

157. Van Rensbergen P., de Batist M., Klerkx J. et. al. Sublacustrine mud volcanoes and methane seps caused by dissociation of gas hydrates in Lake Baikal //Geology. 2002. V.30. №7. P. 631-634.

158. Volkhard S., Klaus W., Erwin S. RV Meteor Cruise Report M54/L1, M54/L2, M54/L3a b, Fluids and Subduction. Costa Rica, 2002. 238 p.

159. Shimada W., Takeya S., Kamata Y., Uchida T., Nagao J., Ebinuma T., Narita H. Texture Change of Ice on Anomalously Preserved Methane Clathrate Hydrate // J. Phys. Chem. B. 2005. V.109 (12). P. 5802.

160. Zhao Y., Xu H., Daemen L.L., Lokshin K., Tait K.T., Mao W.L., Luo J., Currier R.P., Hickmott D.D. High-pressure/low-temperature neutron scattering of gas inclusion compounds: Progress and prospects // Proceedings of the National Academy of Sciences. Toronto, 2007. V.l04 (14). P. 5727-5731.

Влажный газ — смесь сухого
газа и водяного пара. Относительной
влажностью газа называется отношение
количества паров воды, фактически
находящихся в газе при данных
t и P, к количеству паров, способных
удержаться в газе в состоянии
насыщения при тех же условиях. Температура,
при которой газ становится насыщенным
при данным давлении и количестве водяного
пара, называется точкой росы газа.
Влага
в сжиженных углеводородных газах
сильно осложняет эксплуатацию систем
газоснабжения из-за образования конденсата.
Водяные пары, находящиеся в газе, переходят
в жидкое состояние, а затем — в лед. Конденсат
сжиженного газа и ледяные пробки могут
закупоривать газопроводы, клапаны регуляторов
давления, запорную арматуру. Кроме того,
углеводороды с водой образуют кристаллогидраты,
которые также приводят к закупорке газопроводов.
Для предотвращения образования ледяных
пробок и кристаллогидратов необходимо
выполнение условия ? < 0,6 при низшей
расчетной температуре.

Гидраты природных
газов

Гидраты
— кристаллические вещества, образованные
ассоциированными молекулами углеводородов
и воды; они имеют кристаллическую структуру.
Свойства гидратов газов позволяют рассматривать
их как твердые растворы. Исследования
показали, что содержание водяного пара
в газообразной фазе в системе «газ —
гидрат» меньше, чем его содержание в системе
«газ — вода». Возникновение гидрата обусловлено
определенными давлением и температурой
при насыщении газа парами воды. Гидраты
распадаются после того, как упругость
паров воды будет ниже парциальной упругости
паров исследуемого гидрата. Гидраты природных
газов внешне похожи на мокрый спрессованный
снег, переходящий в лед. Скапливаясь в
газопроводах, они могут вызвать частичную
или полную их закупорку и тем самым нарушить
нормальный режим работы магистрали. Составы
гидратов выражаются формулами: CH4*6H2O,
C2H6*6H2O, C3H8*17H2O и др. В газопроводе очень
важно определить место образования гидратов.
Для этого необходимо знать состав и начальную
влажность газа, а также его давления и
температуру в газопроводе. При понижении
давления в газопроводе гидраты могут
образовываться при все более низких температурах.
Когда давление станет ниже некоторого
предела, гидраты смогут образовываться
при обычной температуре газа в газопроводе
– возникает опасность гидратной пробки.
После выпадения газ недонасыщен парами
воды, что эквивалентно снижению его точки
росы. При дальнейшем движении газа может
возникнуть еще одна гидратная пробка,
соответствующая этой новой точке.
Гидратообразование
— это процесс, возникающий при падениях
температуры и давления, что влечет за
собой уменьшение упругости водяных паров
и влагоемкости газа, а, вследствие чего
– образование гидратов.
Конденсат
образуется при понижении температуры
воздуха или грунта ниже определенного
уровня отрицательных температур. Его
образование зависит также от состава
сжиженных газов и соответственно от упругости
паров. Пары пропана при низком давлении
(до 5 кПа) образуют конденсат, когда их
температура понижается до -42°С, а н-бутана
— до -0,5°С. Смесь паров пропана и н-бутана
(например, ПБА) образует конденсат уже
при температуре -21°С (при избыточном давлении
0,3 МПа конденсация смеси наступает при
10°С).
Конденсация
паров сжиженных углеводородов
наблюдается в надземных газопроводах,
проложенных без специального подогрева
и утепления, а также в газопроводах среднего
и высокого давления на газонаполнительных
станциях и в резервуарных установках.
Для
предупреждения конденсации паров
и закупорки газопроводов необходимо
выполнять ряд мер:
– использовать сжиженные газы с повышенным
содержанием технического пропана;
– прокладывать газопроводы низкого
давления под землей, в зоне
положительных температур грунта;
– устраивать конденсатосборники
в низких точках подземного
газопровода;
– делать минимальными по протяженности
и утеплять цокольные вводы газопроводов
в здания;
– прокладывать в необходимых
случаях надземные газопроводы
с обогревающими спутниками в
обшей тепловой изоляции;
– делать минимальными газопроводы
высокого давления резервуарных
установок;
– предусматривать при их прокладке
возможность беспрепятственного
стока конденсата в резервуар.
Образовавшиеся
углеводородные гидраты можно разложить
подогревом газа, снижением его давления
или вводом веществ, уменьшающих
упругость водяных паров и тем самым
понижающих точку росы газа. Чаще всего
в этих целях применяется метанол (метиловый
спирт). Его пары с водяными парами образуют
растворы, переводящие водяные пары в
конденсат, который выделяется из жидкой
фазы (температура замерзания спирто-водного
раствора значительно ниже, чем воды).
Этот раствор затем удаляют вместе с тяжелыми
остатками.

При редуцировании давления газа
происходит снижение его температуры,
что приводит к возникновению
и отложению твердых кристаллогидратов
на поверхности клапана и седла регуляторов
давления, вследствие чего они перестают
работать, что может повлечь за собой полную
остановку всей ГРС.

Таблица
1. Состав транспортируемого товарного
газа

Так,
например:
При
транспорте газа образуются смешанные
гидраты, которые являются нестабильными
соединениями и при определенных
условиях (понижение давления, повышение
температуры) легко разлагаются
на газ и воду.
Для
определения зоны возможного гидратообразования
необходимо знать давление газа и его
температуру после редуцирования. На рис.1
представлен график границы гидратообразования
от температуры и давления насыщенного
парами воды природного газа [1].

Рис.1.
Зависимость гидратообразования от температуры
и давления насыщенного парами воды природного
газа

Условия
образования гидратов с различной
относительной плотностью можно
определить по графику [1] на рис.2.

Рис.2.
График гидратообразования для природных
газов с различной относительной плотностью.
Углеводороды
характеризуются максимальной температурой,
выше которой ни при каком повышении
давления нельзя вызвать гидратообразование
газов. Эта температура называется
критической температурой гидратообразования
и равна [1] ,⁰С: для метана 21,5; этана
14,5; пропана 5,5; н-бутана 2,5 ; изобутана
1.

2 Методы предупреждения
образования гидратов

1. Предупреждение образования гидратов
методом подогрева газа заключается
в том, что при сохранении
давления в газопроводе температура
газа поддерживается выше равновесной
температуры образования гидратов. В условиях
транспорта газа по магистральному газопроводу
этот метод неприменим, так как связан
с большими затратами энергии. Как показывают
расчеты, при больших объемах транспортируемого
газа может оказаться экономически целесообразно
охлаждать его (с учетом увеличения затрат
на более глубокую осушку газа), поскольку
это позволяет заметно увеличить пропускную
способность газопроводов, особенно газопроводов
с большим числом компрессорных станций.
Метод подогрева применяется на газораспределительны
станциях, где при больших перепадах давления
вследствие дроссельного эффекта температура
газа может значительно снижаться, в результате
чего обмерзают редуцирующие клапаны,
краны, диафрагмы и др.

2. Предупреждение образования гидратов
методом снижения давления заключается
в том, что при сохранении
температуры в газопроводе снижается
давление ниже равновесного давления
образования гидратов. Этот метод
возможен и при ликвидации
уже образовавшихся гидратов. Ликвидация
гидратных пробок осуществляется путем
выпуска газа в атмосферу через продувочные
свечи. После снижения давления необходимо
некоторое время для разложения гидратов.
Очевидно, что этот метод пригоден только
для ликвидации гидратных пробок при положительных
температурах. Иначе гидратная пробка
перейдет в ледяную. Поскольку минимальная
температура газа в магистральных газопроводе
близка к нулю, а равновесное давление
при этом для природного газа находится
в пределах 1,0—1,5 МПа, применение данного
метода в магистральных газопроводах
оказывается неэффективным. Метод снижения
давления применяется в аварийных случаях
для разложения гидратов в газопроводе
путем кратковременного уменьшения давления.
Конструктивно
подогреватели могут быть с прямым
и непрямым (с помощью промежуточного
теплоносителя) нагревом, и оснащены различными
комплектами автоматики и вспомогательными
устройствами.
Стоимость
подогревателей колеблется в диапазоне
от 1500 тыс. руб. до 3000 тыс. руб. и выше
в зависимости от теплопроизводительно ти,
пропускной способности и комплектации.
Данный способ наиболее распространен,
но требует значительных финансовых вложений.
Локальный
подогрев регуляторов осуществляют
путем обматывания корпуса электрическим
ленточным обогревателем. Стоимость
саморегулирующей нагревательной ленты
колеблется в диапазоне от 500 до 1000 руб.
за метр. При своей относительной экономической
выгоде, данный способ требует наличия
стороннего источника электроэнергии.

3. Ингибиторы, введенные в насыщенный
водяными парами поток природного газа,
частично поглощают водяные пары и переводят
их вместе со свободной водой в раствор,
который совсем не образует гидратов или
образует их при температурах более низких,
чем температура гидратообразования в
случае наличия чистой воды. В качестве
ингибиторов применяют метанол CH3OH, растворы
этиленгликоля (ЭГ), диэтиленгликоля (ДЭГ),
триэтиленгликоля (ТЭГ), хлористого кальция
СаСl2.Все углеводородные газы в реальных
условиях содержат водяной пар. Его количество
при заданных температуре и давлении газа
строго определенно. Насыщение газов водяным
паром возможно до предельного давления,
равного упругости насыщенного пара при
заданной температуре. Различают абсолютную
и относительную влажность газов.
Ввод
метанола в газопровод осуществляется
путем установки системы впрыска. Стоимость
данной установки составляет 200 — 250 тыс.
руб. плюс затраты на приобретение расходного
материала — метанола.
Кроме
того нужно учесть, что метанол
является очень сильным ядом, имеющим
кумулятивные свойства, т.е. может накапливаться
в организме. Даже незначительная концентрация
метанола в воздухе может привести к очень
сильному отравлению. Поэтому для обслуживающего
персонала метанольной установки потребуются
дополнительные средства защиты, а соответственно
и дополнительные затраты.

Кроме
вышеперечисленных способов, для
предотвращения гидратообразования могут
применять и другие: обогрев помещений,
где расположен узел редуцирования,
до необходимой температуры, установка
на регулятор подогревающей водяной
рубашки и т.д.
Все
эти способы требуют либо значительных
капиталовложений, либо посторонних
источников энергии. Кроме того, установка
дополнительного оборудования влечет
за собой повышение трудозатрат
по его обслуживанию.
Одной
из новинок ОАО «Завод «Старорусприбор»
стал регулятор давления газа РДУ-Т с теплогенератором,
сконструированный специально для предотвращения
гидратообразования. Применение регулятора
в технологических схемах ГРС, где возможно
отключение либо отказ от использования
подогреватлей газа, несет значительный
экономический эффект. Несомненным плюсом
РДУ-Т является то, что теплогенератор
работает без посторонних источников
энергии — за счет собственной кинетической
энергии газового потока.
Теплогенератор
работает по принципу вихревого разделения
потока газа. Холодная составляющая отводится
и сбрасывается в задний фланец регулятора,
что помогает за 6-8 минут нагреть теплогенератор
до температуры 40-50 °С. Температура нагрева
теплогенератора достаточна для предотвращения
обмерзания запорно-регулирующег устройства.
Регуляторы
давления РДУ-Т были установлены
в ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»,
ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»,
ОАО «Леноблгаз» на «проблемных»
объектах магистральных газопроводов,
где отсутствует узел подогрева
газа, в 2006 — 2007 г. За все время эксплуатации
регуляторы РДУ-Т не вызвали каких-либо
замечаний у обслуживающего персонала
ГРС. При температуре газа, располагающей
к образованию кристаллогидратов, регуляторы
оставались сухими, снежная шапка отсутствовала.
Во время проведения плановых ревизий
образований кристаллогидратов в исполнительных
механизмах регуляторов также не было
обнаружено.
Важным
достоинством регуляторов РДУ-Т
является то, что он не требует дополнительных
трудозатрат по обслуживанию. Для
работы теплогенератора необходим расход
газа, проходящего через него, в объеме
от 1000 м?/ч. Поэтому на малых расходах,
теплогенератор может быть выключен, а
РДУ-Т будет работать в режиме обычного
регулятора РДУ.
В
целом, учитывая современные реалии
эксплуатации ГРС, применение регулятора
РДУ-Т поможет решить целый комплекс проблем,
связанных с гидратообразованием. Надежность,
простота конструкции, видимый экономический
эффект делают регулятор РДУ-Т важной
составляющей узла редуцирования газораспределительны
станций.

2.1
Удаление гидратных
пробок и растепление
скважин

В
процессе подъема пластовой жидкости
по колонне лифтовых труб гидростатическое
давление уменьшается по мере ее перемещения
вверх. Если величина этого давления
становится ниже давления насыщения, из
пластовой жидкости выделяется попутный
газ. Часть его растворяется в пластовой
воде, неизбежном компоненте пластовой
жидкости. При температуре и давлении,
соответствующих равновесному состоянию
смеси, образуются кристаллогидраты углеводородов
и появляется кристаллическое вещество.
Метан, этан, пропан и бутан образуют кристаллогидраты
при отрицательной температуре, а при
повышенном давлении и положительной
температуре их возникновению способствует
наличие легких углеводородов и обводненность
скважины. Кристаллогидраты осаждаются
на стенках колонны лифтовых труб и в затрубном
пространстве. Прекращение эксплуатации
скважины способствует интенсивному образованию
кристаллогидратов. Этому процессу способствует
и понижение температуры пластовой жидкости
в полости скважины. Наиболее интенсивно
гидраты осаждаются на стенках труб в
интервале 100-900 м при любых способах эксплуатации
скважин – фонтанном, ЭЦН, ШГН.
Оборудования и материалы :
Колтюбинговая
установка; насосный агрегат; емкости
с промывочной и отработанной
жидкостями; нагревательная установка;
промывочная жидкость.

Описание технологии:

Для
удаления гидратных пробок существует
ряд методов, наиболее эффективным
из которых является промывка скважины
горячим соляным раствором (при
t = 70 – 80 °C). При использовании установок
с КГТ гидраты удаляют в результате подачи
технологической жидкости во внутреннюю
полость НКТ, если эксплуатацию скважины
проводят фонтанным способом, или с помощью
электроцентробежных насосов. Если скважина
оборудована штанговой скважинной насосной
установкой, то технология удаления гидратной
пробки резко усложняется. В этом случае
КГТ спускают в кольцевое пространство
между колонной НКТ и эксплуатационной.

Рис.
1. Схема оборудования при промывке
скважины нагретой технологической жидкостью

Наибольшие
затраты времени и энергетических
ресурсов требуются при проведении
работ по растеплению скважины, т.к.
имеет место образование массива
гидратов и льда, как в колонне
лифтовых труб, так и в кольцевом
пространстве эксплуатационной колонны.
В процессе удаления следует контролировать
температуру промывочной жидкости на
входе и выходе колтюбинговой трубы, а
также у устья скважины. Слишком низкая
температура восходящего потока свидетельствует
о наличии гидратов в кольцевом пространстве,
что чревато повторным образованием пробки
в колонне лифтовых труб, потерей циркуляции
и последующим прихватом колтюбинговой
трубы.
При наличии гидратной пробки
в подобной скважине для перемещения
колтюбинговой трубы по скважине
применяют эксцентричную планшайбу,
аналогичную планшайбам для спуска приборов
в кольцевое пространство. На отверстие,
предназначенное для ввода гибкой трубы,
устанавливают уплотнитель облегченной
конструкции.
Процесс удаления гидратной пробки
может быть ускорен путем включения
в работу штанговой насосной установки
одновременно с промывкой кольцевого
пространства. В этом случае остатки пробки
удаляются за счет потока технологической
жидкости, поступающей из затрубья через
скважинный насос во внутреннюю полость
НКТ. Для достижения подобного режима
работы необходимо обеспечить возможность
функционирования станка-качалки в процессе
спуско-подъемных операций с колтюбинговой
трубой.
Для
ликвидации гидратных пробок и растепления
скважин в составе комплекса
поверхностного оборудования должна быть
установка (подогреватель) для нагрева
технологической жидкости. Это может быть
или нагреватель проточного типа, или
емкость с необходимым запасом жидкости,
предварительно нагреваемой от внешнего
источника тепла (см. рис. 1.).
Наибольшие
затраты времени и энергетических ресурсов
требуются при проведении работ по растеплению
скважины. В данном случае имеет место
образование массива гидратов и льда,
как в колонне лифтовых труб, так и в кольцевом
пространстве эксплуатационной колонны.
Порядок
работ остается тем же, что и при удалении
песчаных пробок, однако темп их выполнения
снижается, поскольку ликвидация гидратной
или парафиногидратной проб­ки является
более энергоемким процессом. Технологическая
жидкость после взаимодействия с отложениями
гидратов уменьшает температуру и поднимается
вверх по кольцевому пространству между
КГТ и НКТ.
В
процессе удаления следует контролировать
температуру технологической жидкости
на входе и выходе КГТ, а также
у устья скважины. Слишком низкая
температура восходящего потока
свидетельствует о наличии гидратов в
кольцевом пространстве, что чревато повторным
образованием пробки в колонне лифтовых
труб, потерей циркуляции и последующим
прихватом колонны гибких труб.
После
спуска КГТ до уровня, где гидраты
отсутствуют, выполняется интенсивная
промывка НКТ технологической жидкостью
с целью гарантированного удаления гидратов
из кольцевого пространства.
К
наиболее сложным работам по растеплению
следует отнести ПРС скважин,
эксплуатируемых штанговыми скважинными
насосами. Штанги, расположенные в полости
лифтовой колонны (колонны НКТ), как правило,
снабжены скребками или центраторами,
что препятствует спуску в них колонны
гибких труб.
При
наличии гидратной пробки в подобной
скважине предусматривают выполнение
достаточно длительного и трудоемкого
ремонта. Если используют традиционный
агрегат подземного ремонта, то сначала,
применяя штанголовки, отвинчивают и извлекают
по частям колонну штанг, находящуюся
выше гидратной пробки. Далее спускают
колонну промывочных труб, промывают и
удаляют участок пробки как можно большей
длины, а затем повторно извлекают штанги.
По мере того, как извлечение штанг становится
затруднительным, вновь осуществляют
промывку и проводят последующее извлечение.
Этот процесс повторяют до тех пор, пока
колонна штанг не будет извлечена полностью.

После
удаления колонны штанг спускают
колонну промывочных труб и выполняют
длительную промывку скважины горячей
водой или нефтью. После растепления
пробки в кольцевом пространстве
и восстановления циркуляции по затрубью
либо поднимают колонну НКТ, либо спускают
штанговый насос и начинают эксплуатацию
скважины.
Возможным
способом доставки нагретой жидкости
теплоносителя в полость скважины
является спуск колонны гибких труб
в кольцевое пространство между
эксплуатационной и колонной НКТ. К настоящему
времени специалистами в ТПП “Когалымнефтега ”
накоплен уникальный опыт по проведению
подобных работ.
Для
перемещения КГТ по скважине применяют
эксцентричную планшайбу, аналогичную
планшайбам для спуска приборов в
кольцевое пространство. На отверстие,
предназначенное для ввода аппаратуры,
устанавливают уплотнитель облегченной
конструкции. Промывка скважины по существу
повторяет описанную выше технологию,
при которой КГТ размещают в НКТ. Отличие
заключается в длительности промывки
отдельных интервалов, поскольку требуется
не только удалить продукты, слагающие
пробку в кольцевом пространстве, но и
прогреть колонну НКТ настолько, чтобы
разложить гидрат, находящийся в ней. Все
эти операции не вызывают каких-либо проблем,
кроме одной – спуска и подъема КГТ в кольцевом
пространстве. Поскольку колонна НКТ располагается
в полости скважины произвольным образом
и форму ее оси существующими в настоящее
время методами и приборами определить
невозможно, существует риск защемления
колонны гибких труб.
Опасность
защемления усугубляется еще и тем,
что в процессе растепления увеличивается
температура колонны НКТ и
ее длина увеличивается. Поскольку
верхний и нижний концы закреплены
сверху планшайбой, а нижний еще
и защемлен пробкой, то удлинение
колонны сопровождается потерей устойчивости
и дальнейшим искривлением ее оси. Все
это приводит к радиальным смещениям этой
оси колонны и уменьшению величин зазоров
между ней и внутренней стенкой эксплуатационной
колонны. А это, в свою очередь, провоцирует
защемление КГТ, располагающейся в зазоре.
Из
сказанного следует, что выполнение
подобных работ, весьма эффективных, но
очень рискованных, в настоящее
время является не сферой техники, а
скорее основано на интуиции и мастерстве
операторов агрегатов КГТ, осуществляющих
ремонт.
Процесс
удаления гидратной пробки может
быть ускорен в результате включения
в работу штанговой насосной установки
одновременно с промывкой кольцевого
пространства. В этом случае остатки
пробки удаляются за счет потока технологической
жидкости, поступающей из затрубья через
скважинный насос во внутреннюю полость
НКТ. Для достижения подобного режима
работы необходимо использовать агрегат,
обеспечивающий возможность функционирования
станка-качалки в процессе спускоподъемных
операций с КГТ.
Такой
агрегат устроен следующим образом (рис.
2,а,б). На раме 24 транспортной базы 1
установлена рама агрегата 25, в средней
части которой размещен барабан 6 для колонны
гибких труб 5. Для укладки трубы на барабан
при наматывании и разматывании служит
укладчик 4.
За
кабиной водителя транспортной базы
1 располагается бак масляной системы
3, а рядом с ним (в транспортном
положении) – кабина оператора 2.
В рабочем положении последняя
находится на поворотной консоли
сбоку агрегата.
В
кормовой части агрегата расположен
эжектор 8, а под ним – герметизатор
устья 14 гибкой трубы 5. Эжектор 8
и герметизатор 14 находятся над устьем
скважины 22
с устьевым оборудованием, включающим
эксцентричную планшайбу 21 с уплотнением
18 устьевого штока 17 и шарнир 20.
Герметизатор
устья 14 снабжен криволинейным полым
элементом 16 (изогнутой трубой), установленной
ниже него. В низу криволинейного элемента
16 размещен дополнительный уплотнительный
узел 19. Герметизатор вместе с криволинейным
элементом 16 и дополнительным уплотнительным
узлом 19 шарниром 20 соединены с эксцентричной
планшайбой 21, установленной на устье
скважины 22. Внутренняя полость криволинейного
полого элемента 16 соединена с лубрикатором
15, обеспечивающим подачу смазывающей
жидкости. (В качестве лубрикатора применяют
стандартное устройство для подачи смазки
к узлам трения, широко используемое в
станочном оборудовании. Поэтому в настоящем
описании оно подробно не рассматривается.)
В
рабочем положении эжектор 8 опирается
на устье скважины 22, передавая на нее
усилие через криволинейный элемент 16,
корпус дополнительного уплотнительного
узла 19 и шарнир 20, смонтированный на эксцентричной
планшайбе 21.
Устьевой
шток 17 колонны штанг, приводящих в
действие скважинный насос, соединен траверсой
12 с канатной подвеской 11. Последняя, в
свою очередь, связана с головкой балансира
9 станка-качалки 10. (На схеме показана
только часть переднего плеча балансирного
станка-качалки.)
Механизм
установки эжектора 8 в рабочее
положение выполнен в виде гидравлического
подъемника, состоящего из стоек 7, шарнирно
соединенных с рамой 25 агрегата. Стойки
7 служат направляющими для подвижной
площадки 13, на которой смонтирован эжектор
8. Перемещение площадки 13 относительно
стоек 7 осуществляется гидравлическими
цилиндрами (последние на рис. 2. не показаны).
Рама 25 агрегата снабжена четырьмя аутригерами
23.
Для
нагнетания технологической жидкости
в колонну гибких труб в процессе
проведения операций подземного ремонта
агрегат оборудован насосами. Они
расположены вдоль борта транспортной
базы и имеют гидропривод. Питание исполнительных
органов гидропривода обеспечивается
блоком насосов, приводимым в действие
от коробки отбора мощности ходового двигателя
транспортной базы агрегата.
Работа
агрегата осуществляется следующим образом.
После прибытия на место из транспортного
положения агрегат переводят в рабочее,
для чего стойки 15 поднимаются гидроподъемниками
в наклонное положение (см. рис. 2,а), а площадка
13 устанавливается на высоте, обусловленной
конкретными размерами и высотой устья
22 обслуживаемой скважины. Эжектор 8 вместе
с герметизатором устья 14 и криволинейным
элементом 16 с дополнительным уплотнительным
узлом устанавливаются на шарнире 20оборудования
устья скважины. Кабина машиниста 2, укрепленная
на консоли, поворачивается на 90 °(см. рис.
2,б). При этом из кабины хорошо видны и
барабан 6 с укладчиком 4, и зона устья скважины
с эжектором 8 и герметизатором 14 устья.
В
процессе работы агрегата гибкая труба
5 с барабана 6 через укладчик 4 направляется
в эжектор 8 и подается им в герметизатор
14. При подъеме трубы укладчик 4 обеспечивает
равномерную намотку трубы 5 на барабан
6.

Рис2. Установка для спуска КГТ
в кольцевое пространство. Вид:
а – сбоку, б – сверху

При спуске гибкая труба 5, выходящая
из эжектора 8, через герметизатор 14 направляется
в изогнутую трубу 16, дополнительный уплотнительный
узел 19 и попадает в полость скважины 21.
В процессе перемещения по изогнутой трубе
16 происходит упругое деформирование
гибкой трубы 5. Это обеспечивается соответствующим
подбором соотношения радиуса кривизны
изогнутой трубы и радиуса гибкой трубы.
Например,
при использовании в качестве
материала гибкой трубы малоуглеродистой
стали радиус кривизны составляет 12
– 13 м.

Для
уменьшения сил трения, возникающих
при перемещении гибкой трубы внутри изогнутой
трубы, ее внутренняя полость заполнена
смазкой, которая подается лубрикатором
15. Истечению смазки из полости гибкой
трубы препятствуют герметизатор устья
14 и дополнительное уплотнение 19.
При
выходе гибкой трубы из дополнительного
уплотнения 19 ее ось приобретает прямолинейную
форму в силу упругих свойств материала,
из которого она изготовлена. Труба 5 спускается
в кольцевое пространство между эксплуатационной
колонной и НКТ. Спуск гибкой трубы сопровождается
прокачиванием через нее технологической
жидкости, обеспечивающей промывку полости
скважины и прогрев НКТ. После промывки
ледяной (гидратной) пробки и прогрева
колонны НКТ проводится запуск привода
штангового скважинного насоса (балансирный
станок-качалка 10). При этом головка балансира
9 начинает качаться и перемещать канатную
подвеску 11 вместе с устьевым штоком 17.
В результате штанговый скважинный насос
начинает откачку пластовой жидкости,
которая поднимается по внутренней полости
НКТ.
Конструкция
предлагаемого устройства позволяетэксплуатиро ать
скважину штанговым насосом и одновременно
осуществлять промывку кольцевого пространства
технологической жидкостью до тех пор,
пока скважина не выйдет на стационарный
режим. Далее, не прекращая работы скважинного
насоса, проводится подъем колонны гибких
труб, демонтируется эжектор, и агрегат
подземного ремонта удаляется со скважины.

2.2
СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ
ОБРАЗОВАНИЯ ГАЗОГИДРАТНЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

Автор(ы):
Шарифуллин Р.Я.; Дыбленко В.П.; Усенко В.Ф.
Патентообладатель(и):
Шарифуллин Ришат Яхиевич

Изобретение
относится к нефтегазодобывающей
промышленности и может быть использовано
при разработке нефтяных месторождений,
а также газовых и газоконденсатных,
осложненных газогидратообразовани м,
отложениями парафина, солей, может также
быть использовано при сборе, подготовке
и транспортировке нефти, газа и газоконденсата.
Известны
способы предотвращения гидратообразования
путем повышения температуры
или изменения давления. Недостатками
известных способов являются очень большие
затраты энергии, большие технические
и технологические сложности, связанные
с расположением забойных нагревателей
в скважине и подводом к ним энергии, несовместимость
с определенными технологическими процессами
освоения и добычи продукции из скважин.
Прототипом
является способ предотвращения образования
газогидратных отложений в нефтяных
и газовых скважинах [1] включающий
определение глубины расположения
начала зоны возможного газогидратообразовани
и введение в движущиеся потоки ингибиторов
гидратообразования.
Недостатками
данного способа являются недостаточно
высокая эффективность предотвращения
образования твердых газогидратных
отложений в стволах нефтедобывающих
скважин, большие материальные затраты,
связанные с высокой стоимостью и значительным
общим расходом высокоэффективных ингибиторов
(типа метанола), необходимостью создания
и использования сложных систем регенерации
насыщенных растворов и систем сбора ингибитора
с целью уменьшения безвозвратных потерь,
их высокая токсичность, ограниченные
технологические возможности применения
относительно недороги
и т.д……………..