/
Автор: Коротаев Ю.П. Ширковский А.И.
Теги: газовая промышленность скважины нефтегазовое производство нефтегазодобыча
Год: 1984
Текст
Ю.П.КОРОТАЕВ,
А.И.ШИРКОВСКИИ
ДОБЫЧА, ТРАНСПОРТ
И ПОДЗЕМНОЕ
ХРАНЕНИЕ ГАЗА
Допущено
Министерством высшего и среднего
специального образования
СССР в качестве учебника для студентов вузов,
обучающихся по специальности
«Технология и комплексная механизация
разработки нефтяных и газовых месторождений»
, ТИИ.-П1-
ФИЛИ,!.: ' ГТу
В ! Vc;tHCKt
Hn:i Xi
МОСКВА „НЕДРА” 1984
Глава I
СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ
СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
§ 1. СОСТАВ И КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Природные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и
газоконденсатных месторождений, состоят из углеводородов
гомологического ряда метана (СпН2п+2), а также неуглеводо-
)одных компонентов: азота (N2), углекислого газа (СО2), се-
роводорода (H2S), редкоземельных (инертных) газов (гелия,
аргона, криптона, ксенона), ртути. Число углеродных атомов п
в молекуле углеводородов может достигать 17 и более.
Метан (СН4), этан (С2Н6) и этилен (С2Н4) при нормаль-^
ных условиях (р = 0,1 МПа и 7’=273 К) являются реальными “
газами.
Пропан (СзНв), пропилен (СзН6), изобутан (i-C4H10), нор-
мальный бутан (л-С4Ню)> бутилены (С4Нв) при атмосфер-
ных условиях находятся в парообразном (газообразном) со-
стоянии, при повышенных давлениях — в жидком. Они входят
в состав жидких (сжижаемых, сжиженных) углеводородных
газов. ,
Углеводороды начиная с изопентана (i=CsHi2) и более тя-
желые (17>п>5) при атмосферных условиях находятся в жид-
ком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции. Угле-
водороды, молекула которых состоит из 18 и более атомов
углерода (от С^Нзз), расположенных в одну цепочку, при ат-
мосферных условиях находятся в твердом состоянии.
Ниже приведены составы сухого газа, сжиженных газов и
газового бензина.
) Компоненты Смесь
Метан, этилен, этан.................... Сухой газ
Пропан, пропилен, изобутан, нормальный бу-
тан, бутилены.........................Сжиженный газ
Изопентан, нормальный пентан, амилены, гек-
сан .................................. Бензин
Природные газы подразделяются на три группы 1. Сухой
газ, свободный от тяжелых углеводородов, добываемый из чи-
сто газовых месторождений. 2. Смесь сухого газа, пропан-бу-
тановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина,
добываемые вместе с нефтью. 3. Сухой газ и жидкий углеводо-
родный конденсат, добываемые из газоконденсатных место-
рождений. Углеводородный конденсат состоит из большого
числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить
1* 3
бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тя-
желые масляные фракции.
В табл. 1.1, 1.2, 1.3 приведены составы природных газов не-
которых чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных место-
рождений.
Таблица 1.1. Объемная доля природных газов, добываемых из чисто газовых
месторождений (в %)
Месторождение £ о к <5 X О X и ев + еч Х^ N, +'R •• 1 о о И X Относитель- ная плот- ность
Северо-Ставропольское 98,90 0,29 0,16 0,050 0,40 0,20 0,56
Березовское 95,10 1,10 0,30 0,070 0,03 3,00 0,40 — 0,58
Медвежье * 98,78 0,10 0,02 0,00 — 1,00 0,10 — 0,56
Заполярное * 98,60 0,07 0,02 0,01 0,01 1.П 0,18 — 0,56
Уренгойское * 97,84 0,10 0,03 0,02 0,01 1,70 0,30 — 0,56
Шатлы кское 95,58 1,99 0,35 0,100 0,05 0,78 1,15 — 0,58
* Сеноманская залежь.
*' R — инертине газы (гелий, аргон, криптон, ксенон).
Искусственные газы получают из твердых топлив в газо-
генераторах, ретортах, различных печах при высоких темпе-
ратурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.
В табл. 1.4 даны примерные составы газов, получаемых при
переработке нефти, а в табл. 1.5 — состав искусственных газов,
получаемых при неполном сгорании различных топлив.
Таблица}1.2. Объемная доля природных газов, добываемых из газоконденсатных
месторождений (в % )
Месторождение сн, С,Н. с3н„ С.Н.о саН12+в
Шебелинское 92,00 4,00 1,10 0,52 0,26
Вуктыльское 74,80 8,70 3,90 1,80 6,40
Оренбургское 84,00 5,00 1,60 0,70 1,80
Уренгойское:
БУ-8 88,28 5,29 2,42 1,00 2,52
БУ-14 82,27 6,56 3,24 1,49 5,62
Надымское 75,11 8,62 3,90 1,44 10,20
Юбилейное 79,47 9,06 4,43 1,64 4,38
Заполярное, БТ-5 79,41 6,12 4,16 2,39 7,33
Варьеганское 70,35 6,48 7,33 2,88 10,04
Астраханское 58,86 1,88 0,60 0,23 0,12
4
Продолжение табл. 1.2
Месторождение N,+ R СО, H,S Относитель- ная плотность
Шебелннское 2,00 0,12 __ 0,606
Вуктыльское 4,30 0,10 — 0,882
Оренбургское Уренгойское: 3,5—4,9 0,5—1,7 1,3-5,0 0,68—0,70
БУ-8 0,48 0,01 — 0,707
БУ-14 0,32 0,50 0,813
Надымское 0,38 0,35 0,876
Юбилейное 0,48 0,54 —. 0,794
Заполярное, БТ-5 0,42 0,17 « 0.880
Варьеганское 2,71 0,21 0,907
Астраханское 0,81 11,00 26,5 0,855
Таблица 1.3. Объемная доля нефтяных газов (а %)
Месторождение X о X X d X <5 ев + х4 о* и + Z 8" X Относи- тельная плотность
Бавлинское 35,0 20,7 19,9 9,8 5,8 8,4 0,4 — 1,181
Мухановское 30,1 20,2 23,6 10,6 4,8 6,8 1,5 2,4 1,186
Ишимбайское 42,4 12,0 20,5 7,2 3,1 11,0 1,0 2,8 1,046
Ромашки некое 38,8 19,1 17,8 8,0 6,8 8,0 1,5 — 1,125
Самотлорское, Б-8 53,4 7,2 15,1 8,3 6,3 9,6 0,1 — 1,010
Узеньское, XIII 50,2 20,2 16,8 7,7 3,0 2,3 —— — 1,010
Жетыбайское, XIII 63,9 16,2 8,1 5,1 5,1 1,2 0,4 — 0,827
Таблица 1.4. Объемная доля газов, получаемых при переработке нефти (в %)
Компонент Газ
крекинга жидкофазный крекинга парофаэимй пиролиза
Водород 6,0 8,0 15,0
Окись углерода 0,5 —. 0,5
Метан 30,5 32,0 45,0
Этан этилен 22,5 26,0 24,0
Пропан 15,0 6,0 1,0
Пропилен 7,5 15,0 8,0
Бутан 6,0 2,0 0,2
Бутилен 6,0 6,0 2,8
Пентан + амилен 6,0 5,0 3.5
Итого 100,0 100,0 100,0
5
Таблица 1.6. Физико-химические свойства алканов
Показатели Метан Этан Пропан Изобутан Нормаль- ный бутан Изопентан Нормаль- ный пентан Гексан
Химическая формула Молекулярная масса Массовая доля углерода, % Газовая постоянная, Дж/(кг-К) Температура плавления при сн4 16 043 74,87 521 —182,5 СзН. 30,070 79,96 278 —172,5 CjHg 44,097 81,80 189 —187,5 i-C4H10 58,124 82,66 143 —145,0 п-С4Н10 58,124 82,66 143 —135,0 i-CjHn 72,151 83,23 115 —160,6 n-CjH12 72,151 83,23 115 —129,7 С.н14 86,178 83,62 96 —95,5
0,1013 МПа, °C Температура кипения при 0,1013 МПа, °C —161,3 —88,6 —42,2 —10,1 —0,5 +28,0 +36,2 + 69,0
Критические параметры: температура, К давление абсолютное, МПа плотность, кг/м8 удельный объем, м8/кг Плотность газа при 0,1013 МПа 190,7 4,7 162,0 0,0062 0,717 306,2 4,9 210,0 0,0047 1,344 369,8 4,3 225,5 0,0044 1,967 407,2 3,7 232,5 0,0043 2,598 425,2 3,8 225,2 0,0044 2,598 461,0 3,3 3,220 470,4 3,4 232,0 0,0043 3,220 508,0 3,9 3,880
и 0°С, кг/м8 Относительная плотность газа 0,5545 1,038 1,523 2,007 2,007 2,488 2,488 2,972
по воздуху Удельный объем газа при 0,1013 1,400 0,746 0,510 0,385 0,385 0,321 0,321 0,258
МПа и 0° С, м8/кг Плотность в жидком состоянии при температуре кипения и 0,1013 МПа, кг/м8 416 546 585 582 (при 0°С) 600 (при 0°С) 625 637 664
Удельная теплоемкость при 0,1013 МПа и 273 К, Дж/(кг- К): газа при постоянном давлении 2220 1729 1560 1490 1490 1450 1450 1410
с₽ , газа при постоянном объеме су Отношение теплоемкостей газа 1690 1,310 1430 1,198 1350 1,161 1315 1,144 1315 1,144 1290 1,121 1290 1,121 1272 1,113
ср/с0 при 273 К (0 °C) Теплота испарения при 0,1013 570 490 427 352 394 357 341 341
МПа, кДж/кг Теплота плавления при 0,1013 60,8 95,2 80,1 77,6 75,5 70,9 46,3 151,5
МПа, кДж/кг
П р о Л о л ж е н и е
8
Таблица 1.7. Основные физико-химические свойства алкенов
Показатели Этан Пропан Бутен Изобутен
Химическая формула С,Н4 СзН, с4н, I = С4Н,
Молекулярная масса 28,054 42,081 56,108 56,108
Массовая доля углерода, % 85,63 85,63 85,63 85,63
Температура плавления при 0,1013 МПа, °C —169,4 -185,2 — —
Температура кипения прн 0,1013 МПа, °C —103,8 —47,0 + 1.4 —6,0
Газовая постоянная, Дж/(кг-К) 296,5 197,5 148,4 148,4
Критическая температура, “С 9,5 92,3 151,0 150,7
Критическое давление абсолютное, МПа 50,6 46,5 34,0 —
Плотность при 288 К и ОД 013 МПа, 1,1951 1,3003 2,3723 2,3723
Относительная плотность газа по воз- духу 0,9748 1,450 1,935 1,935
Плотность в жидком состоянии при температуре кипения и 0,1013 МПа, кг/м8 Удельная теплоемкость газа при 0,1013 МПа и 273 К. кДж/(кг-К): 566 609 636 620
при постоянном давлении 1,68 1,64 1,54 1,60
при постоянном объеме 1,34 1,44 1,45 1,46
Отношение теплоемкостей газа CJCv при 0 °C 1,25 1.17 1,10 1,10
Теплота испарения при 0,1013 МПа, кДж/кг Теплота сгорания при 0,1013 МПа, МДж/ кг: 502 452 411 398
высшая 49,8 48,6 48,2 48,2
низшая Теплота сгорания при 0,1013 МПа, МДж/м8: 46,9 45,9 45,3 45,0
высшая 60,0 87,0 114,6 114,6
низшая 56,0 81,3 108,0 107,0
Количество воздуха для сжигания 1 м8 газа, м8/м8 Предел взрываемости с воздухом, об. 15,285 21,429 28,571 28,571
низший 3,2 2,2 1.7 1,7
высший 34,0 9,7 9,0 9,0
Температура воспламенения в воздухе 475—550 — — —
Теоретическая температура горения, °C 2240 2200 2200 —
Коэффициент динамической вязкости при 273 К и 0,1013 МПа, мкПа-с 9,4 7,8 7,5 8,0
9
Таблица 1.8. Физико-химические свойства неуглеводородных компонентов
природных газов
Показатели Угле- кислый газ Серо- водород Азот Водяной пар
Химическая формула со. HjS N, Н,0
Молекулярная масса 44,011 34,082 28,016 18,016
Газовая постоянная, Дж/кг-К 189 245 297 463
Температура плавления прн 0,1013 МПа, К —56,6 —82,9 —209,9 0
Температура кипения при 0,1013 МПа, IZ —78,5 —61,0 —195,8 100,0
Критическая температура, °C Критическое давление абсолютное, МПа 31,0 100,4 — 147,1 374,15
7,54 9,18 3,46 22,54
Плотность газа при 273 К и 0,1013 МПа, кг/м8 1,977 1,539 1,251 0,805
Относительная плотность газа по воз- духу 1,520 1,191 0,970 0,622
Удельный объем газа прн 273 К и 0,1013 МПа, м3/кг 0,5058 0,6497 0,7990 1,2480
Плотность в жидком состоянии при температуре кипения н 0,1013 МПа, кг/м8 Удельная теплоемкость, Дж/(кг-К): 924,8 950,0 634,1 1,000 •
при постоянном давлении ср 842 1060 1040 2000
при постоянном объеме су 652 802 743 1500
Отношение теплоемкостей С₽/Су при 273 К 1,30 1,32 1,40 1,32
Теплота испарения при 0,1013 МПа, кДж/кг 83,12 132,1 47,7 539,1
Вязкость газа при 273 К 0,1013 МПа, мкПа-с 13,8 П.7 16,6 12,8
Теплопроводность газа при 273 К, Вт/(м-К) 0,01372 0,0120 0,0239 —
Критический коэффициент сжимае- мости 0,274 0,268 0,291 0,230
Критический молярный объем, Укр, см8/моль 94,0 95,0 90,1 56,0
Ацентрический фактор w 0,420 0,100 0,040 0,348
• При 277 К.
§ 3. ГАЗОВЫЕ СМЕСИ
Плотность газов
Под плотностью, или объемной массой, тела понимают отноше-
ние массы тела в состоянии покоя к его объему.
Плотность газа р0 в нормальных физических условиях (при
0,1013 МПа и 273 К) можно определить по формуле
p0 = Af/22,41, (1.1)
где М — молекулярная масса.
Ю
Если плотность газа задана при давлении 0,1013 МПа, то
пересчет ее на другое давление (при той же температуре) для
идеального газа проводится по формуле
Р = Рор/0,1013. (12)
Часто для характеристики газа применяют относительную
плотность его по воздуху при нормальных условиях
(0,1013 МПа и 273 К)
До = ро/1,293. (1.3)
Коммерческие расчеты в газовой промышленности прово-
дят при стандартных физических условиях — 0,1013 МПа и
293 К.
Состав газовой смеси
Газовые смеси (как и смеси жидкостей и паров) характеризу-
ются массовыми или молярными концентрациями компонен-
тов. Объемный состав газовой смеси примерно совпадает с мо-
лярным, так как объемы 1 кмоля идеальных газов при одина-
ковых физических условиях по закону Авогадро имеют одно и
то же численное значение, в частности при 273 К и 0,1013 МПа
составляют 22,41 мI * 3.
Для характеристики газовой смеси следует знать ее сред-
нюю молекулярную массу, среднюю плотность (в кг/м3) или
относительную плотность по воздуху.
Если известен молярный состав смеси в процентах, то сред-
нюю молекулярную массу вычисляют по формуле
м - У1М1 + У1М^}- . . . +упМп
где i/i, у2, ..., уп — молярные (объемные) доли компонентов,
%; Mi, М2, ..., Afn — молекулярные массы компонентов.
Если задан массовый состав смеси, то ее среднюю молеку-
лярную массу определяют по формуле
(1.5)
I & I I &п
‘ М2 ' ' ' ' ' м,
где gi, g2, ..., gn — массовые доли компонентов, %.
Плотность смеси рсм определяют по вычисленному значе-
нию средней молекулярной массы Мсм по формуле, аналогич-
ной (1.1)
рсм ~ AIcm/22,41. (1.6)
Относительную плотность смеси вычисляют по формуле
Дем = рсм/рв = Рсм/1 >293, (1.7)
где рсм И рв — плотности соответственно смеси и воздуха при
273 К и 0,1013 МПа.
11
Содержание тяжелых углеводородов в газе
Для полной характеристики природного газа необходимо зиать
содержание в нем тяжелых углеводородов. Принято считать,
что в газе три фракции: пропановая, бутановая и газовый бен-
зин, причем последний для подсчета ресурсов принимается со-
стоящим из */3 бутана и 2/з пентана (по массе).
Если дан массовый или молярный состав газа, то содержа-
ние тяжелых углеводородов можно определить по формуле
А = Югрсм = Юур. (1.8)
Здесь g — массовая доля данного тяжелого углеводорода
в газе, %; рсм— средняя плотность природного газа, кг/м3; у —
молярная доля данного тяжелого углеводорода в газе, %; р —
плотность данного тяжелого углеводорода, кг/м3.
После определения содержания в газе отдельных компонен-
тов находят концентрацию в нем н-бутана и газового бензина.
При этом считают, что в газовый бензин целиком переходят
пентан плюс вышекипящие и некоторая часть нормального бу-
тана, равная половине содержания пентана плюс вышеки-
пящие.
Пример. По данному массовому составу газа требуется определить со-
держание в нем пропана, бутана и газового бензина. Массовый состав газа,
%: метан 19,50; этан 11,80; пропан 37,95; изобутан 3,25; н-бутан 12,05; пен-
тан и высшие 8,15; азот 7,30.
Решение. Для определения средней плотности газа по формуле (1.5)
найдем среднюю молекулярную массу газа:
_____ 100
см ~ 19,50 11,80 37,95_15,30 8,15
16,04 ' 30,07 + 44,10 58,12 + 72,15 * 28,02
7,30
100
3,11
= 32,15.
Средняя плотность газа по формуле (1.6) составит
Рсм = 32,15/22,41 = 1,43 кг/м3.
В газе содержатся следующие углеводороды:
пропан...........— 10-37,95-1,43 = 542
изобутан . . . .—10-3,25-1,43 = 46,5
н-бутан..........— 10-12,05-1,43 = 172
пентан и высшие —10-8,15-1,43 = 117
Итого. • . 877,5 г/м3
Следовательно, газового бензина (пентан целиком) и н-бутана (по величине,
равной половине пентана) в составе газа будет
117+ 117/2= 175,5 г/м3;
н-бутана .... — 172—58,5=113,5 г/м3
изобутана .... — 46,5 г/м3
пропаиа.........— 542,0 г/м3
Всего тяжелых
углеводородов . . 877,5 г/м3
12
Парциальное давление и парциальный объем компонента
в смеси идеальных газов
Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью пар-
циальных давлений и парциальных объемов. Это означает, что
каждый газ в смеси идеальных ведет себя так, как если бы
в данном объеме он был бы один.
Парциальное давление газа — давление газа, вхо-
дящего в состав газовой смеси, которое ои оказывал бы, за-
нимая один весь объем смеси и находясь при неизменных пер-
воначальных объеме и температуре.
Парциальный объем—объем, который занимал бы
газ, входящий в состав газовой смеси, если бы он находился
при тех же давлении и температуре, что и вся смесь.
Аддитивность парциальных давлений выражается законом
Дальтона, согласно которому
Р = (1.9)
где р — общее давление смеси газов; pi — парциальное давле-
ние i-ro компонента в смеси,
Pi/P = ntIN = yi, (1.10)
или
(Ill)
где tti — число молей i-ro компонента в смеси; М — общее число
молей смеси; yi = tiilN — молярная доля i-ro компонента
в смеси.
Парциальное давление компонента Pi в смеси идеальных
газов равно произведению его молярной доли в смеси yi на
общее давление смеси газов р.
Аддитивность парциальных объемов компонентов газовой
смеси выражается законом Амага, согласно которому
V = SVi, (1.12)
где V — общий объем смеси; Vi — парциальный объем i-ro ком-
понента в смеси.
Vi/v^m/N^yi (1.13)
или
Vi = yiV. (1.14)
Парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
V,- равен произведению его молярной доли у, в смеси на общий
объем V смеси газов.
13
§ 4. ЖИДКИЕ СМЕСИ
Состав и характеристика жидкой смеси
Состав жидкой смеси характеризуется массовыми или моляр-
ными концентрациями компонентов.
Среднюю молекулярную массу жидкой смеси можно опре-
делить по формулам (1.4) и (1.5), а среднюю плотность жид-
кой смеси рсм — по формуле
100
Рсм-- —
Si । St । 8п
Pl Р2 рл
=________________100/Исм____________
XiMj х2Л/, хпМп ’ <115)
~ "+ Т + • • • Н---------
Pl Р2 Рл
где gi, gi, ..., gn — массовые концентрации компонентов жид-
кой смеси, %; хь х2, ..., хп— молярные концентрации компо-
нентов жидкой смеси, %; Л1ь М2, •••, Мп — молекулярные
массы компонентов; Л4СМ— средняя молекулярная масса жид-
кой смеси; рь р2, ..., рп — плотности компонентов жидкой
смеси, кг/м3.
Объем паров после испарения жидкости
Объем паров, получаемый после испарения жидкого углеводо-
рода (при нормальных физических условиях), можно подсчи-
тать по формуле
Ун = G/рн = 22.41G/A4, (1.16)
где G — масса жидкого углеводорода, кг; М — молекулярная
масса углеводорода; р„ — плотность паров углеводорода при
0,1013 МПа и 273 К, кг/м3.
Если имеется смесь жидких углеводородов, то объем паров
определяют по формуле (1.16), в которой вместо М подстав-
ляют среднюю молекулярную массу смеси испарившихся угле-
водородов Мем-
Пример. Определить объем паров после испарения 80 кг смеси сле-
дующего состава: пропана 70 %, бутана 30 %,
Решение. Определим среднюю молекулярную массу смеси по формуле
(1.5)
100
М см =---------------~----=47,5,
70 । 30
44,097 + 58,124
тогда объем паров составит
V» -= 22,41-80/47,5 37,8 м1.
14
§ 5. АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА
ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Для определения многих физических свойств природных газов
используют уравнение состояния — аналитическую за-
висимость между параметрами, описывающими изменение про-
стого или сложного вещества (давление, объем и темпера-
тура).
Клапейрон и Менделеев предложили следующее уравнение
состояния идеальных газов:
pV = GRT, (1.17)
где р — абсолютное давление, Па; V — объем, м3; G — масса
вещества, кг; Т — абсолютная температура, К; R — удельная
газовая постоянная, Дж/(кг - К).
Идеальным называется газ, собственный объем молекул ко-
торого пренебрежимо мал по сравнению с объемом, занимае-
мым газом, и когда отсутствует взаимодействие между моле-
кулами.
С термодинамической точки зрения идеальным называется
газ, для которого справедливо равенство
где £ — внутренняя энергия парообразования, Дж/моль;
или
z = pV/G/?T=l, (1.19)
где z — коэффициент отклонения реального газа от закона
идеального.
Экспериментальная проверка уравнения (1.17), проведен-
ная многими исследователями, показала, что изменение свойств
реальных газов при высоких давлениях нельзя описать зависи-
мостью (1.19).
Голландский физик Ван-дер-Ваальс в 1879 г. предложил
учесть собственный объем молекул газа и силы их взаимного
притяжения посредством введения дополнительных членов
в уравнение Клапейрона—Менделеева:
(1.20)
\ Vя /
где v=V/G — удельный объем газа, м3/кг; а/о2— константа
сцепления молекул, Па; b — поправка на собственный объем
молекул, м3.
В уравнении (1.20) слагаемое а/и2 выражает внутреннее
давление, которое является как бы равнодействующей сил при-
тяжения всех молекул в объеме V. Оно прибавляется к внеш-
нему давлению.
15
Ван-дер-Ваальс нашел, что поправка b на собственный
объем молекул, имеющих шарообразную форму, равна учетве-
ренному объему молекул.
Уравнение (1.20) приближенное. Коэффициенты а и b в дей-
ствительности являются сложными функциями объема, темпе-
ратуры, формы молекул газа.
В соотношениях для критического состояния вещества
/ dp \ / <Рр \
\ dV )ткр~ ( /ткр~0 (1,21)
коэффициенты а и b выражаются через критические давление
рКр и температуру Ткр следующим образом:
27Г2р/?2 RTKp
а =------й---> V = —й---------»
б^Ркр 8Ркр
pV 1,033-9,81 • 10*-22,41
где # = ——- =----------—----------=8314,3 Д ж/( кмо ль • К) •
Г о
(1.22)
Критическая температура чистого вещества — это
максимальная температура, при которой жидкая и паровая
фазы могут сосуществовать в равновесии, или та температура,
при которой средняя молекулярная кинетическая энергия ста-
новится равной потенциальной энергии притяжения молекул.
При более высокой температуре существование жидкой фазы
невозможно.
Давление паров вещества при критической температуре на-
зывается критическим давлением, а объем вещества,
отнесенный к одному молю или другой единице массы веще-
ства, называется критическим удельным объемом.
На рис. 1.1 приведена зависимость давления (упругости на-
сыщенных паров) чистых веществ от температуры. Эта зави-
симость более точно описывает изменение свойств реальных
газов при давлениях до 10 МПа и температурах от 283 до
293 К, но она не может численно описывать изменение свойств
многокомпонентных смесей месторождений природных газов.
Дальнейший прогресс науки и техники потребовал разра-
ботки более точного уравнения состояния природных газов,
способного правильно описывать изменение их свойств при
давлениях до 100 МПа и температурах до 573 К в процессах
добычи газа и при давлениях до 20 МПа и низких температу-
рах до 223—93 К (—50н—180 °C) в процессах переработки
природных газов.
В решении этой проблемы выявились два направления:
1) введение поправочного коэффициента z в уравнение со-
стояния идеального газа (1.17), учитывающего отклонение ре-
ального газа от идеального, т. е. pV = zRT',
2) дополнение уравнения состояния идеального газа боль-
шим числом констант.
16
Так появились уравнения состояния Битти—Бриджмена
с пятью константами, Бенедикта—Вебба—Рубина с восемью
константами и др.
Рассмотрим два этих направления. Д. Браун и Д. Катц на
основании изучения результатов экспериментальных измере-
ний коэффициента отклонения реальных газов от законов иде-
ального газового состояния (коэффициента сверхсжимаемости
г) установили, что если приведенные параметры различных
природных газов одинаковы (рпр, Тпр), то они находятся в со-
ответственных состояниях, при которых их физические свой-
ства (z, плотность и др.), одинаковы,
т. е. z=z(pnp, Упр).
Приведенными парамет-
рами индивидуальных компонентов
называют безразмерные величины, по-
казывающие, во сколько раз действи-
тельные параметры состояния газа
(давление, абсолютная температура,
объем, плотность, коэффициент от-
клонения) больше или меньше крити-
ческих:
насыщенных паров
веществ от темпе-
Рис. 1.1. Зависимость упру-
гости
чистых
ратуры
упр = т/т кр,
Рпр = Р/Ркр. 2Пр = 2/?кр.
природные газы — физические
смеси большого
Рпр — Р/Ркр,
Опр = О/Окр,
Реальные
числа углеводородных и неуглеводородных компонентов, про-
стых и сложных газов. Молекулы простых газов (метан, гелий,
аргон, криптон, ксенон и др.) имеют сферическую форму. Мо-
лекулы сложных газов и жидкостей имеют более сложную
форму. Для простых газов силы притяжения, действующие
вдоль линии, соединяющей центры сферических молекул, про-
порциональны шестой степени расстояния. Для сложных газов
и жидкостей силы притяжения (или отталкивания) между раз-
личными группами молекулярных пар не могут быть представ-
лены лишь одной силой притяжения между центрами молекул.
Для учета других, нецентричных сил вводится ацентрический
фактор <о — третий после приведенного давления и темпера-
туры параметр, оценивающий меру отклонения коэффициента
сверхсжимаемости природных газов от его значения, опреде-
ляемого с помощью классической двухпараметрической тео-
ремы соответственных состояний, т. е. по рПр и Тпр:
Z = z(pnp, Упр> ш)
или
ZcM=z0(pnp, ГПр) ?i (Рпр, ТПр)<оСю (1-24)
где 20(рПр, Гпр)—коэффициент сверхсжимаемости простого
газа, определяемый по данным рпр и ГПР, £1(рПр, УпР)—по-
J7
(1.23)
правка к обобщенному коэффициенту сверхсжимаемости слож-
ных газов и жидкостей, являющаяся функцией приведенного
давления и температуры; (оСм — ацентрический фактор смеси
газов (для простых газов й)См=0),
п
“см = У (1-25)
где со, — ацентрический фактор i-ro компонента в смеси, кото-
рый можно определить по формуле Эдмистера:
1g
Рат
Ткр I ___
Т кип
(1.26)
где рат — атмосферное давление; Л<Ип— температура кипения
компонента при атмосферном давлении.
Ацентрический фактор для многих веществ изменяется от
О до 0,4 (см. табл. 1.6, 1.8).
Отношение абсолютной критической температуры компо-
нента к абсолютной температуре кипения (при нормальных
физических условиях) зависит от типа углеводородов — пара-
финовых, нафтеновых или ароматических. Для углеводородов
парафинового ряда это отношение можно определить, напри-
мер, по корреляционной зависимости Г. Р. Гуревича
-^- = 2,1898 —0,1735-^- 4-0,006854 (1.27) \
Гкнп 100 к ЮО / •
где SlOcTupCTTS К, 372<Ткни<625 К-
Для углеводородов различного строения (парафиновых,
нафтеновых и ароматических), входящих в состав остатка Сеч-
до Cis, Бергман, Тек и Катц получили следующие корреляци-
онные зависимости критического давления, критической тем-
пературы и ацентрического фактора от нормальной темпера-
туры кипения.
Для парафиновых углеводородов:
Гкр п =275,23+ 1,2061 Гкип-0,32984Г2кнп> (1.28)
Ркр. п = 573.011 - 1,13707Ткнп +0,131625- Ю-2Т2ИП -
- 0,85103-Ю-^ип, (1.29)
соп = 0,140 + 0,900- Ю-3ТКИП +0,233- 10_<57,2lln. (1-30)
Для нафтеновых углеводородов:
Ткр. и = 156-8906 4 2.6077Гкип - 0,3801 - 10“2Г2ип +
+ 0,2544-Ю-5Т3НП> (1-31)
Ркр. и = 726,414 - 1,3275ТКНП + 0,9846- Ю"3?^,, -
- 0,45169-10-6Т3ип, (1-32)
18
®н = ып — 0,075, (1-33)
(Cg) = 0,26;
со и (С») = 0,27; (1.34)
“н (Сю) = 0,35.
Для ароматических углеводородов:
Гкр. а = 289,535 + 1,70177'кнп - 0,15843-10“2Т2кнп +
+ 0,82358-Ю-^’нп, (1-35)
Ркр. а = ’ 184,514 - 3,44681ТКНП'+ 0,45312- 10-2Т2ип -
- 0,23416-10-5Т2нп, (1.36)
соа = соп — 0,100. (1.37)
Здесь Гкр, Ткип — абсолютные критическая и нормальная
температуры кипения соответственно в градусах Фаренгейта,
1С = (Гр _ 32)/1,8, (1.38)
где /с— температура, °C; /г — температура, °F; ркр— абсолют-
ное критическое давление.
Ркр = 14,7р. (1.39)
Критическую температуру, критическое давление и ацент-
рический фактор остатка Ce+в при известном групповом со-
ставе можно определить по правилу аддитивности:
0 = XnQn 4" *hQh Н-*aQa> (1-40)
где Q — определяемый параметр остатка (ТИр, Ркр или со); Qn,
Qh, Qa — известные параметры групповой фракции (например,
Гкр. и, 7кр. и или ТКр. а) при нормальной температуре кипения
фракции; хв, хя, ха — молярные доли парафиновой, нафтеновой
и ароматической фракций в остатке Се+-
Для смесей природных газов приведенным параметром на-
зывается отношение действительных давления, температуры,
объема, плотности и коэффициента отклонения к псевдокрити-
ческому (среднекритическому) параметру
Рпр. см — Р/Ркр. см,
Тпр. см — Т/Ткр. см,
К пр. см ~ F/Vkp см!
Рпр. см = р/ркр. см,
, (1.41)
гпр. СМ = 2/zKp. см,
где псевдокритические (среднекритические) параметры смеси
Ркр. см, Тир. см, Укр. см, Ркр. см, zKp. см вычисляются по какому-либо
правилу, чаще всего по правилу аддитивности Кэя. Аддитив-
2*
19
ность смеси газов означает, что значение параметра компо-
нента
п
Ркр. СМ = у, У {Ркр Г.
4=1
Ткр. см = У, HiTкр и
4=1
п
У кр. см •= У «лУкр. <;
1=1
п
Ркр. см = У У {Ркр {,
4=1
л
гкр. см == У У^крЬ
4=1
(1-42)
где yi — молярная доля i-ro компонента в смеси газов; ркр. 4,
Т’кр. 4, Укр.«, Ркр. >, zKp. 4 — соответственно критические давление,
абсолютная температура, молярный объем, плотность и коэф-
фициент отклонения i-ro компонента смеси; п — число компо-
нентов в смеси.
Критические давление, температура, молярный объем, плот-
ность, коэффициент сверхсжимаемости z и другие величины
приведены в табл. 1.6 и 1.8.
Во многих случаях состав природных углеводородных газов
определяется не полностью, а до бутана (СлНю) или гексана
(СбНн) включительно, а все остальные компоненты объединя-
ются в остаток (или псевдокомпонент) Cs+, (или Сг+в). Моле-
кулярную массу остатка можно определить двумя методами:
1) по компонентному составу остатка, если он известен; 2) по
уменьшению температуры замерзания бензола при добавлении
остатка. Этот метод называется криоскопическим:
Ок / 5120 \
(1-0,011 ДГ). (143)
ь+в Об \ Д( /
где Л4Сб+в — молекулярная масса остатка; GK — масса остатка,
добавленная в водонасыщенный раствор бензола; Об —масса
водонасыщенного бензола; — разность температур замерза-
ния бензола при добавлении остатка (стабильного конден-
сата), °C.
Псевдокритические параметры такого остатка (С?+в) при
неизвестном групповом составе можно определить по измеряе-
мым величинам — его молекулярной массе Л4С7+в и относитель-
ной (по воде) плотности Рс,+В— по следующим формулам:
п . < 3570 < РС7+»
₽крС’+» 0,1(мс7+вД 0,8
(1-44)
20
TKP C,+.= (353,5 + 22,35Л1^+е) d-45)
(при 1OO^MC*+ ^240 и 0,70 Pc?+b <0,95).
Если состав газоконденсатной смеси неизвестен, а измерена
ее относительная плотность по воздуху ДСм, псевдокритические
параметры смеси можно рассчитать по уравнениям
Ркр. си = 0.1(55,3-10,4Д'2),
Гкр. см = 12 + 238Дсм ("PH 0,5 Дсм < 1).
(1-46)
(1.47)
Таким образом, коэффициент сверхсжимаемости природной
углеводородной смеси z можно определить графически, зная
приведенные параметры ррп. см и Тпр. см (рис. 1.2). Кроме того,
z можно определить по алгоритму или по формуле Сейрима:
в в
г = £ L А4р{ W Р/ • (1-48)
(=1 /=1
где Aij — 36 числовых коэффициентов; pi(x), р,(у)—поли-
номы от аргументов
х = (2рПр - 15)/14,8; у = (2Тпр - 4)/1,9. (1.49)
По формуле Сейрима z можно вычислять с погрешностью,
не превышающей 5 % истинного значения в широком диапа-
зоне приведенных давлений и температур: 0,01</?Пр<20; 1,05<
<Тпр<3.
Сравнение вычисленных значений коэффициентов сверхсжи-
маемости газоконденсатных смесей, содержащих углеводороды
различного строения (парафиновые, нафтеновые и ароматиче-
ские), с данными экспериментальных измерений показало, что
присутствие до 10 % нафтеновых и ароматических углеводоро-
дов практически не влияет на изменение коэффициента сверх-
сжимаемости г.
При наличии неуглеводородных компонентов в составе при-
родного газа (N2, СО2, H2S) следует вводить поправку в рас- )
считанное значение z по правилу аддитивности:
г = уа2’а + (1 —Уа)гу, (1.50)
где уа — молярная доля азота в смеси газов; za, zy — коэффи-
циенты сверхсжимаемости азота и углеводородной части смеси
газов соответственно.
На рис. 1.3 показаны зависимости коэффициента сверхсжи-
маемости азота от давления и температуры.
При решении задач, связанных с добычей, транспортом,
хранением и переработкой природных газов, наиболее приме-
нимы уравнения состояния Редлиха—Квонга и Бенедикта—
21
Рис. 1.2. Зависимость коэффициента
сверхсжимаемости природного газа г
от приведенных абсолютных давления
Рпр и температуры Тпр
Коэффициент
сверх сжимаемости
03'---------------------------
’ 0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,070,0
Давление, МПа
Рис. 1.3. Зависимость коэффициента
сверхсжимаемости азота от давления и
температуры
22
Вебба—Рубина. Уравнение состояния Редлиха—Квоига запи-
сывается так:
(р+—----------------\(V — b) = RT. (1.51)
V T°-5V(V + b) /
Для определения коэффициента z уравнение Редлиха—
Квонга преобразуют следующим образом.
г3 — г2 + г (а2 — Ь2р — Ь) р — а2Ьр2 = 0, (1.52)
где
а2 = 0,42787’2-®/ркр7'2’5, (1.53)
b = 0,08677'кр/рКр7'. (1.54)
Сравнение результатов расчета коэффициента z по уравне-
нию (1.52) с данными экспериментальных измерений показало,
что погрешность вычислений не превышает 2% при 0,01<рПр<
<12 и 1,05<7’Пр< 1,6.
Пример. Определить коэффициент сверхсжимаемости природной газо-
конденсатной смеси z тремя методами: 1) по графикам Брауиа—Катца;
2) по программе Сейрима; 3) по уравнению состояния Редлиха—Квоига прн
следующих исходных даииых: объемная доля смеси, %: СН4—82,55; С2Нб—
9,01; С3Н8—4,62; t=C4Hi0 —0,74; н=С4Ню—1,26; /=С5Н12—0,32; и=
= С5Н,2—0,225 С6Ни—0,38; СО2—0,90; р=13,6 МПа; Т=310,9 К. Экспе-
риментально определенное значение zo=O,7495. Необходимые для расчетов
критические параметры компонентов смеси и вычисления приведены в табл.
1.9.
Решение. рпр = 136/46=2,95; ТПр=310/217,65= 1,43; 1) по графикам
Брауна—Катца (см. рис. 1.2) zr = 0,749; 2) по формуле Сейрима zc = 0,75;
3) по уравнению состояния Редлиха—Квоига
„ 217,652’5 , ,
а2 = 0,4278-----1-----=3,8- Ю"3;
46-310,92,J
217,65
6=0,0867--------— = 1,32-10~3;
46-310,9
(а2 — Ь2р — Ь) р = 0,305; а2Ьр2 = 0,0926;
z3 г2 + 0,3O5z —0,926 = 0; г = 0,754.
Расчет плотности природного газа и насыщенного
углеводородного конденсата
Плотность природного газа в газовой фазе можно определить
по формуле
__ РгрТ о
Рр. Т - Рр0. т0 гроТ
(1.55)
Плотность насыщенного углеводородного конденсата можно
определять следующими способами:
1) графоаналитическим методом Катца и Стендинга;
2) с помощью корреляционной зависимости р„р от zCK.
23
По методу Катца и Стендинга находят плотность жидкости
при стандартных условиях по формуле
Ё xiMi
i=l /X
Z-i Pi
i=l
Здесь Xi, Mi и р, — соответственно молярная доля, молеку-
лярная масса и плотность i-ro компонента.
Далее определяют поправки к вычисленной плотности при
стандартных условиях на давление ДрР и температуру Дрг.
Плотность насыщенной жидкости при заданных давлении и
температуре составит
Рр,т = Рр„. тст + дРр~дРг- П-57)
С помощью корреляционной зависимости приведенной плот-
ности рпр от среднекритического коэффициента сверхсжимае-
мости zCK плотность насыщенного углеводородного конденсата
(Е *лнрпр
Рр.т=-^--------<L58>
Е ^к₽ i
i=l
где VKp. i — критический молярный объем i-ro компонента
в смеси.
Приведенную плотность определим по формуле Викса:
рпр = 1,20 + (5,563 - 11,03гск) (1 - Тпр)°-8гск + 0.31(1.59)
где zCK— среднекритический коэффициент сверхсжимаемости
жидкой смеси;
гск = Ё Х1гкр. ь <L6°)
i=l
Здесь zKp. г — критический коэффициент сверхсжимаемости i-ro
компонента (см. табл. 1.6, 1.8). Этот коэффициент находят
также по формуле Ганна и Ямады:
гкр( =0,2918 —0,0928шг, (1.61)
где со, — ацентрический фактор i-ro компонента.
Приведенная температура насыщенной жидкости
Гпр = 7’/Ё х^кР. о 0,3 < 7'пр <0,99. (1.62)
i=i
24
Критический молярный объем i-ro компонента найдем из
выражения
у (L63)
Ркр. I
Для расчетов рпр можно воспользоваться эмпирической
формулой, полученной С. М. Лютомским в результате обра-
ботки экспериментальных данных.
рпр == 2,83 — 011 ЗЗф
Рпр ~ 1,465 4-0,14ф
при 0<<р<5,
при ф>5,
(1-64)
Таблица 1.9. Расчетные величины
Компо- ненты sf BLIWI‘0 d5l<< * 0. ''кр. i’ см’/моль 0. N Э* V « я Я я ► я я я о. S « к й я ч я.Э о <33=?8 •м 0. ^кр. i
сн4 16,04 45,80 190,7 99,5 0,290 0,013 0,8255 37,900 157,50
СзН. 30,07 48,60 306,0 148,0 0,285 0,105 0,0901 4,380 27,55
СзН. 44,09 43,40 369,8 200,0 0,277 0,152 0,0462 2,050 17,06
58,12 37,20 407,2 263,0 0,283 0,192 0,0074 0,275 3,02
п-СдН]о 58,12 35,70 425,2 255,0 0,274 0,201 0,0126 0,450 5,35
72,15 32,80 461,0 308,0 0,268 0,208 0,0032 0,105 1.47
n-CjHia 72,15 33,00 470,4 311,0 0,269 0,252 0,0022 0,073 1,03
с.н14 86,17 29,60 508,0 368,0 0,264 0,290 0,0038 0,113 1,93
100,20 27,00 540,3 426,0 0,259 0,352 — — —
Na 28,02 34,60 126,1 90,1 0,291 0,040 — — —
СОа 44,01 74,96 304,2 94,0 0,274 0,420 0,0090 0,676 2,74
HaS 34,08 88,90 373,6 95,0 0,268 0,100 — —. —
HaO 18,02 225,65 647,45 56,0 0,230 0,348 — — —
Сумма 1,0000 46,022 217,65
где ф = Рпр/7'пр, Рпр и 7’пр — приведенные давление и темпера-
тура насыщенного конденсата.
Порядок расчета плотности насыщенной жидкости:
Р > т
кр. Ст+ КР' С1+
Гкр. С^^кип “* ШС7+
гкр. с7+ ~*" гск ~*" ^кр. С,+ “*" ^ск Рек “*" ^ск
Рпр “* ^пр Рпр * 2 —► рр_ г.
Пример. Определить плотность насыщенного углеводородного конден-
сата по приведенным давлению и температуре, используя зависимость приве-
денной плотности от критического коэффициента сверхсжимаемости. Компо-
нентный состав жидкого углеводородного конденсата в молярных долях при
абсолютном давлении р=7 МПа и абсолютной температуре Т=399,8 К, кри-
25
тические параметры компонентов и результаты вычислений приведены в табл.
1.9 и 1.10. A1c7+b = 295, рс7+ = 0,8838.
/ 3570 \ / 0,8838 \
'«- ”•1 (~ЙГ ) (-Те-) - ' 335 МПа;
Лф. С,+ - (3S3.5+ 22,35 »5IS) ( )' ” - 775 К;
гкр С7+ / 775 \ / 775 \2
—-----— =2,1898 — 0,1735 (--- 4- 0,006854 (--— ) = 1,26;
Гкип \ 100 / \ 100 /
Таблица 1.10. Исходные данные н результаты расчета плотности насыщенного
конденсата
Компоненты xi *гРкр. г Xi Гкр 1 Х11’’кр. 1 *Ггкр. 1 xiMi
СН4 0,22006 10,08 41,90 21,90 0,0640 3,52
с,н, 0,02130 1,03 6,51 3,15 0,0061 0,64
с,н. 0,01270 0,54 4,70 2,54 0,0035 0,56
»-С4Н,о 0,01240 0,46 5,04 3,26 0,0035 0,72
0,00815 0,47 3,47 2,08 0,0022 0,47
/-СнНго 0,00770 0,25 3,55 2,37 0,0021 0,56
n-Ctbfio 0,00446 0,15 2,10 1,39 0,0012 0,32
с,нм 0,00783 0,23 4,00 2,88 0,0021 0,67
0,70523 9,41 546,00 705,23 0,1480 208,00
N, 0,00017 0,06 0,02 0,01 0,0001 0
Сумма 1,00000 22,68 617,29 744,81 0,2328 215,46
3 1 Г 1g 13,35 -] , „
“C’+=V| —5 — 1 = 0,855; L (1.26- 1) J
гКр.С7+ = 0,2918-0,0928 0,855= 0,21;
0,21-82,057-775 , „
Укр. С7+ =-------йГЧй------= 1000 см3/моль;
’ 1 О »ОО
Тпр = 399,8/617,29 =0,647;
I рпр= 1,20 + (5,563 — 11,03 0,2328)(1-О,647)О’8О’2328+0'31 = 2,99,
рр, т = 215,46-2,99/744,81 = 0,863 г/см3 = 0,863-10+3 кг/м3.
Вязкость газов
Вязкость — свойство жидкостей и газов, характеризующее
сопротивляемость скольжению или сдвигу одной их части от-
носительно другой. Количественно вязкость характеризуется
значением р, называемым коэффициентом динамической вяз-
кости. Вязкость углеводородных газов зависит от температуры
и давления. Коэффициент динамической вязкости газа при
различных давлениях и температурах необходимо знать для
различных расчетов при движении газа в пласте, в скважине,
26
поверхностных газопроводах и оборудовании, в процессах теп-
лопередачи, сепарации газа и нефти, очистки газа от твердой
взвеси и т. д.
По закону Ньютона, сила внутреннего трения, проявляю-
щаяся при перемещении одного слоя жидкости или газа отно-
сительно другого, прямо пропорциональна градиенту относи-
тельной скорости перемещения и площади соприкосновения
этих слоев.
Выражение закона Ньютона математически записывается
так:
du>
F = uS — , (1.65)
dx
где р— коэффициент динамической вязкости, Па; S — пло-
щадь параллельно перемещающихся слоев, м2; dw/dx— гра-
диент скорости в направлении, перпендикулярном плоскости
соприкосновения слоев, w — в м/с, х— в м.
При расчетах часто применяют коэффициент кинематиче-
ской вязкости, который равен коэффициенту динамической
вязкости, деленному на плотность газа в рабочих условиях:
v = р/р. (1.66)
Пример. Коэффициент динамической вязкости метана при 25 ’С и
р=0,1 МПа равен 1108-Ю-7 Па-с. Определить коэффициент кинематиче-
ской вязкости метана. Плотность метана при заданных температуре и дав-
лении р=0,657 кг/м3.
Решение. Коэффициент динамической вязкости
р = 1108-10-7-0,1 = 11,08-10—® Па-с:
коэффициент кинематической вязкости
v = 11,08-10-«/0,657 = 16,08-10~« ма/с.
Коэффициент динамической вязкости природных газов
можно рассчитать по приведенным параметрам.
Коэффициент динамической вязкости природных газов не-
известного состава по приведенным параметрам для неполяр-
ных газов можно определить по корреляционной зависимости
вязкости от приведенной плотности при давлении меньше
5 МПа.
[ (р - р0) е + 10“4]1/4 = 0,10230 + 0,023364рпр + 0,058533р2р —
- 0,040758р3р + 0,0093324р4р> (1.67)
где 0,1<рПр<3,0; р, ро— коэффициенты динамической вязко-
сти природных газов при давлении р и ро = О,1О13 МПа
(в мПа • с) соответственно и заданной температуре t
t = (1.68)
При высоких давлениях (р>5 МПа) коэффициент динами-
ческой вязкости газа можно рассчитать по формуле
(р — р0) е = 10,8-Ю—5 (е1,439рпр — е—1,1НРпр ) (1.69)
27
Коэффициент динамической вязкости природных газов р0
при атмосферном давлении и различных температурах можно
рассчитать по зависимости
Н. рат = Но = °.О1ОИ1/8-l,0710-3M*g (1-70)
или
Ио = 0,0101/1/8- 5,76-10- 3Д'« (1.71)
где t в °C.
Рис. 1.4. Зависимость коэффициента дина-
мической вязкости метана от давления и
температуры
W
30
20
40
30
20
10
О 10 20 30 40
Давление, МПа
Рис. 1.5. Зависимость коэффициента дина-
мической вязкости природных газов раз-
личной относительной плотности (по воз-
духу) от давления и температуры Дсм:
а —0,6; в —0,7; в —0,8; г —0.9; 3 — 1,0
£
Погрешность расчета по формулам (1.70) и (1.71) при 12<
<Л1см<100 и 283сТ<477 К не превышает 5 %.
Порядок расчета р:
Дем —* Ркр -► Рпр -► 7 кр —* т пр -*• i -* <0 см ~7кр ~znp —►
-►Рпр-► Мем-►в-► Цо-*-Цр. 6
При содержании в природном газе азота более 5 % следует
учитывать его влияние на вязкость газа по правилу аддитив-
ности:
Рсм — РаЦа + (1 —Ра) Цу>
(1.72)
28
где уа — молярная доля азота в составе смеси; ра и цу — ко-
эффициенты динамической вязкости соответственно азота и уг-
леводородной части смеси газов.
На рис. 1.4—1.6 показаны зависимости коэффициентов ди-
намической вязкости метана, природных газов различной отно-
Рис. 1.6. Зависимость коэффициента ди-
намической вязкости азота от давления
и температуры
Рис. 1.7. Номограмма С. Г. Ибрагимова
для определения коэффициента динами-
ческой вязкости природных газов
сительной плотности по воздуху и азота соответственно от дав-
ления и температуры.
Если необходимо определить коэффициент динамической
вязкости природных газов неизвестного состава, но известной
относительной плотности по воздуху (Дсм), можно использо-
вать номограмму С. Г. Ибрагимова (рис. 1.7).
Порядок расчета ц:
Дсм-►Ркр-♦Рпр-*-^> Дсм-*-Рпр — Ji-
ri р и м е р. Определить коэффициент динамической вязкости газоконден-
сатной смеси по номограмме и расчетным методом прн следующих исходных
данных: р=25 МПа; Т=353 К (80 °C), Дом=0,6.
1. По номограмме
250_________250
Рпр~ 55,9—10,4-0,61/2 47,84 “ ’ ’
Ркр = 55,9— 10,4-0,61/2« 4,8 МПа.
29
По рис. 1.7 при Т=353 К (80°С) н рпр = 5,22
Цн = 0,0205 МПа-с.
2. По расчетному методу
рпр = 250/47,84 = 5,22;
Тир = 12 + 238-0,61/2= 196,2 К;
Тпр = (273 + 80)/196,2 = 1,8;
2 (Рпр > Т'пр) = 0,935;
3 Г lg47,84 1 , л
ш =— I--------------I — 1 = 0,15;
7 1 (1,626- 1) J
гпр = 0,935/0,244 = 3,83;
Рпр = 5,22/(1,8-3,83) = 0,756;
Л4см = 0,6Л4В = 0,6-28,97 = !7,4;
196,21/6 2,41
17,41/2-47,842/3 — 4,16-13,2 — 4>39'10 2’
ро = 0,0101-801'8— 1,07-10—3-17,41/2 = 0,013 мПа-с;
IX = 0,013+ -^По^-^1,439'0,756- е-‘'1110’75б1,858) =
= 0,019 мПа-с.
Коэффициент динамической вязкости углеводородного кон-
денсата многих газоконденсатных месторождений при различ-
ных давлениях и температурах приближенно можно рассчи-
тать по эмпирической формуле А. А. Муталибова, В. В. Шу-
бина и А. Н. Абдурахманова:
Рк=(-7^)3/4(°,34 + 4.10-‘-£-) (1.73)
\ t / \ Рст /
при 30</<200 °C, 0,1<р<50,0 МПа.
Теплоемкость природных газов
Теплоемкость — отношение количества теплоты dQ, сооб-
щаемого системе при бесконечно малом изменении его состоя-
ния в каком-либо процессе, к соответствующему изменению
температуры Т этой системы; C=dQ!dT. Отношение теплоем-
кости в массе системы М называется удельной теплоем-
костью: с = С/М, а отношение теплоемкости к количеству ве-
щества— молярной теплоемкостью: Ср=ц.с=цС/Л1, где
р. — молярная масса.
Теплоемкость природных газов зависит от их химического
состава и состояния, а также от процесса сообщения им теп-
лоты. В адиабатном процессе С=0, в изобарическом
С = Ср, в изохорическом С = Су.
30
Теплоемкость выражается в Дж/К, удельная теплоем-
кость— в Дж/(кг-К), молярная теплоемкость — в Дж/(мольХ
ХК).
где р = const и V=const.
Согласно первому началу термодинамики имеем
dQ = di — Vdp, (1.75)
где Q — количество теплоты; V — объем системы; i — эн-
тальпия;
Л = С₽4Г + [у-г(-^-) Jdp. (1.76)
В изобарическом процессе (р = const) изменение количества
теплоты системы равно изменению ее энтальпии:
dQ = dt = CpdT, (1.77)
или
= • (L78)
\ и! / р
При изобарическом процессе молярная теплоемкость иде-
альных газов Ср о зависит от температуры. Зависимость моляр-
ной теплоемкости компонентов природных газов при атмосфер-
ном давлении и различной температуре приближенно можно
выразить таким уравнением
Ср0 = 0,523 (8,36 + 0,008920 М3^ кДж/(кмоль-К), (1.79)
где t — температура, °C; Mi — молекулярная масса углеводо-
рода, являющегося компонентом природного газа (от метана
до гептана включительно). Погрешность расчетов по уравне-
нию (1.79) для углеводородов от СН4 до С5Н12 в интервале
температур от —40 до +120 °C не превышает 5%, для угле-
водородов СбНи—СтН16 в том же интервале температур не
превышает 10 %.
При изобарическом процессе молярная теплоемкость неуг-
леводородных компонентов природных газов (азота, углекис-
лого газа, сероводорода) равна примерно половине теплоемко-
сти углеводорода с одинаковой молекулярной массой при од-
ной и той же температуре. Например, молярная теплоемкость
СО2 (А1 = 44) равна половине молярной теплоемкости пропана
СзНз (Л1 = 44), которая рассчитывается по уравнению (1.79).
31
При изобарическом процессе теплоемкость смесей идеаль-
ных газов можно определить по правилу аддитивности:
п п
СР см =2 yfipi = °-125<8’36 + 0,008920£ У(М^\ (1.80)
Рис. 1.8. Зависимость изотермической поправки изобарной молярной тепло-
емкости ДСР от приведенных абсолютных давления рпр и температуры Тар
где yt — молярная доля i-ro компонента в смеси; СР, — моляр-
ная теплоемкость t-ro компонента.
Молярная теплоемкость реальных природных газов зависит
от давления и температуры:
СР = Сро(0 + ДСр(р. t), (1.81)
где b.Ci>(p, t) — изотермическая поправка теплоемкости на
давление (рис. 1.8).
32
Теоретически изотермическую поправку теплоемкости на
давление можно определить, используя уравнение состояния
реальных природных газовых смесей. Покажем, как это можно
сделать, используя модифицированное Пенгом и Робинсоном
уравнение состояния Редлиха—Квонга.
d
Т — а(Ткр, <а)-а(ТКр, со)
i _ ia = RT (г - 1) +----------]=-
X
(z+2,414В)
X " (г-0,414В) ’
(1.82)
где I, io — энтальпия реального и идеального газов соответст-
венно; (о — ацентрический фактор; а и В — коэффициенты
уравнения состояния.
Выполнив дифференцирование в формуле (1.82) с учетом
уравнения состояния Пенга—Робинсона, получим
i - 'о = {Тпр (г - 1) - 2,08 (1 + т) [1 + т (1 - Т«) ] X
(г + 2,414В) 1
X 1п---------------1,
(г-0,414В) )
(1.83)
где io — энтальпия идеального газа.
ДСР — Ср — Ср0 (0 — (i — i»)pnp — /? |z — 1 + Г j р+
т f Г / Т1® \ 1
+ 2,08(1 + m)-^- 11 + ml 1 — yi/T) X
I L \ кр / J
/ дг \ / дг \
Г -—) + 0,414В Т I—— ) —2,414В
X \дт/р \дТ/р____________
г —0,414В г + 2,414В +
1/2, (г + 2,414В) ) )
In —--------—— и 1 •
(г—0,414В) /J
(1.84)
Приращение энтропии реального газа по сравнению с идеаль-
ным (S—So) = AS можно определить по уравнению
AS = /? [1п (г - В) - 2,08m [Т~™ (m + 1) - т] 1п ^м^Г) } •
где So — энтропия идеального газа.
Для приближенных расчетов при 0,02<рПр<4 и 1,3<7'Пр<
<2,5, характерных для добычи и транспорта газа, поправку
ДСР можно рассчитать с погрешностью, не превышающей 10 %,
по формуле
&ср = 32,600Pnp/Tjlp. (1.85)
Здесь ДСР в кДж/(кмоль-К)-
2 Заказ № 317 33
При изобарическом процессе молярную теплоемкость при-
родного газа можно рассчитать и по формуле, предложенной
Л. М. Гухманом и Т. В. Нагаревой
Ср = 3,15 + 0,022037 — 0,149- 10~‘T2+ 0,238Л1р ' кДж/(кмоль- К).
' / Т \5.08
\ 100 )
(1.86)
Для реальных природных газов разность молярных тепло-
емкостей составит
С Г Т ( °Р \ ( dV \ (I Я7>
Ср — Су--11-—\ (-—) (1.87)
\ дТ / у \ дТ / р
ИЛИ
-4 м R Гг + Т'пр ( ) 1
Ср - CV =------Ь--------\ /pnpJ t 88)
/ дг \
Рпр\арпрЛпр
/ дг \ / дг \
где ( —-—) и (------) можно определить с помощью урав-
\ ОТпр / Рпр \ Зрпр / ^пр
нения состояния Пенга—Робинсона:
[Am / Т \i/2T
6В2 + 2В — 2А —---- ( —— ) I z + ЗВ3 + 2В2 —
а \ Ткр / J
АВт / Т \12
, д Ч — ЗАВ —------ —-
/ \___________________________и \ Ткр /________________
\дТ)р~ T[3z2 + 2(B-1)г-ЗВ2-2В +Л]
(1.89)
/ дг \ Вг2 + (Я-6В2 —2В)г + ЗВ3 + 2В2 —2ЛВ
\др)т^ р[ — Зг2 — 2(В- 1) г + ЗВ2 + 2В — Л]
ДР .
/?3Т ’
Ьр .
RT '
В
PV
г =----.
RT
Полученные по уравнению состояния Пенга—Робинсона
аналитические выражения частных производных (dzldT)v и
(dz/dp)T дают возможность строго математически определить
значения температурного Кт и объемного Kv коэффициентов
адиабаты, необходимых для расчета температуры и мощности
34
в процессах адиабатного расширения и сжатия
газов:
природных
(1.91)
Ср
/ р-
1
KV _*Ц1+2
г \ др /т Ср L г
Для идеальных газов
Ср — Су = AR = 8314,3 кДж/(кмоль- К).
Определяя Ср по формуле (1.81), можно найти коэффици-
ент адиабаты природных газов К по формуле
„ Ср _________________Ср__________
Су Г / дг \
Ср — AR z 4- Тпр I — I
L \ о! пр / рпр
Обработка результатов экспериментальных исследований
газов Шебелинского, Южно-Советского, Майкопского и других
месторождений показала, что вычитаемое в знаменателе можно
выразить так:
(1.92)
(1.93)
(1.94)
г , а > „1/4
AR [г+Тпр (—М 1=3,57-^-
L \ и* пр / Рпр J * пр
(1.95)
ИЛИ
Ср
к —
Ср-3,57р'*/Т„р
(1.96)
2
Определение коэффициента Джоуля—Томсона
Дросселирование — расширение газа при прохождении через
дроссель — местное гидравлическое сопротивление (вентиль,
кран, сужение трубопровода и т. д.), сопровождающееся изме-
нением температуры. Дросселирование — термодинамический
процесс, характеризующийся постоянством энтальпии (i =
= const).
В процессе дросселирования реального природного газа
при его движении через штуцер, задвижку, регулятор давле-
ния, клапан-отсекатель, колонны фонтанных труб в скважине,
неплотности в оборудовании уменьшается температура газа.
Изменение температуры газов и жидкостей при изоэнталь-
пийном расширении называется эффектом Джоуля—Томсона,
а в, — коэффициентом Джоуля—Томсона:
V
(1.97)
Ср
2*
35
Остаточный объем газа Vo, т. е. разность между объемами
идеального Уц — RTIp и реального V газов, составит
V0 = RTIp-V, (1.98)
где V0=f(p, Т).
Дифференцируя уравнение (1.98) по Т при p = const и под-
ставляя результат дифференцирования и V из (1.98) в (1.97),
получим
или
T’npffPnp, ^пр)
=---------------->
РкрСр
(1.100)
где
f (Рпр > Т’пр) = 1,44 Гу0 пр — ^пр f ₽ 1 >
L \ о1 пр / рпр J
Vo пр = VQ/Va Кр. (1.101)
Значение функции f{pnp, Тпр) можно определить с помощью
рис. 1.9 или рассчитать с погрешностью менее 7 % по корре-
ляционной зависимости Л. М. Гухмана и Т. В. Нагаревой,
f (Рпр. Тпр) = 2,3437'~р,04 — 0,071 (рпр-о,8) (1.102)
при 1,6<7’пр<2,1 и 0,8<рпр<3,5.
Для реальных природных газов коэффициент Джоуля—
Томсона gj можно, кроме (1.97), выразить через коэффициент
сверхсжимаемости z:
в; =
AMRT
СрР
\ дТ )р
(1.103)
(dzldT)p можно определить из уравнения состояния реальных
природных газов, например из уравнения состояния Пенга—
Робинсона (1.89).
Если (dz/d7')p>0, е>>0, то газ в процессе дросселирования
охлаждается. При (dz/dT)p<0, gi<0 газ в процессе расшире-
ния нагревается. В случае если (dz/dT)p = Q, е/=0, то на гра-
фике (см. рис. 1.9) имеем точку инверсии. В большинстве слу-
чаев газ в процессе дросселирования охлаждается, жидкость
нагревается.
Изменение температуры газа (жидкости) в процессе изо-
энтальпийного расширения при значительном перепаде давле-
ния на дросселе называется интегральным дроссель-эффектом.
Это изменение можно определить по соотношению
Pi
Л - Тг = f Btdp (1.104)
Pi
36
или по энтальпийным диаграммам, одна из которых показана
на рис. 1.10.
Приближенно конечную температуру газа в процессе дрос-
селирования находят по формуле
1 1
Л ~ Га
~3’57 [0,005-10-3 In X
% ^пр L *
Ьр1 пр 1
X + 0,29-10~7 (р| - р|) — 209- Ю-7 (р( - p2)j ,
Рис. 1.9. Зависимость f(pnp, Тпр) от
приведенных абсолютных давления
рпр и температуры Тпр
(1.105)
Рис. 1.10. Энтальпийная диаграмма
для природного газа Оренбургского
газоконденсатного месторождения
Где рар—(pi+ рг)/2ркр1 T'npi — Ti/Ткр', Ср — Ср(рпр, Tnpi).
Интегральный коэффициент Джоуля—Томсона для природ-
ного газа изменяется от 2 до 4 K/МПа в зависимости от со-
става газа, падения давления и начальной температуры газа.
Для приближенных расчетов среднее значение коэффици-
ента Джоуля—Томсона можно принимать равным 3 К/МПа.
У жидкостей 61 <0, поэтому при дросселировании они нагрева-
37
ются. Для наибольшего снижения температуры газа в штуцере
необходимо удалять жидкость из газового потока до его по-
ступления в штуцер. Интегральный коэффициент Джоуля—
Томсоиа для нефти изменяется от 0,4 до 0,6 K/МПа, для воды
0,235 К/МПа.
Пример. Определить молярную теплоемкость, коэффициент адиабаты,
дифференциальный дроссель-эффект при изобарическом процессе прн следу-
ющих давлениях и температурах: р=15,6; 8; 6; 4; 2; 1 МПа; /=+50, +10,
—20 °C.
Таблица 1.11. Рассчитанные и экспериментальные значения Ср, k и в, природного
р. МПа ^Пр с ^пр СР ко Кр °С/0.1 МПа t,° с ^пр
15,6 3,30 50 1,64 11,88 1,33 0,25 10 1,44
8,0 1,70 50 1,64 10,19 1,32 1,32 0,34 10 1,44
6,0 1,27 50 1,64 9,77 1,31 1,31 0,37 10 1,44
4,0 0,85 50 1,64 9,38 1,30 1,29 0,40 10 1,44
Состав газа, %; СН4 92; С2Н8 4; С8Н8 1,1; С4Ню 0,52; С8Н12 0,26; СО2
0,12; N2 2.
Решение. При р= 15,6 МПа и /= +50 °C
Л!» = 'S.yiMi = 17,56; Дем = Мсм/Мв = 0,606;
Ркр = 4,72 МПа; Ткр = 197 К.
Рпр = 3,3; 7’Пр = 1,64;
. . 0,238-17,56-1561’124
Сп = 3,15 + 0,022-323 — 0,149- 10“‘-323a 4---1—————--------------=
Р / 323 \ 5.08
\ 100 /
= 11,88 кДж/(кмоль-К)1
___________11,88_________
К ~ 11,88 — 3,57-3,31/4/1,64
= 1,327;
/(Рпр. Тпр) =2,343-1,64-0'2 — 0,071 (3,3-0,8) =0,72;
0,72-197
11,88-4,72
= 2,53° С/МПа.
Результаты вычислений приведены в табл. 1.11.
Пример. Рассчитать конечную температуру газа /2 в конце процесса
дросселирования газа Южно-Советского газоконденсатного месторождения и
среднее значение коэффициента Джоуля—Томсона при следующих исходных
данных: pi=8 МПа, б = 45,3°C; р2=6; 4; 3; 2; 1 МПа. Состав газа, %; СН4
82,76; С2Н5 9,68; С3Н8 3,23; С4Н10 1,29; С5Н12 0,42; С8Н14 0,14; СО2 2,48;
МСм = 19,88; рКр = 4,67 МПа; Гкр = 208,5 К.
Решение. При р2=6 МПа.
р = (8,0 + 6,0)/2 = 7,0 МПа;
Рпр = 7,0/4,67 = 1,5;
Тпр 1 = (273 + 45,3)/208,5 = 1,53;
38
Ср = 3,15 + 0,022-318,3 — 0,149-10-4-318,3’ +
0,238-19,88 701-124
/ 318,3 \5.Q8
\ 100 /
= 10,2 кДж/(кмоль-К);
1 1 1 51'4 1
-------—------= 3,57 —------------------[0,005- 10-s X
318,3 Тг 1,53 10,2 1
газа Шебелииского месторождения
СР ко еС °С/0,1 МПа /, СС т 1 пр СР *р
14,14 1,31 0,27 —20 1,29 17,18 1,31
11,07 1,34 1,34 0,40 —20 1,29 12,59 1,37 1,38
10,24 1,34 1,34 0,44 —20 1,29 11,39 1,36 1,34
9,50 1,33 1,33 0,49 —20 1,29 10,18 1,35 1,35
X 2,3 1g
8,0
6,0
+ 0,20-10“7 (8,0’— 6,02) — 209 • 10~7 (8,0 — 6,0) =
= — 2,58-0,336-10“s/10,2 = —1/11750;
Т» = 318,3-11750/12068 = 310 К = 37 °C;
Д/р = /t _ /2 = 45,3 — 37 = 8,3 °C;
ёр = 8,3/(8,0 — 6,0) = 4,15 °С/МПа.
Результаты вычислений и данные экспериментального оп-
ределения А/ приведены в табл. 1.12.
С помощью аналитических выражений частных производ-
ных (дг/дТ)р и (дг/др)т можно рассчитать изменение темпе-
ратур природных газов при изоэнтальпийном, изоэнтропий-
ном и политропном процессах, т. е. изменение температур
природных газов в процессе дросселирования, охлаждения и
сжатия в идеальных детандере и компрессоре.
Дифференциальный коэффициент Джоуля—Томсона (/=
= const)
дТ \ AmRT* / дг \
др /I Срр \ дТ / р
(1.106)
Изменение температуры природного газа в идеальном де-
тандере или компрессоре (5 = const)
/_ЭТ_\ =21м«7_Г /_&_\ I
\ др Js СРТ L к дТ /рГ
(1.107)
39
Изменение температуры в общем случае в политропном
процессе (т| = const)
AMRT
С рР
дг
дТ
(1.108)
где т)* — условный к. п. д. процесса (rj*< 1 при сжатии газа
в компрессоре и т)*> 1 при расширении газа в детандере).
В том случае, если т|*= I, из (1.108) получаем выражение
(1.107) для изоэнтропийного процесса, при т]*->оо получаем
выражение (1.106) для изоэнтальпийного процесса. Эффектив-
Таблица 1.12. Рассчитанные и определенные экспериментально значения разности
температур при дросселировании газа Южно-Советского месторождения
(₽! — 8 МПа, G — 45,3 °C)
Показатели Ра, МПа
6 4 3 2 1
Д/р, °с 8,3 17,0 21,3 25,8 29,3
д/о. °C 7,7 16,4 21,2 26,3 32,1
е0, °С/0,1 МПа 0,385 0,410 0,423 0,438 0,458
ер, °С/0,1 МПа 0,415 0,424 0,423 0,430 0,418
ность использования свободного перепада давления для охлаж-
дения газа в детандере по сравнению с дросселированием его
в штуцере можно рассчитать по уравнению
( } — / -дТ- ) = -А.мг.КТ_, (1.109)
\ др /s \ др )i Срр
§ 6. УПРУГОСТЬ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ
Насыщенный пар представляет собой двухфазную систему —
смесь жидкости и пара при граничных условиях х=0 и х=1,
где х — паросодержание смеси. Состояние насыщенного пара
определяется давлением (или температурой) и паросодержа-
нием.
На рис. 1.11 приведены кривые упругости паров углеводо-
родов в полулогарифмических координатах, а на рис. 1.12 —
кривые зависимости объема жидкого и парообразного пропана
от давления при неизменной температуре. При сжатии от
точки М до точки А имеется перегретый (ненасыщенный) пар
и кривая в этом интервале имеет гиперболическую форму.
В точке А пар становится насыщенным, а при дальнейшем из-
менении объема (участок ЛВ) он постепенно переходит в жид-
кость при неизменном давлении. В точке В заканчивается пе-
реход пара в жидкость, а при дальнейшем сжатии давление
будет резко повышаться при почти неизменном объеме. Гори-
зонтальный участок АВ характеризует упругость насыщенных
40
паров данной жидкости при температуре опыта. Чем ближе
температура к критической, тем короче этот горизонтальный
участок. На основе полученных данных строят кривую упруго-
сти паров, представляющую зависимость давления от темпе-
ратуры испарения данной жидкости.
Если углеводороды находятся в смеси, то общее давление
смеси влияет на упругость паров каждого компонента. Наблю-
дения показали, что упругость паров компонента повышается
с увеличением общего давления. Это влияние ничтожно при
Рис. 1.11. Кривые упругости насыщенных паров чистых углеводородов
1 — метан; 2 —этан; 3 — пропан; 4 — иэобутан; 5 —бутан; 6 — изопентан; 7—пентан;
5-изогексан; 9 — гексан; 10 — изогептан; // — гептан; /2 —октан; 13 — ионан; 14 —
декан
низких давлениях (примерно до 1 МПа), при высоких же дав-
лениях упругость паров резко увеличивается. У индивидуаль-
ного углеводорода в чистом виде упругость паров есть функ-
ция только температуры Q = f(O- У смеси углеводородов упру-
гость паров является функцией и температуры, и общего
давления, т. е. Q=f(t, рсм). По опытам Ларсона и Блека, про-
веденным со смесью аммиака, азота и водорода под общим дав-
лением 5 МПа при температуре 273 К, упругость насыщенных
паров аммиака на 17 % выше, чем при р = 0,1 МПа. При об-
щем давлении 100 МПа упругость паров аммиака в пять раз
превышала его упругость в чистом виде.
Поскольку в данном случае имеются три переменные — дав-
ление смеси, определяемое ее составом, температура и упру-
гость паров, введена так называемая константа равновесия
(коэффициент распределения)—отношение упругости паров
индивидуального углеводорода Q к давлению смеси рСм, т. е.
K = Q/pcu, (1.П0)
где К — константа равновесия.
41
Прологарифмируем равенство (1.110)
1g/С = lg Q — 1g Рсм- (I.ill)
На рис. 1.13 показана зависимость константы равновесия
и тлил ч'Г ttpn tvNuepcti) ре К в логдриф.мнче
ских координатах. При низких давлениях зависимость кон-
станты равновесия от давления почти прямолинейна, так как
упругость паров Q мало изменяется. При высоких давлениях
увеличение упругости паров Q с повышением рсм становится
значительным. Прямолинейная зависимость переходит в кри-
волинейную. С повышением общего давления константа равно-
Рис. 1.12. Зависимость давления от объема (а) и температуры испарения
жидкости (б)
весия уменьшается медленнее, потому что сказывается увели-
чение упругости паров. Чем выше давление, тем быстрее растет
упругость паров с повышением общего давления. Это выража-
ется более крутым направлением кривой, приближающейся
в некоторой точке к вертикали. Эта точка соответствует та-
кому давлению, при котором увеличение упругости паров про-
порционально повышению общего давления, т. е. когда числи-
тель и знаменатель дроби (1.110) изменяются с одинаковой
интенсивностью.
При очень высоких давлениях упругость паров увеличива-
ется интенсивнее, чем общее давление. Это значит, что в об-
ласти высоких давлений константа равновесия с повышением
давления возрастает, т. е. жидкость становится более летучей.
Упругость паров жидкой смеси, по закону Рауля, зависит
от упругости паров отдельных компонентов при данной темпе-
ратуре и от их молярных концентраций. Парциальное давле-
ние каждого компонента можно определить как произведение
его молярной доли на упругость паров в чистом виде, т. е.
' Pi = XiQ;. (1.112)
42
Сумма же парциальных давлений всех компонентов равна
общему давлению над смесью или упругости паров жидкой
смеси, т, е.
Рсм — Pi + Pi • • • + Рп — x\Qi + xiQi + • • • + xnQn- (1.113)
На рис. 1.14 показан график состояния двухкомпонентиой
системы. AD — линия парциальных давлений низкокипящего
компонента (нкк), более летучего. В точке А его концентрация
и парциальное давление равны нулю, в этой точке жидкость
Рис. 1.13. Изменение константы равновесия н-бутана при температуре 289 К
с изменением общего давления
Рис. 1.14. Изменение упругости паров двухкомпонентиой системы
состоит из одного высококипящего компонента ,(вкк). ВС —
линия парциальных давлений высококипящего компонента.
Для углеводородных смесей обе линии можно считать пря-
мыми. CD — линия общего давления или упругости паров жид-
кой смеси, которая зависит от состава смеси (в данном случае
температура смеси неизменна).
Возьмем смесь с концентрацией х низкокипящего компо-
нента (точка Е). Парциальное давление низкокипящего ком-
понента будет измеряться отрезком EG, а высококипящего —
отрезком EF. Эти отрезки соответственно равны FH и HG,
a EG + EF=EH.
§ 7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВОВ ФАЗ РАВНОВЕСНЫХ
ДВУХФАЗНЫХ МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ СИСТЕМ
Процессы добычи, транспорта и переработки газа и нефти ха-
рактеризуются фазовыми переходами, образованием жидкой
фазы из парообразной, парообразной из жидкой, сосущество-
ванием термодинамически равновесных или неравновесных па-
ровой, жидкой и часто твердой фаз. При снижении давления
в пласте и на забое нефтяной скважины ниже давления начала
43
разгазирования при пластовой температуре образуется паро-
вая фаза. Фазовые превращения в пласте происходят в про-
цессе разработки газоконденсатных залежей, во время движе-
ния нефти и газоконденсатных смесей в скважинах, отделения
нефти и конденсата от их паров в сепараторах, хранения
нефти и конденсата в резервуарах, в процессе образования и
разложения нефтяных и газовых месторождений, кристалло-
гидратов углеводородных газов.
Сжатие и охлаждение углеводородных газов при компрес-
сионных методах переработки газа и его транспортировке со-
провождаются фазовыми переходами, происходящими вовремя
выветривания сырого бензина или конденсата в емкостях.
При движении газоконденсатной смеси в пласте и промыс-
ловых сооружениях, когда скорость установления термодина-
мического равновесия между фазами смеси значительно пре-
вышает скорость изменения давления или температуры,
паровая и жидкая фазы находятся в термодинамическом рав-
новесии.
Если многокомпонентная, многофазная, неоднородная по
форме, структуре и размерам молекул система, помещенная
в замкнутое пространство, находится в термическом (без из-
менения температуры) и в механическом (без изменения дав-
ления) равновесии, то в этой системе все же возможен переход
вещества из одной фазы в другую. Изменение числа молей п,-
любого компонента i в какой-либо однородной фазе / всей си-
стемы вызывает изменение изобарно-изотермического потен-
циала этой фазы Gf.
Gf=Uf-TSf + pVf, (1.14)
где Uf, Sf и Vf — внутренняя энергия, энтропия и объем одно-
родной фазы соответственно.
Гиббс показал, что термодинамическое равновесие между
фазами неоднородной системы наступает в том случае, когда
изобарно-изотермический потенциал системы достигает своего
минимального значения:
dG -- 0, (1.115)
где
G=SG/. (1.116)
Таким образом, в условиях термодинамического равновесия
происходит равновесный массообмен компонентов между фа-
зами, т. е. количество каждого компонента, перешедшего из
первой фазы во вторую за данный промежуток времени, равно
тому же количеству, перешедшему из второй фазы в первую за
тот же промежуток времени. В замкнутом объеме при термо-
динамическом равновесии масса или число молей каждого
компонента в системе остается неизменным.
44
Производная (dG,1дп})8, v, пк, т. е. приращение изобарно-
изотермического потенциала данной фазы системы с увеличе-
нием данного вещества на единицу при постоянных энтропии,
объеме и числе молей остальных компонентов пк, получило на-
звание «химический потенциал». Химическим потенциалом ве-
щества ф называется удельный (в расчете на единицу массы)
изобарно-изотермический потенциал:
<P = i-TS, (1.117)
где i и S — удельные (в расчете на единицу массы) энтальпия
и энтропия соответственно.
Химический потенциал можно выразить через различные
термодинамические функции, например:
==/_Ё£_\ . (1.118)
\ др /т.пк \ дп/ / г. р. nK(k*h
Для однокомпонентного чистого вещества производная хи-
мического потенциала по давлению равна молярному объему
этого вещества:
=Улно. (1.119)
\ др / т
Удельный массовый изобарно-изотермический (химический)
потенциал ф обладает замечательным свойством: он позволяет
рассчитать изменение характеристической функции любой си-
стемы при изменении количества вещества в системе.
При термодинамическом равновесии давления, температуры
химические потенциалы каждого компонента во всех фазах
равны:
Pl = Pi = • • = Рп>
(1.120)
Л = Та = . . . = Тп;
Ф1 = Фа = • • • = Фи-
При невысоких давлениях и температурах справедливо
уравнение Дальтона—Рауля о равенстве парциальных давле-
ний компонентов в паровой и жидкой фазах:
yiP = XiQi, (1.121)
где yt, Xi — молярные концентрации i-ro компонента в паровой
и жидкой фазах соответственно; р — давление паров смеси;
Qi — упругость насыщенных паров i-ro компонента в чистом
виде при заданной температуре системы.
Давление паров смеси над жидкостью в условиях термоди-
намического равновесия складывается из парциальных давле-
ний компонентов, входящих в жидкость
р = xiQi + x2Q2 + • • • +x„Qn = £ xtQi. (1.122)
t=i
45
Из уравнения равновесия (1.121) следует, что распределе-
ние углеводородов между фазами двухфазной равновесной си-
стемы происходит в соответствии с упругостью насыщенных
паров углеводородов и их молярными концентрациями.
При нарушении равновесия в системе вследствие изменения
температуры или давления начинается перераспределение уг-
леводородов между фазами до тех пор, пока парциальные дав-
ления каждого компонента в паровой и жидкой фазах не срав-
няются.
Углеводороды, обладающие при данной температуре упру-
гостью насыщенных паров Q большей, чем общее давление р
системы, будут иметь более высокую концентрацию в паровой
фазе, чем в жидкой, и наоборот — углеводороды с давлением
насыщенных паров меньшим, чем давление паров смеси, будут
иметь более высокую концентрацию в жидкой фазе, чем в па-
ровой. Следовательно, состояние углеводородов, находящихся
в смеси, определяется не только давлением и температурой, но
еще и составом фаз.
Используя закон Дальтона—Рауля, зная температуру и
давление, при которых находится смесь, по концентрации ком-
понента в одной фазе можно найти его концентрацию в другой.
Действительно, пусть задан состав жидкой фазы
Х1 + х2 + • • + хп = 1 •
где *1, х2, • • ., хп — молярные доли соответствующих компо-
нентов в жидкой фазе.
Пусть упругости насыщенных паров компонентов при за-
данной температуре Qi, Q2....... Qn- Давление паров такой
смеси по закону Рауля будет
Р = *iQi + xzQz -I- ... -|- xnQn
или
p = ZxjQi,
где XiQi, X2Q2, . ., xnQn — парциальные давления компонен-
тов в жидкой фазе.
Определив давление паров жидкой смеси р, концентрацию
всех компонентов в равновесной паровой фазе можно найти
по уравнению
У1 = xiQilp-
Если же известен состав паровой фазы, то состав равновес-
ной жидкой фазы можно также определить, используя урав-
нение Дальтона—Рауля.
Пусть задан состав паровой фазы смеси:
У1 + Уг+......+ Уп = 1.
где у\, уч, . •., у-л — молярные доли углеводородов в паровой
фазе.
46
Определить общее давление в системе, как в предыдущем
случае, нельзя, так как неизвестен состав жидкой фазы. Дав-
ление паров смеси по данным состава паровой фазы можно
найти исходя из следующего.
Для каждого компонента можно написать
*1 = ViP/Qi,
Хг = УгрЮг,
хп = УпР/Qn-
Суммируя концентрации компонентов в жидкой фазе, по-
лучим
х1 + хг+ . . . +xn = l = /-^- + _g_+. ..
\ VI V2 ЧП /
Отсюда давление паров смеси, если известен состав паро-
вой фазы, можно определить из соотношения
р ----------------1-------------=-------1----. (1.123)
У1 , Уз , , Уп у» У1
<?1 <?2 + ‘ ‘ + Qn La Qi
Определив по этой формуле давление паров смеси р, кон-
центрацию компонентов в жидкой фазе находят из соотноше-
ния
xi = yipIQi-
Пример. Найти состав равновесной паровой фазы, если молярный со-
став xi жидкой фазы следующий: СзНв — 0,2; <-С4Н10—0,3; н-С4Н1()—0,5. Тем-
пература смеси 298 К.
Решение. Давление насыщенных паров компонентов при температуре
298 К берем из таблицы или графиков (см. рнс. 1.11): 0з=0,92 МПа; Q4< =
= 0,37 МПа, Q4n = O,28 МПа. Определяем давлеине паров жидкой смеси (об-
щее давление смеси) по формуле (1.122)
р = 0,2-0,92 + 0,3 0,37 + 0,5-0,28 = 0,184 + 0,111 + 0,140 = 0,435 МПа.
Концентрация компонентов в равновесной паровой фазе:
Уз = x3Q3/p = 0,2-0,92/0,435 = 0,184/0,435 = 0,423;
y4i = xiiQulp = 0,3-0,37/0,435 = 0,111/0,435 = 0,255;
у4п = XinQtnlp = 0,5-0,28/0,435 = 0,140/0,435 = 0,322;
Zyi = 0,423 + 0,255 + 0,322 = 1,0.
Пример. Найти состав равновесной жидкой фазы, если молярный сос-
тав паровой фазы: СзНв—0,6; (-С4Ню—0,3; И-С4Н10 — 0,10. Температура смеси
298 К.
Решение. Определяем давление паров смеси по формуле (1.123)
1 1
0,92 0,37 0,28
= —!— = 0,55 МПа.
1,82
47
Концентрация компонентов в равновесной жидкой фазе:
= УзР/Qa = 0,65 0,55 = 0,357;
xii = yaplQii = 0,81-0,55 = 0,455;
xin = yinPlQin = 0,36-0,55 = 0,198;
= 0,357 + 0,455 + 0,198 = 1.
Решение двухфазных многокомпонентных систем, при котором определя-
ются только составы паровой н жидкой фаз, не позволяет определить мо-
лярные доли паровой н жидкой фаз, рассчитать материальный баланс ра-
боты сепараторов, конденсаторов, испарителей, разделительных колонн, про-
цессов сжатия и охлаждения углеводородных газов.
§ 8. УРАВНЕНИЯ ФАЗОВЫХ КОНЦЕНТРАЦИИ
Рассмотрим многокомпонентную смесь заданного состава в мо-
лярных долях (Sr|,= l), находящуюся в двухфазном состоянии
пар — жидкость при условиях термодинамического равновесия.
Масса смеси остается постоянной. Давление смеси газов из-
меняется за счет изменения объема. Температура смеси поддер-
живается постоянной.
Изменение соотношения между фазами и переход компонен-
тов смеси из одной фазы в другую при постоянных массе и со-
ставе смеси и изотермическом изменении давления называется
контактной (однократной) конденсацией или контактным
(однократным) испарением в зависимости от того, происхо-
дит конденсация компонентов из паровой фазы или испарение
компонентов жидкой фазы при изменении давления.
Общее число молей исходной смеси N равно числу молей
паровой Nn и жидкой фаз при давлении р и температуре t,
т. е.
ЛГ = ууп + Мж (1-124)
Число молей i-ro компонента распределяется между фазами
следующим образом:
•<\iN = yiNn + х[Ыж, (1.125)
где г],, у,, Xi — молярные доли t-го компонента в исходной
смеси, паровой и жидкой фазах соответственно.
Разделим левую и правую части равенства (1.124) на 7V,
т. е. напишем уравнение материального баланса распределения
компонента в смеси для одного моля смеси в сосуде:
^ = Ус-^+ xi-^- = ytV + x{L, (1.126)
N N
где V = Nn/N и L = N-,k/N — молярные доли паровой и жидкой
фаз в сосуде; V-f-L=l.
48
Подставляя в уравнение (1.126) yi=K.iXi и £=1—V, полу-
чим
yt =-----4*1-----. (1.128)
V(Kf-l)+l
Замыкающие соотношения для составов смеси, паровой и
жидкой фаз имеют вид
2тц=1, Sx(=l. (1.129)
Равенство (1.127) с учетом (1.129) принимает вид
*11 , *12 , Пп = J
V (Ki -1) + 1 ф V (К2 -1) +1 ф + V (к„ -1) + 1
(1.130)
Решение уравнения (1.130) методом последовательных при-
ближений (итераций) позволяет найти такое значение V, при
котором сумма дробей в левой части равенства равна единице.
Для нахождения искомого значения V можно использовать
метод Ньютона, метод хорд или метод деления отрезка пополам.
Наиболее быстрый метод решения уравнения (1.130), тре-*
бующий минимальной затраты машинного времени (схождение
получается при числе итераций меньше четырех),— метод, пред-
ложенный Локкартом и Макгенри в 1959 г. Идея его состоит
в представлении многокомпонентной смеси как бинарной, со-
стоящей из легкого и тяжелого псевдокомпонентов. К легкому
псевдокомпоненту относятся те реальные компоненты смеси,
константы равновесия которых больше единицы, к тяжелому —
меньше единицы.
Число молей паровой фазы Уп находится из равенства
Уп = ,\ - /т F = Ffl + FT, (1.131)
1 — Ат Ал — 1
где Гц, FT и F — количество соответственно легкого, тяжелого
псевдокомпонентов и смеси, моли; Кл, Кт — константы фазового
равновесия легкого и тяжелого компонентов.
Уравнения (1.127) и (1.128) называются уравнениями фазо-
вых концентраций компонентов смеси. С их помощью можно
установить концентрацию компонентов в фазах при определен-
ных V и заданных давлении, температуре, исходном составе
смеси и константах фазовых равновесий.
Эти уравнения — фундаментальные уравнения прикладной
термодинамики фазовых равновесий многокомпонентных смесей.
Они лежат в основе расчета парожидкостного равновесия при-
родных нефтяных и газоконденсатных смесей и аналитических
методов их исследования.
49
Исследуем уравнение фазовых концентраций. Для этого по-
строим зависимость Sxj от молярной доли жидкой фазы L
(рис. 1.15). Из этого рисунка следует, что если при L = 0
2*1 = П1/К1 + г\»1Кг +....+ Х\п/Кп < 1,
то жидкая фаза в смеси отсутствует, смесь находится в одно-
фазном газообразном состоянии (кривые 1, 2, 3). Если Sx,>l
при L = 0, жидкая фаза имеется (Ь = Ьз). Когда Sx,= l при
L—\, вся смесь находится в однофазном жидком состоянии.
По уравнению 2х< = 2(т]{/К<) = 1 (L = 0) можно построить
кривую начала образования жидкой фазы или кривую точек
Рис. 1.15. Зависимость Sx; от молярной
доли жидкой фазы L
росы, по уравнению = 1 (У=0)—кривую начала
образования паровой фазы из жидкой или кривую точек ки-
пения.
Пример. Рассчитать методом Локкарта и Макгенри соотношение соот-
ветствующих фаз и определить их составы при сепарации пластовой нефти
Таблица 1.13. Данные расчета контактной конденсации пластовой нефти
при решении уравнений концентраций с помощью метода Локкарта и Макгенри
(число итераций равно 4)
Компоненты смеси Число молей компо- нента в смеси Константы фазового равновесия Число молей компонента в паровой фазе Число молей компонента в ЖИДКОЙ фазе
к* Кд *т
сн4 303 230 303 0
QiH, 131 29 — 127,7 3,3
с?н8 94 6,2 13,72 — 84,8 9,2
i-C4Hio 18 3.2 — 14,6 3,4
49 2,2 — 39,6 9,4
20 0,94 — 11,5 8,5
25 0,72 — 13,5 11,5
0,073
С.Н14 38 0,22 — 9,8 28,2
С?+в 322 0,014 — 5,5 316,5
Итого 1000 610,376 389,624
50
при абсолютном давлении р=0,1 МПа и температуре сепарации 7=288,8 К.
Исходные данные и результаты вычислений приведены в табл. 1.13.
В результате расчетов получилось Af„/F=610,376/1000 = 0,610; V/(V+ L) =
0,610; V/L= 1,565.
§ 9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНСТАНТ ФАЗОВОГО РАВНОВЕСИЯ
ПО ДАВЛЕНИЮ СХОЖДЕНИЯ
Метод определения констант фазового равновесия по давлению
схождения — один из наиболее известных, получивших широкое
распространение в инженерной практике как в нашей стране,
так и за рубежом. Несмотря на то что этот метод эмпирический,
его использование во многих случаях дает хорошие результаты.
Метод основан на хорошо известном факте схождения кон-
стант равновесия компонентов легких парафиновых бинарных
углеводородных смесей к единице при критическом давлении и
данной температуре смеси. Константы равновесия компонентов
в многокомпонентных смесях сходятся к единице только прн
критическом давлении и критической температуре смеси. При
температуре смеси, отличной от критической, давление, при ко-
тором константы равновесия сходятся к единице, называется
кажущимся давлением схождения. Константы рав-
новесия имеют действительные физические значения лишь до
давления перехода из двухфазного в однофазное состояние.
Метод определения констант равновесия по давлению схож-
дения основан на экспериментально проверенном Хенсоном и
Брауном в 1945 г. предположении о том, что константы равно-
весия компонентов, входящих в состав различных смесей, равны,
если равны давления, температуры и давления схождения этих
смесей.
Таким образом, константа равновесия компонента — функ-
ция давления, температуры и давления схождения, определяю-
щего влияние составов паровой и жидкой фаз системы на кон-
станты равновесия компонентов. Несмотря на то что давление
схождения есть функция компонентного состава обеих равно-
весных фаз, на практике принимают, что его можно установить
по составу исходной смеси или по составу жидкой фазы при
данном давлении.
Если известны молекулярная массаЛ1С7+и плотность .остатка
Рс7+ давление схождения приближенно можно рассчитать по
формуле (1.132) и (1.133).
При 120< Мс7+Рс7+ <200
рсх = 10,2(90— 18,1 • 10~2/ — 0,423-10~4/2) ( (1-132)
при 90<Мс7+РС7+< 120
Рсх “ Рсх I1-2 + °’399’10-4 <z - ЮО)2].
(1.133)
51
По известному составу жидкой фазы давление схождения
можно определить по формуле
Рсх = 356,06 (ai + (а3 -|- а4Т), (1.134)
где MCi+ = MCi+ /142,93; Т = Т/310,66; а1 = 0,12258886; а2=
= 1,225988; а3 =—0,12539303; а4= 1,1242308; Л4с2+ — средневзве-
шенная молекулярная масса гипотетического компонента С2+.
Средняя квадратическая погрешность аппроксимации выраже-
ния рсх = Рсх(Л4с8+, Т) составляет 0,103, коэффициент множест-
венной корреляции равен 0,96.
«Сн = Z siMil Z
i=c2 <=с3
Si = x(Mi! £ x(Mi. (1.135)
l~ C2
Здесь Mt — молекулярная масса i-ro компонента; gi — мас-
совая доля i-ro компонента в псевдокомпоненте С2+.
Рассчитав каким-либо способом давление схождения смеси
и задавшись значениями давления и температуры, константы
фазового равновесия углеводородов и азота находят по табли-
цам констант равновесия СевкавНИИГаза или по атласу кон-
стант Американской ассоциации газобензинового производства
NGAA.
При проведении расчетов на ЭВМ удобнее и компактнее
аналитическая форма представления констант фазового равно-
весия. Г. Р. Гуревич и Г. С. Степанова зависимости констант
равновесия Кл(р, Т, рСх) парафиновых углеводородов от метана
до н-ундекана и азота аппроксимировали алгебраическими по-
линомами третьей степени.
Константы равновесия углекислого газа и сероводорода
можно определить следующим образом:
Ксо8 = (Ксн4К с8нв)’12. (1.136)
где КСн4, Кс2н6 находят по атласу констант
Kh2s = 13,431086 (й! + йгКсаНв) (аз + а4Кс3н8). (1.137)
где Кс2н6 = 7<с2нб/16,2588; КСзн8 = Кс3нЛ66576; ох = 0,0016766885;
а2 = 0,98823311; а3= 1,0331174; а4=—0,0008977.
Константу равновесия остатка Кс?+ или Kci+ можно рас-
считать по формуле, зная молекулярную массу Мс?+ или МС5+
и его относительную плотность рС7+ или рс&+ (по воде):
Kc„+ = Kcnf-^^->) , (1138)
\ Ксп /
52
где
Мсп+ — Мс„
5°Рсл+
р \1/4
Рсх /
(1.139)
т
13десь п>5.
§ 10. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНСТАНТ ФАЗОВЫХ РАВНОВЕСИЙ
КОМПОНЕНТОВ С ПОМОЩЬЮ УРАВНЕНИЯ состояния
Константой фазового равновесия или коэффициен-
том распределения i-ro компонента в паровую и жидкую фазы
Kt называется отношение молярной доли i-ro компонента в па-
ровой фазе t/i к молярной
доле его в жидкой фазе хс
Ki = UilXi. (1.140)
Термин «коэффициент
распределения» не получил
широкого распространения
в литературе по расчету
фазового равновесия мно-
гокомпонентных смесей.
Более распространен тер-
мин «константа фазового
равновесия». Его нельзя
признать точным, по-
скольку отношение yt/Xi
действительно постоянно
при фиксированных давле-
нии и температуре лишь
для идеальных растворов,
т. е. когда это отношение
Рис. 1.16. Константы равновесия угле-
водородов, входящих в состав нефтей
с малой усадкой при /=93,3 °C.
/ — метан; 2 —этан; 3 —пропан; 4 — бутаны;
5—пентаны; 6— гексаны! 7 —остаток С7^_
(гептаны + вышекнпящие)
не зависит от состава со-
существующих фаз. В этом
случае константы фазового
равновесия называются
идеальными кон-
стантами.
Константу фазового
равновесия определяют экспериментальным и расчетным мето-
дами. Экспериментальный метод заключается в следующем.
В сосуд высокого давления установки, в котором создаются
определенные давления и температура и условия термодина-
мического равновесия фаз, помещают исходную газоконденсат-
ную смесь. При постоянных давлении и температуре в специ-
альные пробоотборники отбирают пробы паровой и жидкой фаз.
На хроматографе или другом приборе определяют компо-
нентные составы паровой и жидкой фаз (в молярных долях),
делят молярные доли компонентов в паровой фазе на молярные
53
доли этих же компонентов в жидкой фазе и получают таким
образом константы фазовых равновесий компонентов при задан-
ных давлении и температуре. Затем изменяют давление и тем-
пературу, получают константы фазового равновесия для других
давлений и температур. На рис. 1.16 приведены эксперименталь-
ные константы фазового равновесия углеводородов, входящих
в состав нефтей с малой усадкой. Видно, что каждый компонент
имеет два значения давления, при которых константы равнове-
сия равны единице: при давлении насыщенных паров компонен-
тов (Q=p, точка Л) и в точке их схождения к единице справа.
Если диаграмма составлена при критической температуре смеси,
то давление схождения критическое. При других температурах
схождение будет лишь кажущимся. По данным Катца, кажу-
щееся давление схождения, при котором константы равновесия
всех компонентов многих нефтей становятся одинаковыми и
равными единице, составляет 35—34,5 МПа.
При низких давлениях и температурах константы равнове-
сия углеводородов мало зависят от состава смеси. При высоких
давлениях константы можно найти путем экстраполяции их
действительных значений, если известно давление схождения,
которое в значительной степени определяется составом смеси
Константу фазового равновесия метана при —243<Т<
<533 °C приближенно можно рассчитать по формуле
Ксн4 = 2°8_[! _ (»26_.6-0 Г __(р-70)»_11 /_₽«._!\0-« + ,.
4 PCX I 316,5 L (PCX - 70)» JH Р /
(1.141)
Экспериментальное определение констант равновесия —
сложный, требующий больших затрат времени метод. Получен-
ные значения этих констант можно использовать в расчетах па-
рожидкостного равновесия только данной системы, использован-
ной в экспериментах. При исследованиях в бомбе высокого дав-
ления без пористой среды не учитывают влияния поверхностных
сил пористой среды, капиллярных сил, образования твердой
фазы из раствора на константу равновесия.
Константы равновесия, определенные экспериментально,
нельзя использовать для другого состава исходной смеси. Сле-
довательно, при эксплуатации газоконденсатных или нефтяных
месторождений, когда состав продукции скважин изменяется
непрерывно, необходимо было бы эксперименты для определе
ния констант равновесия проводить также непрерывно, что
практически невозможно. Несмотря на сложность эксперимен-
тальных определений констант фазового равновесия, этот ме-
тод объективный. Он необходим для проверки констант равно-
весий, определяемых теоретически.
Расчетный метод состоит в использовании уравнений со-
стояния реальных газов для определения летучести компонен-
тов смеси в паровой и жидкой фазах и затем нахождении конс-
танты равновесия как отношения летучести компонента в паро-
54
вой фазе к его летучести в жидкой фазе. Понятие летучести
в практику расчетов парожидкостного равновесия было введено
Льюисом. Он предложил сохранить форму уравнения для хи-
мического потенциала i-ro компонента смеси идеальных газов
Ф<(Р. Т) = Ф(ид(7’) + /?Т1пЛ, (1.142)
но использовать это уравнение для вычисления химического по-
тенциала реальных газов, заменив безразмерное давление р,
на некоторую зависящую от давления функцию ft-, названную
им летучестью:
Ф/(Р. Т) = ф<ид(П + /?7’1пЛ-. (1.143)
С физической точки зрения летучесть есть «исправленная»
упругость насыщенных паров компонентов идеальных растворов
или «исправленное» парциальное давление компонентов иде-
альных газовых смесей.
Летучесть f представляет собой «исправленное» давление,
после подстановки которого в уравнения идеальных газов или
растворов они становятся пригодными для описания свойств
реальных газов и растворов.
В этом случае летучесть при различных давлениях и темпе-
ратурах надо определять экспериментально для каждого реаль-
ного газа.
Для идеального однокомпонентного газа летучесть f равна
давлению р, для смеси идеальных газов — парциальному давле-
нию компонента, т. е. fi = ytp.
Коэффициент сверхсжимаемости z и летучесть f связаны со-
отношением р
р
или летучесть
f~?P. (1.145)
где р — давление паров смеси.
При термодинамическом равновесии паровой и жидкой фаз
наблюдается равенство давлений, температур и химических по-
тенциалов компонентов в фазах. При равенстве фазовых давле-
ний и температур химические потенциалы компонентов равны
летучестям компонентов смеси в фазах.
Летучесть i-ro компонента в равновесных паровой и жидкой
фазах многокомпонентной смеси можно определить по следую-
щим уравнениям:
= —!_ С /yfr_ *L.\dP\ (1.146)
ytp RT У \ р /
₽0
1п-^ = -— У (V{M-Vimo)dp, (1.147)
чЛжо RT р0
55
где fir, fim — летучести компонентов в паровой и жидкой фазах
соответственно; р — давление смеси газов; — летучесть чи-
стого компонента при температуре смеси; К,г, Кж — молярные
объемы i-ro компонента соответственно в паровой и жидкой фа-
зах; У1Жо — молярный объем i-ro компонента в чистом виде при
р и Т.
Отношение fir к ytp в термодинамике фазовых превращений
получило название коэффициента летучести а от-
ношение /,ж к Xifimo—коэффициента активности ул
= fitly IP, Vi = fi»dxifi>M- (1.148)
При термодинамическом равновесии между фазами ^г=Аж
К( = у у Х1 = т,Лж0 . (1.149)
Константу равновесия можно также определить из уравне-
ния
__ fimlXi fiwlxfp %ж ц 150)
fir/yi fir/yiP
Отношение fiw/xtp называется коэффициентом летучести
компонента i в жидкой фазе. Подставляя уравнение состояния
Редлиха — Квонга (1.51) в выражение (1.146), получим расчет-
ное уравнение для определения коэффициента летучести ком-
понентов в газовой смеси:
In = Inipi = (zCM — 1) — In (гсм — bcwp) —
У(Р \ i’cM /
асм Г 2ai bi ] . (. ЬсЫР \ — 1 — 1 In 1 1 1, ^CM L “cm ^CM J \ 2CM / где zCM — коэффициент сверхсжимаемости смеси, с помощью уравнения гсм - гсм + 2см (“2 - b2P -b)p- а2Ьр2 = 0; а2 = 0,427872’5 си/ркр,сиТ2^ (1.151) определяемый (1.152) (1.153)
Ь = 0,08677кр. см/Ркр. смТ1; а?= 0,4278Т2к’р5 (/ркр 4Т2’5, bi ~ 0,08677кр. i/pwp. (Т, асм = ^yiai* &см = ^уФь Зная состав равновесной жидкой фазы 2Хг=1, лить новые значения аСм и Ьсм по формулам (1.154) (1.155) (1.156) можно опреде-
^СМ — (1.157)
Ь<м = ^Xibi,
56
а также коэффициент сверхсжимаемости zCM жидкой фазы и,
наконец, коэффициенты летучести компонентов жидкой фазы.
Практика расчетов показала, что коэффициенты летучести
компонентов паровой фазы по уравнению состояния Редлиха —
Квонга в формуле (1.151) определяют с незначительными по-
грешностями, в то время как коэффициенты летучести компо-
нентов жидкой фазы — с большими. Поэтому коэффициенты ле-
тучести компонентов жидкой фазы рассчитывают другими ме-
тодами.
Коэффициенты летучести компонентов в паровой и жидкой
фазах довольно точно можно рассчитать по уравнению состоя-
ния Пенга — Робинсона.
Пример. Определить коэффициент летучести метана в паровой фазе га-
зоконденсатной смеси по уравнению состояния Редлиха—Квонга при исход-
ных данных, приведенных в табл. 1.9, если р—13,6 МПа; 7=310,9 К; zCM =
=0,754.
Решение. Определим коэффициенты а, и Ь{ для компонентов смеси
ио формулам (1.154) и (1.155), а коэффициенты а0м=2{ца|, 6см = 2у;6< и
коэффициент летучести по формуле (1.151).
Вычисленные значения а<, Ь< для компонентов и асм, Ьси и а2см для
смеси составят:
flj = 5,76-10-’; at = 9,21 10-’;
fl3= 12,5-10-’; a4{ = 15,4-10-’;
a4n = 15,8-10-’; asi= 18,4-10-’;
ain = 19-10-’; ae = 22,1-10-’;
aco2 = 7,46-10“’; bt = 11,6-Ю-1;
= 20,25-10-4; ba = 24,5-10-1;
d« = 31,6-10-’; bin -= 31,6-Ю-4;
fe6l-= 37.9-10-4; Ььп = 39,3-IO-4;
= 47,3-Ю-4; bCo2 = 11,63-10—4;
aCM = 6,7252-Ю-2 1/0,1 МПа;
а*м = 45,2-10~4 1/0,1 МПа.
Ьсм = 1,3668-10-’1/01 МПа.
1пФсн, = (0,754— 1)- 1>16'10--------1п (0,754- 1,3668-10“’ -136) —
4 ’ 1,3668-10—3
/ 45,2-Ю-4 \ / 2-5,76-Ю-2 1,16-10-’ \
~ \ 1,3668-10-’ / \ 6,7252-10-2 ~ 1,3668-10-’ /
X In ( 1 +
1,3668-10-’-136 \
---------------- I = —U.Zol,
0,754 /
’l’CH4 = 0,757.
57
§ 11. АНАЛИТИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МЕЖФАЗНОГО НАТЯЖЕНИЯ
ПО СОСТАВАМ ЖИДКОЙ И ПАРОВОЙ ФАЗ
Поверхностное натяжение на границе раздела жидкой и паро-
вой фаз чистых веществ можно определить по формуле Мак-
Леода — Сагдена:
а = [П (рж - Рп)]4. (1.158)
где П — константа, названная Сагденом парахором; ри(, рп —
плотности жидкой и паровой фаз, моль/см5.
Парахор (при малых плотностях паровой фазы: р;к3>
3>рп) —относительный объем двух жидкостей с равным поверх-
ностным натяжением. Он является аддитивной функцией ато-
Таблица 1.14. Результаты вычислений межфазного натяжения
КомпО” менты ^Рж1№ «1 У/Рп'103 <х(Рж — -W 10» (х£ рж - - Рп'
С1 77 0,184 1,340 0,9604 1,940 —0,600 —0,0462
с, 108 0,041 0,298 0,0303 0,062 0,236 0,0254
с8 150 0,026 0,190 0,0055 0,011 0,179 0,0254
<-с4 181,5 0,014 0,104 0,0012 0,002 0,102 0,0185
п-С4 189,9 0,021 0,151 0,0011 0,002 0,149 0,0283
»-Cs 225 0,023 0,170 0,0005 0,001 0,169 0,0380
231,5 0,019 0,144 0,0004 0,001 0,143 0,0331
с, 271 0,063 0,452 0,0003 0,001 0,451 0,1224
с7 312,5 0,098 0,714 0,0002 0,0 0,714 0,2231
с8 351,5 0,145 1,037 0,0001 1,057 0,3715
с, 370 0,146 1,069 1,069 0,3955
Сю 390 0,116 0,843 0,843 0,3287
Си 410 0,060 0,437 0,437 0,1792
С1а 430 0,044 0,320 0,320 0,1376
S = 1,000 2 = 1,0000 2 = 1,8819
мов и групп в молекуле, практически независим от темпера-
туры.
Парахор индивидуальных компонентов гомологического ряда
метана можно вычислить по значениям их молекулярной массы
по формуле
П( = 30 + 2,82^1 (1.159)
при 114 (CgHie);
П(= 189+ l,43Mi (1.160)
при 114<Af,^170 (С12Нгб).
Парахор жидкой или паровой смеси можно определить по
их составам:
Пж. см = ЪхЛЦ или
(1.161)
Пп.см = 2у«П,.
58
Поверхностное натяжение на границе раздела смесей можно
определить по формуле
°си = \ У? [Пi (х,рж — t/iPn)] I > (1.162)
U=I J
где Xi, yi — молярные доли компонентов соответственно в жид-
кой и паровой фазах; рж, рп — плотности жидкой и паровой
фаз, моль/см3.
Поверхностное натяжение зависит от температуры и давле-
ния: чем выше температура (или давление), тем ниже коэффи-
циент межфазного натяжения. Коэффициент межфазного натя-
жения становится равным нулю при критических давлении и
температуре.
Пример. Определить межфазное натяжение при следующих исходных
данных: р=4,3 МПа; Т=277,6 К; р'ж=0,6894 г/см3; р'п=0,0356 г/см3; Мж =
= 94,63; Afn = 17,525; рж = рж/Мж =0,00729 моль/см3; рп=0,00203 моль/см3.
Составы жидкой н паровой фаз, парахоры н результаты вычислений при-
ведены в табл. 1.14.
а = (1,8819)‘= 12,510-’Я/м.
Глава II
ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Оборудованием газовой скважины называют все те части ее
конструкции, которые обеспечивают возможность эксплуатации,
испытания и исследований скважины. Обычно различают на-
земное и подземное оборудование.
Подземное включает оборудование забоя и ствола скважины,
наземное — арматуру, устанавливаемую на устье.
Конструкция оборудования должна обеспечивать надежные
условия ее эксплуатации в течение всего срока работы сква-
жины.
Оборудование ствола скважины состоит из ряда обсадных
колонн, включая кондуктор, промежуточную и эксплуатацион-
ную колонны; фонтанных (насосно-компрессорных) труб, спу-
скаемых для подачи газа от забоя до устья; пакеров, забойных
и устьевых штуцеров, клапанов для подачи ингибиторов для
борьбы с коррозией и гидратами, клапанов-отсекателей и т. п.
По назначению различают следующие виды обсадных ко-
лонн.
Направление — одна труба или первая колонна труб, пред-
назначенная для закрепления приустьевой части скважин от
размыва буровым раствором или обрушения пород, а также
для обеспечения циркуляции жидкости. Устанавливают его
в подготовленную шахту или скважину и цементируют до по-
верхности земли с учетом размещения противовыбросового
оборудования. В случаях, когда верхняя часть разреза пред-
ставлена несвязанными породами (лёсс, песок, гравий), при-
устьевая зона крепится двумя направлениями.
Кондуктор — колонна обсадных труб, предназначенная для
разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоля-
ции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа проти-
вовыбросового оборудования и подвески последующих колонн.
Промежуточная обсадная колонна служит для разобщения
несовместимых по условиям бурения зон при бурении сква-
жины до намеченных глубин, а эксплуатационная колонна —
для разобщения продуктивных горизонтов от всех остальных
пород и обеспечения канала надежной гидравлической связи
продуктивных отложений с дневной поверхностью. Для защиты
эксплуатационной колонны от разрушения и обеспечения тех-
нологии извлечения флюида в ней устанавливается колонна
фонтанных (насосно-компрессорных) труб с комплектом забой-
ного оборудования.
Конструкция скважины должна обеспечивать:
доведение скважины до проектной глубины;
60
осуществление заданных способов вскрытия продуктивных
горизонтов и методов их эксплуатации;
предотвращение осложнений в процессе бурения и эксплуа-
тации;
ремонт скважины;
выполнение исследовательских работ;
минимум затрат на строительство скважины, как закончен-
ного объекта в целом.
§ 1. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ
На устье устанавливают арматуру, которая предназначена для
подачи газа из ствола скважины в газосборные сети, подвески
фонтанных труб, герметизации обсадных колонн и их обвязки,
а также контроля и регулирования режима работы скважины.
Чтобы было удобнее открывать и закрывать задвижки, заме-
нять штуцеры и проводить исследования, на устье монтируют
специальные мостки.
Для обвязки обсадных колонн и герметизации межколонного
пространства предназначены колонные головки, на которые
устанавливают фонтанную арматуру — трубную головку и елку.
Трубная головка служит для подвески насосно-компрессорных
труб и герметизации кольцевого пространства между насосно-
компрессорными трубами и эксплуатационной колонной. Иногда
для присоединения к эксплуатационной колонне вместо уста-
новки нижнего фланца применяют трубную головку с внутрен-
ней резьбой.
Фонтанная елка, монтируемая выше верхнего фланца труб-
ной головки, предназначена для освоения скважины, контроля
и регулирования режима работы и ее закрытия. Оборудуется
она штуцерами, термометрами, обратным клапаном, установкой
для ввода метанола и пр. .:
В практике используют фонтанные арматуры, рассчитанные
на рабочее давление 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. По кон-
струкции они подразделяются на тройниковые и крестовые.
В последних выкидные линии отводятся от крестовин (рис. 11.1).
Наиболее удобна для обслуживания арматура крестового типа.
Одним из основных элементов арматуры являются задвижки,
от бесперебойного действия которых зависит надежность всего
устьевого оборудования. Необходимо, чтобы в процессе экс-
плуатации задвижки на елке были открыты, за исключением
задвижек на запасной выкидной линии. Это вызвано тем, что
песок, содержащийся в газе, при не полностью открытых за-
движках разъедает клинкеты (плашки). Следует также учи-
тывать, что при выходе из строя коренной задвижки для ее за-
мены скважину заглушают. В процессе эксплуатации и времен-
ной остановки скважины эта задвижка должна быть открыта
полностью. При пуске скважины сначала открывают коренную
задвижку и задвижку, ближайшую к крестовине, а затем бли-
61
Трудная m
головка Фонтанная елка
Рис, II.I. Оборудование устья
скважины.
а — тройниковая арматура: 1, 9 —
фланцы; 2, 6 — буферы; 3 — крес-
товик; 4, 7 —катушка; 5 —трой-
ник; в —задвижка; /0 —штуцер;
И — вентили; 12 — манометр; б —
арматура крестового типа: 1 —
фланец: 2, 4, 7 — буферы; 3 — ка-
тушка; 5, II — крестовики; 6 —
тройник; 8 — задвижка; 9 — шту-
цер; 10 — фланец; 12 — уплотни-
тель; 13 — вентиль; 14 — манометр
жайшую к отводу. После остановки скважины их закрывают
в обратном порядке.
Во время сборки фонтанной арматуры следует обращать
внимание на тщательность крепления всех соединений и в осо-
бенности соединений трубной головки, так как при ее ремонте
или замене необходимы остановка и глушение скважины. Кроме
того, неисправность арматуры может привести к открытому
фонтанированию. Рабочее и статическое давление в скважине
определяют по манометру, смонтированному на буфере, а дав-
ление в затрубном пространстве — по манометру на одном из
отводов крестовины трубной головки.
Для регулирования режима работы скважины на выкидных
линиях после задвижек устанавливают штуцеры — насадки
с относительно небольшим проходным сечением. Конструктивно
штуцеры подразделяются на два типа — с нерегулируемым и ре-
гулируемым сечениями. Штуцеры первого типа просты по кон-
струкции, в промысловых условиях их изготавливают из сталь-
ного патрубка, которому придается форма усеченного конуса.
Такой штуцер можно быстро вставить в соответствующее гнездо,
где он прочно закрепляется под действием одностороннего дав-
ления газа. Диаметр отверстия в штуцере может быть от 2,3
до 20 мм и более. Чем меньше отверстие, тем большее сопро-
тивление создает штуцер на пути движения газа, тем выше
будет буферное и забойное давление скважины и тем меньше,
следовательно, ее дебит.
В связи с широким распространением групповой системы
сбора газа местоположение штуцера и место ввода метанола
с елки переносят на групповую установку. В этом случае облег-
чаются наблюдение за состоянием штуцера и его замена.
§ 2. ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЯ
В зависимости от характеристики пород призабойной зоны пла-
ста (степени устойчивости при ожидаемом дебите, наличия по-
дошвенной воды в пропластках между объединяемыми горизон-
тами, пластовых давлений и др.) выбирают соответствующее
оборудование забоя газовой скважины (рис. II.2). Если приза-
бойная зона сложена устойчивыми породами (песчаниками,
известняками, ангидридами), то продуктивный пласт со скважи-
ной сообщается открытым забоем. В этом случае эксплуатаци-
онную колонну спускают до кровли продуктивного пласта, в не-
проницаемом пропластке устанавливают башмак и колонну це-
ментируют до устья.
При наличии устойчивых коллекторов забой оборудуют
также фильтром или хвостовиком. Фильтры в этом случае из-
готавливают из стандартных труб, на которых нарезают верти-
кальные щели шириной (от 0,75 до 3 мм) в зависимости от
фракционного состава песка, слагающего продуктивный пласт.
Если диаметры фильтра и эксплуатационной колонны равны,
63
фильтр спускают одновременно с колонной после вскрытия
скважины на полную глубину. Цементаж осуществляется от
кровли продуктивного пласта и выше. Если диаметр фильтра
меньше диаметра эксплуатационной колонны, то эксплуатацион-
ную колонну спускают до кровли продуктивного горизонта и це-
ментируют и только после этого бурят скважину до проектной
глубины и оборудуют фильтром-хвостовиком. Такой фильтр спу-
скают в скважину на бурильных трубах с переводником с ле-
вой резьбой, который навинчивается на специальную муфту
Рис. П.2. Оборудование забоя скважины.
Забой: й — открытый, б — перфорированный; в, г — оборудованный фильтром;
/ — не закрепленная трубами часть скважины; 2 — простреленные отверстия; 3 — саль*
ннк; 4, б— хвостовики; 5 ~ цемент; 7— манжета
с конической резьбой. После спуска и установки фильтра на за-
бое поворотом бурильных труб вправо освобождают их, а затем
извлекают из скважины.
Если призабойная зона сложена песками или песчаниками,
которые начинают разрушаться уже при небольших депрессиях
на пласт, забой скважины оборудуют специальными гравийно-
намывными фильтрами. В призабойную зону можно также за-
качивать специальные смолы или фильтрующиеся пластмассы.
Наиболее распространена закачка смол в скважины подземных
хранилищ газа, созданных в водоносных пластах.
Перфорация газовых скважин
Выбор метода вскрытия пласта зависит от геологической ха-
рактеристики месторождения, физико-механических свойств по-
род продуктивных отложений, пластового давления (изменения
по этажу продуктивности).
Геологические условия, влияющие на выбор метода вскры-
тия пласта: общая толщина продуктивных месторождений,
64
массивность или пообъектная расчлененность, наличие подош-
венных и локальных вод и их гидрогеологическая характери-
стика.
Физико-механические характеристики пород, слагающих
продуктивные коллекторы, влияющие на выбор метода вскры-
тия пласта: устойчивость пород воздействию депрессии при ос-
воении и эксплуатации, давление гидроразрыва, пористость и
проницаемость.
При значительной толщине продуктивных отложений не
всегда возможно вскрытие долотом одного диаметра. Особенно
это характерно для газовых и газоконденсатных месторождений,
что объясняется незначительным изменением пластового давле-
ния по высоте продуктивных отложений и необходимостью вы-
бора плотности раствора по кровле пласта. Поэтому превыше-
ние гидростатического давления над пластовым по мере про-
движения забоя к подошве может превзойти значения давления
гидроразрыва пород и вызвать осложнения скважины. Это мо-
жет привести к необходимости поинтервального вскрытия про-
дуктивных отложений.
Наличие контурных и подошвенных вод может затруднить
разработку месторождения и осложнить подготовку добывае-
мого продукта. Исключение или резкое снижение поступления
пластовых вод возможно только при надежном разобщении
вскрываемых пластов эксплуатационной колонной. Вскрытие
продуктивных отложений, перекрытых обсадной колонной, про-
изводится путем выборочной перфорации. В устойчивых к де-
прессиям коллекторах, не имеющих зон водопритока, продук-
тивные отложения могут оставаться открытыми или перекры-
ваться фильтром без проведения тампонажных работ.
Основной метод сообщения забоя и ствола скважины с про?
дуктивным пластом — метод перфорации. В этом случае сква-
жина перекрывается обсадной колонной и цементируется
(включая и интервал продуктивного пласта). Для сообщения
ствола такой скважины с продуктивным пластом в обсадной
колонне и окружающем ее цементном кольце с помощью спе-
циальных стреляющих аппаратов (перфораторов) пробиваются
отверстия. Спуск и подъем перфоратора из скважины прово-
дится на бронированном каротажном кабеле при помощи подъ-
емника. Выстрел из перфоратора вызывается электрическим то-
ком. Современное оборудование позволяет производить отдель-
ные выстрелы или залп из перфоратора. Перед перфорацией
эксплуатационную колонну опрессовывают.
В большинстве случаев перфорация осуществляется в сква-
жинах, заполненных промывочной жидкостью или водой. В 50-к
годах был разработан метод перфорации газовых скважин в га-
зовой среде под давлением с целью предохранения от засоре-
ния глинистым раствором призабойной зоны в процессе перфо-
рации и послё нее. По ряду причин, в частности из-за произ-
вольных выстрелов, этот метод широко не применяют. При
3 Заказ № 317 65
дальнейшей разработке технологии перфорации в газовой среде
его можно использовать как один из методов интенсификации
притока газа.
Для газовых скважин применяют перфорацию четырех ти-
пов: пулевую, снарядную (торпедную), кумулятивную (беспуле-
вую), гидропескоструйную.
Перфораторы пулевые типов ППМ, АПХ, ПБ выпускают
диаметрами 60, 68, 84, 98, 271 и 285 мм. Рассчитаны они на
максимальное давление в пласте 90 МПа и температуру среды
до 180 °C.
По сравнению с пулевыми более эффективны торпедные
перфораторы типов ТПК-2,2, ТПМ-1,8, ПВН-90. В них вместо
пули-болванки используют снаряд диаметром 22—32 мм. Про-
никая на определенную глубину, такой снаряд, взрываясь, со-
) здает каверны и разветвленную систему трещин, которые слу-
жат дополнительными каналами для притока газа в скважину.
Такой метод перфорации рекомендуется применять в плотных
породах, так как в рыхлой породе вместо каверн на забое
могут образоваться песчаные пробки.
Для обеспечения большей глубины прострела, особенно
в твердых породах, широко распространена кумулятивная (бес-
пулевая) перфорация. В настоящее время выпускается большое
число разных перфораторов типов ПК, ПКО, ПНК, ПНС, КПР,
ПКР: корпусные, бескорпусные, много- и однократного дей-
ствия, частично или полностью разрушающиеся при взрыве.
Эти перфораторы рассчитаны на максимальное давление в сква-
жине до 120 МПа и температуру до 200 °C. Следует отметить,
что по сравнению с пулевой кумулятивная перфорация более
эффективна.
При кумулятивной перфорации в плотных породах образу-
ются каналы диаметром 16—18 мм и глубиной 200—250 мм
(с увеличением мощности зарядов она может быть увеличена),
в то время как пулевые перфораторы в тех же условиях со-
здают каналы диаметром 8—11 мм и глубиной 50—100 мм.
Беспулевая перфорация основана на принципе осевой куму-
j ляции. Отверстия в колонне создаются не пулями, а фокусиро-
ванными струями газов, которые возникают при взрыве кумуля-
тивных зарядов. При взрыве образуется направленная струя
газов. Скорость ее достигает 9000 м/с, а давление, оказывае-
мое на поверхность ствола, составляет примерно 30 тыс. МПа.
Диаметр пробиваемого отверстия прямо пропорционален ка-
либру кумулятивного заряда и зависит от формы кумулятивной
выемки. Заряд кумулятивного перфоратора представляет собой
шашку взрывчатого вещества, имеющую специальную конусо-
образную выемку, расположенную со стороны, противополож-
ной месту детонации взрыва. Для увеличения пробивной спо-
собности заряда конусообразную выемку облицовывают тонким
слоем металла. Диаметр перфоратора должен максимально
приближаться к диаметру перфорируемой колонны с целью сни-
66
жения расхода энергии заряда на прохождение пространства
между перфораторами и перфорируемой колонной.
Иногда кумулятивную перфорацию целесообразно применять
совместно с пулевой и торпедной. В первом случае получают
глубокие каналы, а во втором и третьем—трещины в твердых
и плотных породах.
При перфорации на устье устанавливают противовыбросо-
вую задвижку высокого давления, для того чтобы закрыть сква-
жину при бурном проявлении пласта после перфорации. За-
воды изготавливают противовыбросовые задвижки диаметром
0,15 м, рассчитанные на давление опрессовки 25 МПа, и диа-
метром 0,10 м на давление 40 МПа.
В последние годы в ряде районов стали применять метод
гидропескоструйной перфорации, при котором обеспечивается
наилучшая по сравнению с другими методами связь скважины
с пластом. Однако, поскольку этот метод довольно трудоемкий,
его применение целесообразно лишь в тех случаях, когда более
дешевые методы пулевой, снарядной и кумулятивной перфора-
ции не дают нужного эффекта. Сущность гидропескоструйной
перфорации состоит в том, что при нагнетании в трубы под
большим давлением жидкости с песком она выходит из сопел
струйного аппарата со скоростью порядка 250 м/с, в результате
чего песок разъедает колонну, цементное кольцо и породу. При
такой перфорации отверстие в колонне и в цементном кольце
не имеет трещин, интервал вскрытия определяют более точно,
кроме того, имеются возможности регулировать диаметр и глу-
бину отверстий, а также создавать горизонтальные и вертикаль-
ные надрезы.
Гидропескоструйную перфорацию применяют для вскрытия
пластов в процессе опробования разведочных скважин, вскры-
тия пластов в скважинах, оборудуемых для раздельной экс-
плуатации двух и более пластов одной скважиной, вскрытия
пластов с трещиноватыми коллекторами. При таком способе
вскрытия пласта не получают должного эффекта в интервалах,
ранее обработанных соляной кислотой или после гидроразрыва,
а также после повторного вскрытия высокопроницаемых пла-
стов с низким пластовым давлением.
В карбонатных коллекторах с низкой проницаемостью ис-
пользуют комбинированный способ вскрытия пласта: перфори-
рованием или открытым забоем с последующей солянокислот-
ной обработкой.
За рубежом в последние годы с целью перевода непромыш-
ленных залежей в промышленные для вскрытия пласта и интен-
сификации притока газа и нефти к скважинам применяют ядер-
ные взрывы.
§ 3. ВЫБОР ДИАМЕТРОВ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН
И ФОНТАННЫХ ТРУБ
При определении диаметров применяемых обсадных колонн ис-
ходят из выбранного диаметра эксплуатационной колонны, ко-
торый рассчитывают с учетом условий максимального использо-
вания пластовой энергии, оптимизации технологии добычи, обес-
печения полного извлечения компонентов пластовых флюидов,
возможности проведения геофизических исследований прн мини-
мальных капиталовложениях в разработку месторождения.
В разведочных скважинах (поискового характера) этот диаметр
определяют с учетом условий получения полной геологической
информации по керновому материалу, данных геофизических и
гидродинамических исследований и испытателей пластов.
Диаметры эксплуатационных колонн нагнетательных и до-
бывающих скважин должны быть рассчитаны на эксплуатацион-
ные нагрузки, которые возникают в процессе освоения, нагнета-
ния рабочего агента или отбора пластового флюида.
При выборе диаметра и компоновки обсадных труб по проч-
ности следует исходить из анализа факторов, которые вызывают
максимальные избыточные наружные и внутренние давления.
Герметические и прочностные характеристики обсадных колонн
должны обеспечивать надежную герметизацию и сохранение
целостности ствола при возникновении любой возможной ситуа-
ции взаимодействия с пластовыми флюидами с учетом темпера-
турных напряжений.
Прочностные характеристики обсадных труб определяют
с учетом возникновения максимальных внутренних давлений
герметизированной скважины. Кроме того, учитывают условия,
отвечающие минимальному снижению внутреннего давления, и
растягивающие нагрузки от собственного веса.
Максимальные внутренние и наружные давления зависят от
физических характеристик поступившего флюида, его пластовых
характеристик и устьевого противодавления. На газовых сква-
жинах возникают наиболее жесткие условия. Это объясняется
тем, что давление газа на устье в герметизированной скважине
по своим значениям близко к пластовому, а на поздних стадиях
разработки месторождения или при определенных обстоятель-
ствах (открытый выброс, закрытие клапанов подземного обо-
рудования) приближается к атмосферному. Последнее соответ-
ствует возникновению наибольших перепадов давлений, дейст-
вующих на обсадную колонну.
Материал обсадных колонн должен обеспечивать стабиль-
ность (или незначительные изменения) прочностных характери-
стик при воздействии тепловых полей и агрессивных компонен-
тов (H2S, СО2).
В настоящее время предложено несколько методик выбора
диаметров эксплуатационных колонн газовых скважин, которые
основываются на следующих принципах:
68
максимальное использование пластовой энергии,
обеспечение полного извлечения всех полезных компонентов
пластовых флюидов,
оптимизация технологии добычи,
минимальные капиталовложения в разработку месторожде-
ния.
При рассмотрении вопроса оптимизации конструкции сква-
жины следует учитывать конкретные криологические и тепло-
физические условия месторождения для исключения образова-
ния гидратов и пробок.
Дебит скважины при прочих равных условиях зависит от
диаметра скважины, вскрывающей продуктивный пласт. Од-
нако увеличение диаметра должно иметь очень веское обосно-
вание, так как при выигрыше в экономии пластовой энергии
капиталовложения в строительство таких скважин возрастают,
а надежность снижается. С учетом современных технических
возможностей по обеспечению надежности экономически оправ-
дано заканчивание высокодебитных скважин эксплуатацион-
ными колоннами 219—245 мм. Так, при увеличении диаметра
скважины (колонн) в 2,2 раза (с 146 до 324 мм) дебит уве-
личивается в 8—8,5 раза, а стоимость строительства — в 1,6 раза.
Определение диаметра фонтанных труб
газовой скважины
Методика определения диаметра фонтанных труб, обеспечиваю-
щих вынос твердых и жидких частиц с забоя скважины, осно-
вана на теории движения газожидкостных смесей по верти-
кальным трубам и условии, что газовые скважины работают
с бесконечно большим газовым фактором. При этом частицы
породы находятся в жидкости и выносятся вместе с ней.
При эксплуатации газоконденсатных скважин жидкие угле-
водороды, выделяясь из газа, создают в колонне двухфазный
поток. Если скорости движения смеси незначительные, в сква-
жине накапливается столб жидкости, создавая дополнительное
сопротивление и снижая дебит. В этих условиях газоконденсат-
ная скважина должна эксплуатироваться с минимально допу-
стимым дебитом, обеспечивающим вынос конденсата на поверх-
ность. Дебит определяют по формуле
<? — 0,lllD2,5/i/—^2— , (II.1)
V тТ Зг2
где Q — минимально допустимый дебит, тыс. м3/сут; D — диа-
метр колонны, мм; р3— абсолютное забойное давление, МПа;
т — молекулярная масса газа; Т3 — абсолютная забойная тем-
пература, К.
По мере подъема газа по колонне скорость его движения
возрастает, поэтому минимально допустимую скорость опреде-
ляют для нижнего сечения фонтанных труб у башмака. Если
69
эта скорость будет обеспечивать вынос жидкости, то, очевидно,
она будет достаточна для дальнейшего выноса их по колонне.
Скорость газа у башмака фонтанных труб
___ QPatT3z3 r г, QT Зг3
и — --------- -- (J h I ----
F ТстРз О2Рз
10-5.
(П.2)
где Q — рабочий дебит скважины, тыс. м3/сут; р3 — забойное
давление, МПа; F — площадь рабочего сечения фонтанных труб
(Е=лО2/4); D — диаметр фонтанных труб, м; Т3 — забойная
температура газа, К; г3— коэффициент сверхсжимаемости газа
для условия рз и Т3.
Согласно опытным данным, минимальная скорость выноса
жидких и твердых частиц с забоя 5—10 м/с.
Рассмотрим методику определения диаметра фонтанных
труб по условиям обеспечения минимальных потерь давления
в стволе скважины.
По результатам газодинамических исследований известны
максимально допустимый дебит QMa с точки зрения недопуще-
ния разрушения пласта, обводнения скважин или других при-
чин и соответствующее этому дебиту давление на забое р3. При
заданном давлении на устье диаметр фонтанных труб опре-
деляют по формуле
<-377XQ^pTc2p(e2S-l) 1О~10
(П.З)
где X — коэффициент гидравлического сопротивления трению;
<2мд — максимально допустимый дебит газа, тыс. м3/сут; Тср —
средняя температура в стволе скважины, К; Рз и ру — соответ-
ственно забойное и устьевое давления, МПа; S = 0,03415p£/7'cpzCp;
р — плотность газа относительно воздуха; L — глубина сква-
> жины, м; е — основание натурального логарифма, равное 2,7183.
Если диаметр, полученный по формуле (П.З), больше диа-
метра, определенного из условия обеспечения выноса твердых
и жидких частиц на поверхность, то принимается диаметр, оп-
ределенный по последнему условию. Если же диаметр окажется
меньше вычисленного из условия необходимости выноса при-
меси на поверхность, то его можно также увеличить до разме-
ров последнего. При этом потери давления по стволу скважины
уменьшаются. Таким образом, если существует опасность раз-
рушения пласта или подтягивания воды, необходим вынос на
поверхность жидкости и продуктов разрушения пласта. Если
же дебиты скважины ограничены другими факторами, то расчет
ведется из условия снижения потерь давления до минимально
возможного значения с технологической и технической точек
зрения.
7П
При заданном диаметре фонтанных труб потери давления
в скважине
Л 'а77Т^мд(е^-1)Х10-|°~
Дрс = Рз-Г -------------------2?-------------- • (П-4>
Если Дрс, определенная по формуле (II.4), окажется выше
допустимой, то дебит газа Рмд снижают до необходимого значе-
ния потерь давления. Методика расчета по приведенным форму-
лам аналогична случаю определения забойного давления по
давлению динамического столба газа.
При наличии одного продуктивного горизонта в скважину
спускают одну колонну фонтанных труб. Если несколько про-
дуктивных горизонтов решено эксплуатировать раздельно, но
одной системой скважин, в последнюю спускают две или даже
три колонны фонтанных труб, при этом они могут быть спу-
щены концентрично или параллельно с применением разобщи-
телей (пакеров).
Фонтанные трубы, изготавливаемые из высококачественной
стали длиной 5—12 м с внутренним диаметром 33—152 мм,
позволяют ускорить процессы освоения скважины после буре-
ния и ее глушения перед работами по интенсификации добычи
газа или ремонтными работами, осуществлять контроль за
состоянием ствола скважины без спуска в них глубинных прибо-
ров. Глубину спуска таких труб в скважину определяют по про-
дуктивной характеристике пласта (или пластов) и технологиче-
ским режимам эксплуатации скважины. Обычно их целесооб-
разно спускать до нижних отверстий перфорации.
§ 4. ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ДЛЯ РАЗДЕЛЬНОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ
Выбор и подготовка скважин под раздельную
эксплуатацию пластов
Сущность раздельной эксплуатации двух газовых пластов од-
ной скважиной заключается в том, что пласты, разобщенные
в обсадной колонне при помощи пакера, эксплуатируются по
отдельным колоннам. При этом продукция не смешивается. Та-
кой способ позволяет уменьшить капиталовложения в сква-
жины, что особенно рационально там, где бурение скважины
затруднено и требует больших затрат. Пласты выбирают с та-
ким расчетом, чтобы они были разделены непроницаемыми по-
родами достаточной толщины. При этом в процессе эксплуата-
ции не должно быть перетока газа из нижнего пласта в верхний,
который обычно характеризуется более низким давлением. Раз-
дельная эксплуатация пластов может быть осуществлена как
в действующих скважинах, так и в тех, которые выходят из
71
бурения. Если для установки пакера выбрана скважина, находя-
щаяся в эксплуатации, для вскрытия второго газового пласта
потребуется перфорация обсадной колонны. Перед установкой
пакера в затрубное пространство в скважину закачивается про-
мывочная жидкость (скважину глушат). Давление на выкиде
насоса в это время должно быть выше давления в затрубном
пространстве. Для успешного проведения работ по глушению
необходимо иметь промывочную жидкость в количестве не ме-
нее двух объемов скважины. Чтобы на выкиде насоса и в за-
трубном пространстве не создавалось высокое давление, за-
движки на елке фонтанной арматуры должны быть открытыми.
При этом газ следует выпускать в атмосферу через штуцер.
Жидкость закачивают до тех пор, пока не заполнится весь
объем скважины и через фонтанные трубы вместо газа будет
поступать жидкость.
Если скважины эксплуатируются без фонтанных труб, глу-
шение их весьма затруднено. В этом случае жидкость зака-
чивают без выпуска газа в атмосферу, что приводит к значи-
тельному повышению давления на выкиде насоса и на устье.
Увеличение давления наблюдается до тех пор, пока жидкость
частично не заполнит скважины, после этого давление посте-
пенно будет снижаться. Когда давление на устье упадет до
нуля, задвижку на елке арматуры открывают полностью и про-
должают закачку жидкости до заполнения ствола скважины до
устья и дальнейшего перелива неразгазированной жидкости из
скважины. При глушении скважины следует принять меры,
предупреждающие засорение работающих интервалов пласта,
например использовать меловые растворы и т. п.
При использовании глинистого раствора предполагают, что
в намеченном интервале перфорации может образоваться его
осадок. Тогда фонтанные трубы после глушения следует при-
поднять, чтобы башмак их находился выше предполагаемого
нижнего интервала перфорации на 5—8 м. Затем скважину
промывают, обеспечивая противодавление на забой, превосхо-
дящее предполагаемое давление в пласте. Это позволит перфо-
ратору беспрепятственно дойти до заданной глубины, а также
исключить возможность газового выброса из скважины при
спуске разобщителя. После окончания всех работ по перфора-
ции обсадной колонны для очистки внутренней части колонны
от застрявших в ней пуль и заусенцев необходимо этот интер-
вал несколько раз проработать грушеобразным фрезой-шабло-
ном диаметром на 4—5 мм меньше внутреннего диаметра об-
садной колонны скважины. Фрезу-шаблон спускают на фонтан-
ных трубах на 5—8 м ниже предполагаемой глубины установки
разобщителя. Скорость ее спуска и подъема должна быть
в 2 раза меньше обычной скорости спуска фонтанных труб.
Как при перфорации, так и при проверке ствола скважины
шаблоном и спуске разобщителя ее устье должно быть обору-
довано превентором или задвижкой высокого давления во избе-
72
жание открытого фонтанирования. Если скважина после перфо-
рации долгое время простаивала, то для удаления осадка про-
мывочного раствора ее следует хорошо промыть со спуском
труб до нижних отверстий забоя.
Оборудование скважин при раздельной эксплуатации
нескольких пластов одной скважиной
Основной элемент оборудования, обеспечивающий осуществле-
ние раздельной эксплуатации нескольких пластов одной сква-
жиной,— разобщитель (пакер). Разобщители устанавливают
также и в скважинах, эксплуатирующих только один продук-
тивный пласт, для обеспечения надежной эксплуатации их или
в случае, если давление на забое превышает допустимое давле-
ние для эксплуатационной колонны, а также в случае наличия
высококорродирующей среды. Установка разобщителя между
эксплуатационной колонной и фонтанными трубами предупреж-
дает механическое, эрозионное или коррозионное разрушение
эксплуатационной колонны.
Разобщитель должен быть прост, надежен, удобен. Уста-
новка его осуществляется одним из следующих способов:
многократным вращением колонны труб вправо,
плавным поворотом колонны труб влево на один оборот
(дальнейшее вращение может вызвать развинчивание труб
в муфтовых соединениях),
поворотом колонны труб с одновременным поднятием труб
на определенную длину,
допуском труб и приложением их веса к разобщителю,
созданием гидравлического давления внутри колонны труб.
В настоящее время применяют разобщители различной кон-
струкции. Общие их узлы: уплотняющий элемент, циркуляцион-
ные клапаны, фрикционные пружины, освобождающее устрой-
ство.
Уплотнение чаще всего обеспечивается резиновыми или фто-
ропластовыми кольцами, которые расширяются при их продоль-
ном сжатии, плотно прижимаются к обсадной колонне и обеспе-
чивают герметичность.
В ряде конструкций используют уплотняющие элементы из
резины различной прочности. Это обеспечивает больший уплот-
няющий эффект с меньшим давлением или деформацией, чем
в одноманжетном разобщителе. Например, в разобщителях
с тремя манжетами крайние манжеты будут подвержены боль-
шему износу, чем средняя манжета, обеспечивающая наиболь-
шее уплотнение.
В качестве упора для уплотняющих элементов чаще всего
применяют шлипсы, состоящие из трех-четырех клиновидных
сегментов с зубчатой поверхностью, которая прижимается к об-
садной колонне с помощью конуса. Некоторые разобщители
имеют два ряда шлипсов, работающих в противоположных
73
направлениях. Такое их расположение не позволяет разобщи-
телю передвигаться (вниз или вверх).
Циркуляционные клапаны необходимы для сообщения труб-
ного и затрубного пространства и выравнивания давления перед
освобождением пакера. С их помощью также обеспечивается
Рис. 11.3. Схема разобщителя, устанав-
ливаемого на любой глубине
Рис. 11.4. Оборудование устья газовой
скважины для раздельной эксплуатации
двух пластов одной скважиной.
/ — колонна; 2 — крестовина; 3 — задвижка;
4 — переводная катушка; 5 — планшайба для
подвески труб; 6 — коренная задвижка; 7 —
тройник
циркуляция жидкости при цементаже, гидравлическом разрыве
пласта, промывке или испытании скважины. Эти клапаны рас-
полагают над уплотняющим элементом, открываются они при
перемещении фонтанных или бурильных труб. При открытом
клапане затрубное пространство сообщается с фонтанными или
бурильными трубами.
74
Иногда при высоком перепаде давления (до 30 МПа и бо-
лее) разобщитель может смещаться вверх по обсадной колонне.
Для предупреждения перемещения над ним устанавливается
гидравлический якорь.
Разобщитель состоит из двух резиновых колец 3, шайбы 4,
корпуса 2, который при помощи муфты 5 (рис. II.3) соединя-
ется с патрубками 1, 7, на одном из которых имеются два вы-
ступа 8. На нижнем конце патрубка 7 навинчено кольцо 9,
которое удерживает кожух 10, состоящий из двух половин, сое-
диненных между собой втулкой 11. Сама втулка закреплена за-
клепками во избежание отвинчивания ее при установке разоб-
щителя в скважине. В корпусе втулки И имеются две диамет-
рально противоположные канавки для прохода выступов 8,
расположенных в патрубке 7. Нижний конец кожуха 10 соединя-
ется с фонтанными трубами 6. Для облегчения спуска разобщи-
теля в скважину в нижней части кожуха в шахматном порядке
просверлено восемь отверстий диаметром 19 мм. Диаметр ко-
жуха берется на 12—16 мм меньше внутреннего диаметра об-
садной колонны. После перфорации и проработки ствола сква-
жины фрезой-шаблоном приступают к спуску разобщителя, ме-
стом установки которого является уступ хвостовика обсадной
колонны.
Фонтанные трубы вместе с разобщителем спускают до сере-
дины интервала перфорации вскрытого продуктивного нижнего
пласта, а разобщитель — до уступа хвостовика. Для соблюдения
указанного выше условия устанавливают глубину уступа хво-
стовика обсадной колонны от устья скважины.
После Спуска разобщителя в скважину приступают к обору-
дованию ее устья (рис. II.4). После освоения скважина некото-
рое время эксплуатируется для очистки ствола и призабойной
зоны от цемента, промывочного раствора и воды.
Оборудовав устье и проверив все соединения арматуры на
плотность после освоения, скважину закрывают для измерения
статического давления. Затем определяют герметичность разоб-
щения продуктивных пластов. Если достигнуто разобщение, то
приступают к исследованию скважины с целью определения
продуктивной характеристики и параметров пласта и установ-
ления оптимального режима работы для каждого пласта. При
раздельной эксплуатации нижний пласт эксплуатируется через
фонтанные трубы, а верхний — через кольцевое пространство
или по второму ряду труб.
§ 5. ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ ГАЗА,
СОДЕРЖАЩЕГО АГРЕССИВНЫЕ КОМПОНЕНТЫ
В разрабатываемых газовых и газоконденсатных месторожде-
ниях с большим содержанием агрессивных компонентов особой
активностью обладает сероводород, который при взаимодействии
с металлами вызывает их сульфидное растрескивание и наводо-
75
раживание, что сопровождается потерей металлом первоначаль-
ных механических свойств.
“Если не предусмотрены методы защиты от коррозии, воз-
действие сероводорода приводит к тому, что элементы конструк-
ции скважины разрушаются при эксплуатационных нагрузках
значительно более низких, чем регламентировано ГОСТом.
Проектирование конструкции скважин на таких месторожде-
ниях должно осуществляться с учетом дополнительных требова-
ний:
необходимостью применения обсадных труб в антикоррози-
онном исполнении;
повышенной герметичностью резьбовых соединений обсад-
ных труб;
предусмотрением увеличения толщины стенок обсадных труб
против расчетных на участках, подвергаемых интенсивному из-
носу;
исключением элементов конструкции скважины, работающих
при нагрузках, близких к предельным;
планированием использования коррозионностойких тампо-
нажных материалов;
принятием строгих мер для обеспечения надежного разобще-
ния пластов и исключения межпластовых и межколонных пере-
токов;
защитой эксплуатационной колонны от прямого длительного
влияния агрессивной среды (устанавливается забойное оборудо-
вание, обеспечивающее подачу ингибитора коррозии);
обеспечением за всеми колоннами подъема цементного рас-
твора до устья для исключения появления больших полостей
с газом при межколонных перетоках.
Вскрытие продуктивных отложений при содержании H2S до
6—7 % допускается со спуском промежуточной колонны из ста-
лей обычного исполнения.
Основными рекомендованными антикоррозионными явля-
ются марки стали С-75 (тип 2 для низкотемпературных усло-
вий) и С-95 (для температур более 358 К).
При эксплуатации месторождений, содержащих агрессивные
компоненты (сероводород и углекислоту), оборудование подвер-
гается интенсивной коррозии. Поэтому в конструкциях скважин
необходимо предусматривать надежную подачу газа при задан-
ных технологических режимах эксплуатации, защиту от корро-
зии и возможности аварийного фонтанирования.
Опыт разработки месторождений, в газах которых содер-
жится сероводород, показывает, что можно применять типовые
конструкции скважин. В эксплуатационную колонну спускают
фонтанные трубы, затрубное пространство изолируют одним
или двумя пакерами и заполняют ингибитором, который подают
на забой. В фонтанных трубах устанавливают предохранитель-
ный клапан-отсекатель, циркуляционный и ингибиторный кла-
паны (рис. II.5).
70
Так, на одном из Месторождений, в газе которого содер-
жится 16 % H2S и 9 % СО2, применяют следующую конструк-
цию скважины (рис. 11.6): 325-мм кондуктор / спущен на глу-
бину 700 м, 245-мм техническая колонна 2— на глубину 2600—
3300 м, 168-мм эксплуатационная колонна 3— до кровли пла-
ста (открытый забой), фонтанные трубы диаметрами 102 и
Рис. 11.5. Схема оборудования ствола скважины:
/ — циркуляционный клапан; 2 — пакер; 3— клапан-отсекатель; -/ — кровля пласта
Рис. 11.6. Типовая конструкция скважин
Рис. 11.7. Подача антикоррозионного ингибитора для защиты подземного обо-
рудования
127 мм спускают с предохранительным клапаном-отсекателем
4. Затрубное пространство изолировано двумя пакерами 5 и за-
полнено мазутом с ингибитором коррозии. Такая конструкция
скважин обеспечивает надежную и безаварийную работу сква-
жин в течение 15 лет.
Предусмотрены конструкции, в которых ингибиторный кла-
пан устанавливают в боковом кармане фонтанных труб. Но при
такой системе ингибитор подается в поток газа и практически
не попадает на забой.
В конструкции скважины (рис. II.7) в эксплуатационную ко-
лонну 5 спущены 60- и 73-мм фонтанные трубы 1 и 9 со спе-
77
циальной головкой 3, мандрелью 4 и пакером 8.
В головке предусмотрен уплотняющий ниппель 6 и
ингибиторный клапан 7. Затрубное пространство 2
заполняется ингибитором, подаваемым на забой
через клапан и пакер. Иногда для подачи ингиби-
тора на забой дополнительно спускают колонну
труб малого диаметра. В последнем случае созда-
ются возможности и для растворения твердых сер-
нистых отложений на забое скважины и в трубах.
Съемный ингибиторный клапан (рис. II.8), сра-
батывающий при заданном давлении, устанавлива-
ется в боковом кармане фонтанной трубы. С повы-
шением давления в затрубном пространстве более
заданного ингибитор через штуцер 9 поступает
в камеру клапана, шток 7 поднимается и сжимает
пружину 5, и ингибитор через обратный клапан 14
поступает в фонтанные трубы. Со снижением дав-
ления в затрубном пространстве подача ингибитора
прекращается и шток под действием пружин 5 воз-
вращается в исходное положение. Обратный кла-
пан 14 предотвращает противоток ингибитора.
При эксплуатации газовых скважин в агрессив-
ной среде рекомендуется устанавливать составные
колонны, не создавать растягивающих нагрузок на
трубы до заполнения затрубного пространства
жидкостью. Это делается для снижения .напряже-
ний в трубах и предотвращения интенсивной кор-
розии.
Как правило, все внутрискважинное оборудова-
ние (пакеры, циркуляционные и предохранитель-
ные клапаны и т. д.) изготавливают из коррозион-
ностойких металлов.
§ 6. ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИЙ скважин,
ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ В РАЙОНАХ
МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД
Промышленное освоение нефтяных и газовых ме-
сторождений в районах Крайнего Севера осущест-
вляется на территории с тяжелыми природно-кли-
матическими условиями, в зоне повсеместного рас-
пространения вечномерзлых пород.
Вечномерзлотные породы в зависимости от вре-
мени и температуры, при которой происходило
Рис. 11.8. Ингибиторный клапан.
1— переводник; 2— уплотнение; 3 нажимной мост; 3—направляющая пружина' 5 —
пружина; 6 — корпус; 7 — шток; 8 — шток с наконечником; 9—штуцер; 10 — седло;
II— нижннй уплотнительный корпус; /2 —нижннй уплотнительный фиксирующий эле-
мент; 13— уплотнение седла; 14 — обратный клапан; 15 — пружина
78
формирование осадков, разделяются на два типа — эпигене-
тические и сингенетические. Первые промерзли после своего
формирования, вторые — одновременно с накоплением осад-
ков.
Практика строительства скважин и обеспечения безаварий-
ной эксплуатации в условиях значительной толщины вечномерз-
лотных пород поставила новые проблемы перед буровиками и
эксплуатационниками.
При бурении мощных мерзлых, неустойчивых при оттаива-
нии пород могут произойти различные виды осложнений и ава-
рий. Наиболее распространены из них при строительстве сква-
жин в породах сингенетического типа следующие:
а) размыв приустьевой части скважины во время бурения;
б) слом бурильных труб из-за заклинивания их обваливаю-
щимися при оттаивании породами;
в) преждевременное прекращение движения кондуктора при
спуске, связанное с обрушением оттаявших пород;
г) разрывы направлений и кондукторов, башмаки которых
установлены в неустойчивых при оттаивании породах;
д) затрубное и межтрубное газопроявления, связанные с от-
сутствием за кондуктором цементного камня или его низким
качеством;
е) образование гидратных пробок в стволе и призабойной
зоне во время вызова притока газа из продуктивных горизон-
тов, температура которых близка к равновесным гидратообра-
зованиям;
ж) смятие обсадных колонн при восстановлении отрицатель-
ных температур в затрубном пространстве.
Данные виды аварий и осложнений возникают вследствие
растепления и восстановления отрицательных температур мерз-
лых пород в процессе бурения и эксплуатации, в результате
чего на обсадные колонны действуют дополнительные нагрузки,
что отражается на состоянии ствола скважины.
Бурение скважины осуществляется при непосредственном
взаимодействии циркулирующего бурового раствора со стен-
ками скважины. Температура циркулирующего раствора, как
правило, отличается от температуры мерзлого массива. Если
мерзлые породы представлены рыхлыми при оттаивании отло-
жениями, то этот этап сопровождается образованием каверн,
осложняющих сооружение скважины.
Интенсивность кавернообразования определяется природой
сил сцепления между отдельными частицами пород. Если сцеп-
ление частиц вызвано действием льда, то процесс растепления
сопровождается интенсивными осыпями и кавернообразованием.
При сцеплении частиц пород с помощью минерального цемента
кавернообразования может не наблюдаться. Интенсивность
кавернообразования при бурении зависит от количества пода-
ваемого в скважину бурового раствора, его температуры и вре-
мени воздействия.
79
Для реальных скважин при средних температурах промы-
вочных растворов +7—1-8 °C коэффициент кавернозности на-
ходится в пределах 1,5—2.
В процессе эксплуатации скважины в результате теплооб-
мена между флюидом и мерзлым массивом может происходить
глубокое протаивание пород, если не принимаются специальные
меры. Размер зоны околоствольного протаивания скважины,
находящейся в эксплуатации в усредненных геокритических ус-
ловиях Западной Сибири, не превышает 6,2 м за 15 лет. Интен-
сивность протаивания околоствольного мерзлого массива зави-
сит главным образом от температуры и времени воздействия
теплоносителя. С увеличением разницы в температуре теплоно-
сителя и массива на 10 °C радиус протаивания увеличивается
примерно на 1 м. В первые месяцы работы скважины процесс
протаивания протекает довольно быстро, а затем замедляется
(до нескольких сантиметров в год). Так, в рассматриваемых
условиях за первые 2—3 мес радиус протаивания достиг 1,0—
1,5 м, за 6 мес — около 2 м, тогда как за 5 лет он не превысил
4 м, а за 15 лет оказался немного более 6 м.
Обсадные колонны, перекрывающие мерзлые породы, могут
испытывать дополнительное напряжение. Эти напряжения воз-
никают в результате обвалов оттаявших льдонасыщенных по-
род, сцементированных лишь кристалликами льда (песок, су-
песь, галька и др.). По мере уменьшения сил сцепления пород
с цементным камнем и колонной также возникают дополнитель-
ные нагрузки. Эти обстоятельства могут привести к деформации
обсадных труб и к проседанию устья скважины. -
Растепление мерзлотных пород, содержащих большое ко-
личество льда, сопровождается уменьшением занимаемого по-
родой пристволовой зоны объема за счет таяния льда. При этом
резко уменьшаются силы сцепления и происходит перераспре-
деление нагрузок по колонне.
По мере распространения фронта растепления к поверхности
наступает момент, когда прочность сцепления нерастаявшего
участка с цементным камнем и силы трения в разрыхленных
оттаявших участках окажутся неспособными противостоять весу
труб кондуктора, натяжению эксплуатационной колонны и весу
труб. В результате произойдет укорочение колонны и устье
скважины вместе с фонтанной арматурой опустится.
Удлинение колонны от устья до границы вечной мерзлоты
можно определить по формуле
д = VcTF (Ь -1)1 _ Г yerFzdZ- (Ц.5)
Р EF ‘ } EF
* о________
I II
где уст — удельный вес стали; F — площадь поперечного сече-
ния труб; Л —длина колонны; I — толщина слоя вечной мерз-
80
лоты; z — текущая координата; Е— модуль упругости мате-
риала обсадных труб; 1—слагаемое от веса колонны ниже гра-
ницы мерзлоты; II — слагаемое от веса колонны выше границы
мерзлоты.
После упрощений получим
(п.б)
Е 22? | о
Окончательно имеем
При нарушении прочности сцепления цементного камня за
кондуктором с оттаявшими породами этот же участок колонны
окажется смятым под действием собственного веса и веса
устьевого оборудования на величину
Л , УстР , р2/ VnPF
А<сж -------4-----—--------»
2Е 1 EF 2EF
(П-8)
где уСт12/2Е— составляющая от собственного веса; p2l!EF—
составляющая от веса устьевого оборудования; ynl2F/2EF— со-
ставляющая от потери веса в пульпе растепленной породы;
уп — удельный вес пульпы растепленной породы.
Суммарная осадка устья скважины составит
Д/ = Д/р -|- Д/Сж>
т. е.
д I _ Уст (Е — 1)1 Тег/2 . Уст/2 । Р^ ____
~ Е ‘ 2Е + 2Е + EF ~
__ Уп/2/7 _ Уст/- / — Уст/2 + Уст/2 Рг1 __ Уп/2/7 ,j j g,
2EF Е + EF 2EF ' ' ’ 7
Окончательно имеем
д<= Уп/2/7 . (П10)
Е EF 2EF
Расчеты по приведенной формуле (II.10) показывают, что
амплитуда осевого смещения устья скважины может достигать
0,5 м и более в зависимости от толщины слоя вечной мерзлоты,
веса кондуктора и длины незацементированной части колонны.
В результате потери устойчивости колонн и нарушения пря-
молинейности создаются условия для потери герметичности
резьбовых соединений, разрушения устьевой обвязки и откры-
того фонтанирования,
81
Восстановление отрицательных температур пристволовой
зоны в ряде случаев может сопровождаться возникновением
в скважине радиальных сминающих сил, напряжения которых
превышают прочностные характеристики труб. Природа сми-
нающих сил определяется увеличением объема промывочной
жидкости, оставшейся в затрубном пространстве, при восстанов-
лении отрицательных температур в неработающих скважинах
(консервация, простои). Смятие обсадных труб в толще мерз-
лых пород происходит на кавернозном участке и, как правило,
носит локальный характер.
Механизм смятия обсадных труб определяется физико-ме-
ханическими свойствами мерзлых пород и характером восста-
новления отрицательных температур по стволу скважины.
Глава 111
ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ
И СКВАЖИН
§ I. ЦЕЛИ ИССЛЕДОВАНИЙ
Задача прогнозирования разработки газового месторождения
сводится к предсказанию характера изменения технологических
параметров системы (давления, объемов добычи газа, дебитов
скважин, газоотдачи и др.) на основе исходной информации
об ее структурных параметрах (свойства пласта, физико-хи-
мические характеристики газа и др.).
Целью исследований газовых скважин как раз и является
определение исходных параметров разрабатываемой системы.
Промысловые исследования скважин позволяют определять
следующее.
Параметры пласта-коллектора:
геометрические характеристики пластов и залежей, в том
числе общие размеры подземного резервуара, характер изме-
нения общей и эффективной толщины пласта по площади и го-
ризонтам, границы залежей, размеры экранов и непроницаемых
включений и их форму, положение контакта газ — вода и его
изменение в процессе разработки и др.;
коллекторские свойства пластов (пористость, проницаемость,
гидропроводиость, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газо-
насыщенность, а также характер их изменения по площади и
разрезу пласта);
прочностные характеристики пласта, определяющие добыв-
ные возможности скважин (предельные дебиты и градиенты
давления, соответствующие началу разрушения пород);
емкостные свойства порового пространства (запасы газа и
конденсата).
Параметры пластового флюида:
физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость,
плотность, давление начала выпадения конденсата, давление
максимальной конденсации, состав газа и конденсата, коэффи-
циенты сжимаемости, влажность газов, характеристика пласто-
вых и конденсационных вод, условия образования и состав
кристаллогратов и солей, выпадение твердой серы и др.) и ха-
рактер их изменения при различных давлениях и температурах
в процессе разработки месторождения;
характер фазовых превращений газоконденсатных систем
в динамических процессах, связанных с изменением давления
и температуры.
83
Параметры скважин:
предельные добывные характеристики скважин (свободный
дебит, абсолютно свободный дебит);
оптимальные гидро- и термодинамические условия работы
ствола;
интенсивность скопления жидких и твердых примесей на за-
бое и условия их выноса;
коррозионную активность примесей.
Параметры и лас то во- водо напор ной системы
в законтурной области:
фильтрационные и емкостные параметры водоносной части
пласта;
физико-химические свойства пластовой воды.
Последнюю группу параметров определяют в процессе ис-
следований специальных скважин, вскрывших водоносные
пласты.
Определение исходных параметров в ряде случаев возможно
прямыми измерениями, например анализ кернов позволяет не-
посредственно замерить коллекторские свойства пористой среды
на забое скважины. К прямым методам исследований относится
и лабораторный анализ проб газа и жидкости, взятых из сква-
жины. Однако большинство характеристик разрабатываемой
системы прямому замеру не поддается (например, коллектор-
ские свойства пласта вдали от скважины). В этом случае не-
посредственно замеряют некоторое семейство побочных харак-
теристик, а искомые параметры определяют по ним пересчетом
на базе известных соотношений, связывающих замеренные ве-
личины с искомыми. Среди косвенных методов следует выделить
группу газодинамических исследований, акустических и др.
Прямые и косвенные методы исследований обычно применяют
в комплексе, взаимно дополняя друг друга.
Содержание и объем комплексных исследований определя-
ются их назначением. Все исследования подразделены на пер-
вичные, текущие и специальные.
Первичные исследования проводят в процессе раз-
ведки месторождений и их опытной эксплуатации. Задачей яв-
ляется изучение характеристики данного месторождения с целью
оценки запасов, добывных возможностей и параметров, необ-
ходимых для подготовки к промышленной эксплуатации.
На разведочных скважинах осуществляется полный ком-
плекс исследований. При этом особое внимание следует уде-
лять установлению добывных возможностей скважин. Во мно-
гих случаях на разведочных скважинах частичное вскрытие
пласта не позволяет правильно их установить. По результатам
геофизических исследований можно судить о потенциальных
возможностях скважин. Сопоставление этих результатов с дан-
ными газогидродинамических исследований позволяет устано-
вить степень и качество вскрытия пласта, а также определить
добывные возможности будущих эксплуатационных скважин.
84
Текущие исследования проводят на добывающих
скважинах в процессе разработки месторождения. Их задачей
является получение необходимых данных для анализа и конт-
роля за процессом разработки. При этом основное внимание
следует уделять правильному установлению технологического
режима. В зависимости от особенностей конкретного месторож-
дения можно использовать неполный комплекс методов. В боль-
шинстве случаев используют только газогидродинамические и
акустические методы.
Специальные исследования проводят на скважи-
нах для выполнения работ, обусловленных специфическими ус-
ловиями разработки каждого конкретного месторождения, в том
числе:
контроль за положением контакта газ — вода в специальных
скважинах с помощью геофизических методов;
установление эффекта при проведении различного рода ме-
роприятий по интенсификации притока газа;
изучение коррозионных свойств газа;
контроль за перетоками газа в горизонты, залегающие выше,
из-за некачественного цементажа;
апробирование новых методов исследований скважин и др.
При создании и разработке новых методов исследований
требуется, во-первых, получить соотношения, связывающие за-
меряемые непосредственно параметры с искомыми, т. е. разра-
ботать теорию метода, во-вторых, определить способ проведе-
ния измерений на скважинах и, в-третьих, разработать метод
правильной интерпретации результатов промысловых исследо-
ваний.
Обычно математическое соотношение, на котором основана
теория метода, является уравнением некоторого физического
процесса. В зависимости от того, какой физический процесс
используют, методы исследований подразделены на газодина-
мические (наблюдения за движением газа), акустические (на-
блюдения за распространением звуковых волн, возникающих
при движении газа и жидкости в пористой среде) и геофизиче-
ские (наблюдения за электрическим удельным сопротивлением,
электрохимической активностью, тепловым сопротивлением, на-
чальной восприимчивостью естественной радиоактивности
и др.).
В настоящее время наиболее распространены газодинами-
ческие методы исследований скважин.
Технология гидродинамических исследований
Вначале составляют программу испытаний, подготавливают со-
ответствующие приборы и оборудование и монтируют их на
скважине (рис. III.1, III.2).
Для очистки забоя от жидкости или твердых частиц перед
испытанием скважину продувают, измеряя с момента пуска
дебит газа и давление на головке и в затрубном пространстве.
85
Рис. III.1. Оборудование для исследования скважины, не подключенной к га-
зосборному пункту.
/ — скважина; 2 — фонтанная арматура; 3 — лубрикатор; 4 — лебедка; 5 —сепаратор;
6 — емкость для замера жидкости; 7 — диафрагменный измеритель критического исте-
чения; 8— факельная линия; 9 — манометры; 10— карман для термометра; // — глу-
бинный прибор; 12—крепление выкидной линии; 13 — линия ввода ингибитора
Рис. Ш.2. Оборудование для исследования скважины, подключенной к газо-
сборному пункту:
/ — блок входных ииток; 2 —линия контрольных вамеров; 3 — контрольный сепаратор;
4 — узел замеров; 5 — сепаратор 1 ступени; 6 — разделительная емкость; 7 — факельная
линия; 8 — регулятор теплового режима; 9 — теплообменник; 10 — регулируемый шту-
цер; // — сепаратор II ступени
86
В процессе продувки следует учитывать, что при высоких де-
битах газа из пласта могут выноситься в значительном коли-
честве твердые частицы, что является причиной разъедания
оборудования, образования пробки на забое, а при наличии
подошвенной или контурной воды — прорыва воды в скважину.
Исследования проводят на нескольких установившихся ре-
жимах с различными дебитами.
В процессе испытания скважины методом установившихся
отборов для каждого режима измеряют дебит газа, темпера-
туру и давление на головке и в затрубном пространстве. Для
обычных испытаний параметры замеряют не менее чем на
шести режимах (точках).
Испытания проводят последовательно, переходя от меньших
дебитов к большим. Затем замеры по двум-трем контрольным
точкам снимают в обратном порядке — от максимально достиг-
нутого дебита к двум меньшим его значениям.
Давление и дебит измеряют непрерывно, начиная с момента
пуска скважины до их стабилизации, т. е. когда их значения
не изменяются во времени на данном режиме работы и в после-
дующем после закрытия скважины. Значения их, используемые
для обработки результатов испытаний с целью построения ин-
дикаторной кривой, определяют при условии практически пол-
ной стабилизации давления.
Для измерения количества и состава жидкости и твердых
частиц, выносимых в процессе испытания скважины на различ-
ных режимах, перед прибором, предназначенным для замера
дебита газа, устанавливают породоуловитель или сепаратор,
конструкцию которых выбирают с учетом условий работы
скважины.
В процессе испытания газоконденсатных скважин для уста-
новления количества выпадающего конденсата при различных
давлениях и температурах рекомендуется применять специаль-
ную передвижную сепарационную установку, позволяющую
точно определить количество жидкости, выделяющейся при раз-
личных режимах работы скважины.
Во избежание потерь газа необходимо стремиться к тому,
чтобы при испытании скважин на различных режимах подавать
газ в газопровод. Выпускать его в атмосферу можно лишь
в случаях, если исследуемая скважина не подключена к газо-
проводу или давление в газосборных сетях не позволяет по-
лучить нужный диапазон дебитов и депрессий. Испытывать
скважины при подаче газа в газопровод нельзя, если давление
в газосборных сетях составляет 50 % или более от давления
на устье, а также при его колебаниях в газосборной сети в те-
чение периода испытаний на данном режиме работы скважины.
Это относится только к скважинам, период стабилизации дав-
ления в которых весьма значителен.
Для контроля за качеством получаемых данных в процессе
испытания проводят первичную их обработку непосредственно
87
на скважине. При значительном разбросе точек на индикатор-
ной кривой испытания повторяют.
В итоге в ходе испытаний непосредственно определяют сле-
дующее:
зависимость дебита от давления на устье;
зависимость Ap2 = f(Q) (индикаторная кривая);
оптимальные рабочие дебиты газа и причины их ограниче-
ний;
уравнение притока газа к забою скважины;
коэффициенты фильтрационных сопротивлений;
абсолютно свободный и свободный дебиты скважины;
устойчивость призабойной зоны и ее загрязненность при-
месями;
изменение давления и температуры в стволе скважины в за-
висимости от дебита.
§2. ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Теоретические основы гидродинамических методов
исследования скважин
Гидродинамические методы исследования основаны на решении
обратных задач подземной гидромеханики. При этом исполь-
зуют уравнения сохранения массы и импульса в фильтрацион-
ном движении, связывающие искомые параметры пласта с не-
посредственно измеряемыми в процессе фильтрации газа
в пласте, такими как расход газа и забойное и пластовое дав-
ления во времени.
Газодинамические методы подразделены на исследования
при стационарных и нестационарных режимах фильтрации.
Процесс фильтрации называют стационарным (установив-
шимся), если дебит газа, пластовые и забойные давления не из-
меняются во времени.
При стационарной изотермической фильтрации справедливо
уравнение сохранения количества движения (двучленное урав-
нение закона фильтрации):
— grad р = — v + р*р | v | t), (III.1)
k
где р — давление; v — вектор скорости фильтрации; ц и р—со-
ответственно вязкость и плотность газа; k и р*— параметры
пористой среды (соответственно коэффициент проницаемости
и структурный коэффициент, характеризующий извилистость
и непостоянство сечения поровых каналов).
Из уравнения (III.1) следует, что потери давления прп
фильтрации газа вызваны двумя видами сопротивлений: вяз-
костным трением (первый член) и инерционными силами (вто-
яя
рой член), возникающими при изменении вектора скорости
вследствие извилистости каналов. При этом вязкостные потери
энергии линейно зависят ог скорости, а инерционные — пропор-
циональны квадрату скорости. Инерционные потери в основном
сосредоточены в призабойной зоне, где отмечаются наибольшие
скорости.
При небольших скоростях, отмеченных при большой по-
верхности фильтрации, преобладающая роль принадлежит вяз-
костным силам и тогда уравнение (Ш.1) сводится к извест-
ному закону Дарси:
— grad р = — v. (П1.2)
А
Практика работы газовых скважин показывает, что в большин-
стве случаев движение газа к забою скважин подчиняется
двучленному уравнению (Ш.1).
Параметры k и р*, входящие в уравнение (Ш.1), являются
независимыми характеристиками пористой среды. Однако для
большого класса естественных пористых сред между ними про-
слеживается статистическая корреляционная зависимость вида
о. 63-10»
/ k \3/2
\ т /
где 63-10® — корреляция А. И. Ширковского,
либо
о. 0,05
т I/ -----
У т
здесь 0,05 — корреляция Гиртсмы.
Часто на практике вместо параметра р* используют так
называемый параметр макрошероховатости породы /=1/р*.
Для применения уравнения (Ш.1) при исследовании сква- )
жин его следует проинтегрировать в пределах от радиуса сква-
жины /?с (принимается по радиусу долота при бурении про-
дуктивного пласта) до радиуса контура пласта в метрах.
Рассматривая пласт как цилиндрический, однородный, с по-
стоянной толщиной пласта h, получим уравнение притока газа
к забою скважины, характеризующее зависимость потерь дав-
ления в пласте от дебита газа:
P2K-pl = aQ + bQ2,' (III.3)
где Q — объемный расход (дебит) газа, приведенный к стан-
дартным условиям (рст = 0,1013 МПа, Тст = 293 К), м3/с; рк и
ра — давления соответственно на контуре и забое скважины,
89
МПа; а и b — коэффициенты фильтрационного сопротивления.
Р-7* ПЛРст Rk.
jtkhTст Rc ’•
РстРст^пл |\
2л2/12Т„Лс/ X ТТЛ
(П1.4)
Здесь у. — абсолютная вязкость газа при рпл и Тпл, МПа-с;
k — проницаемость, мкм2; Тпл— пластовая температура, К;
рСт — плотность газа при стандартных условиях рСт = 0,1013 МПа,
7’ст = 293 К).
Значение рк обычно принимают равным пластовому дав-
лению рпл- В случае наличия определенной сетки скважины
на месторождении вместо RK берется приведенный радиус /?Пр:
np=_^A/zzrzr,
2 V (? + 0,5(?б
(Ш.5)
где Re— среднеарифметическое от расстояний до соседних
скважин; Q — дебит исследуемой скважины; Q6 — суммарный
дебит соседних скважин. Из последней формулы видим, что Rnp
равен половине радиуса дренирования. Отметим, что радиус
дренирования равен половине Re, если дебиты скважин одина-
ковы и они расположены по шестиугольной сетке.
\у Реальные скважины, как правило, являются гидродинами-
чески несовершенными (см. рис. II.1) как по характеру вскры-
тия (вместо открытого забоя — перфорация или фильтр), так
и по степени вскрытия (т. е. разрабатывается неполная тол-
щина пласта), и следует учитывать влияние коэффициента сверх-
сжимаемости газа. Тогда, учитывая среднее значение zcp и за-
меняя рСт на относительную плотность газа р, вместо (Ш.4) по-
лучим:
а = цТплРстгср / 1п 5пр + С1 + с \ ,
nkhTC7 \ Rc /
(Ш.6)
РРст^пл^р f 1
2л2Л2Г2т/?с/
1
ЯПр
где zOp — коэффициент сверхсжимаемости при среднем давле-
нии и температуре Тпл! Ci и Ci — коэффициенты, учитывающие
несовершенство скважин по степени и характеру вскрытия
соответственно линейной и квадратичной частей в двучленной
формуле притока газа. Для их определения применяют фор-
мулы
Ct=-^-4- c2=——, (111.7)
h h Rc nRo
90
где /г = АВск/Л; Rc = Rc/h-, б = 1,6(1— h2), /гвск —вскрытая тол-
щина пласта, м; п — число перфорационных отверстий на 1 м
толщины пласта; Ro— радиус перфорационной каверны, кото-
рый при пулевой перфорации принимается равным 0,02—0,03 м.
Аналогично имеем
c^—L— (III.8)
h 3n*R%
Таким образом, коэффициенты фильтрационного сопротив-
ления а и b зависят от параметров призабойной зоны и кон-
струкции забоя скважины. Зная коэффициенты а и Ь, по фор-
муле (III.6) можем определить проницаемость пласта k и па-
раметр макрошероховатости I. Приняв в (III.6) коэффициенты
Ci и С2 равными нулю, получим условную проницаемость при-
забойной зоны пласта, в которой учитывается как проницае-
мость пласта, так и степень и характер совершенства его
вскрытия.
При эксплуатации газовых скважин фильтрация газа про-
исходит при нестационарных режимах фильтрации. За счет
непрерывного падения пластового давления в залежи дебит
и забойное давление будут изменяться во времени. Наиболее
заметно нестационарные процессы в пласте проявляются при
пуске и остановке скважины.
Нестационарная изотермическая фильтрация реального газа
в однородном пласте при сохранении закона Дарси описывается
наиболее общим уравнением вида
1 д т k(p)p др _ д Г m(p)p I
г дг ц (р) г (р) dr dt L г (р) J
Здесь проницаемость k, пористость пг и вязкость у, являются
функциями давления. Это уравнение решают после соответст-
вующих допущений и его линеаризации.
К гидродинамическим методам исследования скважин при
нестационарных режимах фильтрации относятся методы снятия
кривой нарастания давления после остановки скважины и сня-
тия кривой стабилизации давления и дебита скважины после,
пуска ее в эксплуатацию на определенном режиме (опреде-
ленных диаметрах штуцера, диафрагмы). Эти методы исследо-
вания пластов предназначены для определения параметров
пласта по результатам взаимодействия двух скважин, по дан-
ным эксплуатации одной или нескольких скважин.
§ 3. ПРИБОРЫ И АППАРАТУРА, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ
ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН
Для измерения давлений и расходов газа при исследовании
скважины, а также для учета его количества при добыче и
транспорте используют манометры, термометры, расходомеры
и другие измерительные средства. Кроме того, помимо прибо-
91
ров общепромышленного назначения широко применяют спе-
циальную аппаратуру и глубинные приборы, спускаемые
в скважину.
Приборы для измерения давления и температуры
Манометры. Для измерения давления наиболее широко ис-
пользуют пружинные манометры. В показывающих манометрах
чувствительным элементом является трубчатая пружина (пру-
жина Бурдона), которая представляет собой согнутую по кругу
трубку овального или эллиптического сечения. Малая ось ее
совпадает с радиусом самой пружины. Один конец трубки сое-
динен с ниппелем, предназначенным для подвода давления,
а второй конец ее закрыт заглушкой и запаян (заварен).
При действии давления на внутреннюю полость пружины
сечение трубки деформируется, стремясь приобрести наиболее
устойчивую форму окружности. При этом свободный конец
перемещается на величину, пропорциональную измеренному
давлению. Преобразование перемещения свободного конца
пружины 1 (рис. III.3) во вращательное движение показываю-
щей стрелки 5 достигается за счет введения передаточного ме-
ханизма, состоящего из шестерни (триба) 4 и зубчатого сек-
тора 3. Зубчатый сектор, шарнирно соединенный тягой 2
со свободным концом трубчатой пружины /, вращает ось
стрелки 5. Поворот показывающей стрелки отсчитывается по
круговой шкале с углом охвата 270°.
Давление подводится через ниппель, который имеет наруж-
ную резьбу для соединения прибора с объектом измерения.
Трубчатые манометры общего назначения изготавливают на
предельные давления — от 0,05 до 200 МПа.
В' самопишущих пружинных манометрах обычно применяют
многовитковые трубчатые пружины, называемые геликсом. Он
представляет собой трубку овального сечения, навитую по вин-
товой линии. Благодаря этому свободный конец геликса при
том же давлении может переместиться на большее расстояние,
чем у одновитковой пружины.
В зависимости от класса точности пружинные манометры
делятся на образцовые и рабочие. К образцовым манометрам
относят приборы с высокими классами точности: 0,16; 0,25;
0,4 и 0,6. Образцовые приборы служат для поверки рабочих ма-
нометров, их обычно используют для измерений давления при
исследовании газовых скважин.
Грузопоршневые манометры — основное средство
поверки образцовых манометров. В этих манометрах давление
создается с помощью ручного пресса и измеряется путем срав-
нения его с массой грузов, действующей на разделительный
неуплотненный поршень.
Измерительная часть прибора (рис. Ш.4) состоит из поли-
рованного поршня <?, притертого по цилиндру 2. На верхнем
конце поршня имеется тарелка с грузами 4. Зазор между
поршнем и цилиндром составляет всего несколько микромет-
ров, что обеспечивает достаточную герметичность при переме-
щении поршня вдоль цилиндра. Полость под измерительным
поршнем, заполненная жидкостью, сообщается каналом с прес-
сом винтового типа, поршень 6 которого снабжен уплотни-
тельной резиновой манжетой.
За счет изменения веса грузов в жидкости можно создавать
различные давления. Внутренняя полость пресса / соединена
93
каналами со штуцерами с вентилями 5 для присоединения по-
веряемых приборов. Манометр заполняется жидкостью через
воронку. Перед измерениями поршневой манометр устанавли-
вают строго по уровню, а тарелку с грузами во время изме-
рений вращают от руки.
Внутренняя полость заполняется рабочей жидкостью при
помощи поршня 6, который засасывает жидкость из воронки.
Подключив поверяемый прибор 7 к штуцеру манометра, порш-
нем 6 начинают повышать давление до тех пор, пока измери-
тельный поршень с грузами не приподнимется. Произведя ана-
логичные операции при грузах различных масс, проверяют
Рис. III.5. Схема жидкостных манометров:
а _ У’образного; б — микроманометра; в — однотрубного
правильность показаний поверяемого прибора в пределах всей
его шкалы.
Промышленность выпускает грузопоршневые манометры,
рассчитанные на предельные давления 6, 25. 60 и 250 МПа.
Для измерения низких давлений применяют жидкостные ма-
нометры и дифманометры. Двухтрубный манометр выполнен
в виде U-образной стеклянной трубки (рис. III.5, а) с деле-
ниями, нанесенными через 1 мм. Трубка заполнена жидкостью:
водой, спиртом или ртутью. Один конец ее сообщается с атмо-
сферой, другой — с объектом измерения. Если давление подво-
дить к обоим концам трубки, то можно определить разность
измеряемых давлений. В этом случае прибор становится диффе-
ренциальным манометром.
Разновидностью двухтрубного манометра является чашеч-
ный однотрубный прибор (рис. III.5, б, в), у которого одно ко-
лено трубки представляет собой сосуд (чашку) со значительно
большей площадью поперечного сечения (в 10—20 раз), чем
у второго колена. Значением уровня в чашке при достаточно
большой разнице в площадях пренебрегают, и показания при-
бора отсчитывают только по изменению уровня в трубке.
94
Дифманометры
Рис. III.6. Схема поплавкового
механического дифференциаль-
ного манометра
ггорый поворачивает ось 6,
Для измерения перепадов давления применяют дифманометры
различных типов. Трубные жидкостные дифманометры исполь-
зуют в основном в лабораторных условиях и для проверки дру-
гих дифманометров на месте установки. В качестве стационар-
ных технических приборов применяют поплавковые, мембран-
ные и сильфонные дифмано-
метры.
Поплавковые дифма-
нометры основаны на таком
же принципе действия, что и
двухтрубные жидкостные дифма-
нометры. Отличие их состоит
в том, что отсчет показаний ве-
дется не прямо по высоте столба
ртути, а по перемещению по-
плавка, плавающего на поверх-
ности ртути, в одном из колен.
Дифманометр (рис. III.6) имеет
два металлических сосуда 1 и 2,
соединенных трубкой 11. К сосу-
ду 1 большего диаметра (плюсо-
вый) подается более высокое
давление, чем в минусовый со-
суд 2. Под действием перепада
давлений ртуть из плюсового со-
суда вытесняется в минусовый.
При этом плавающий на поверх-
ности ртути поплавок 9 опуска-
ется в соответствии с измене-
нием уровня в плюсовом сосуде.
Перемещение поплавка меха-
ническим или электрическим спо-
собом передается отсчетному
устройству прибора. На рис. III.6
показан вариант механического
преобразователя перемещений
поплавка с помощью рычага 7,
выведенную из сосуда с давлением через уплотнительную
муфту 8. Эта ось через передаточно-множительный механизм
вращает стрелку прибора. При электрическом способе преобра-
зования на поплавке монтируется шток из немагнитного мате-
риала и сердечника. Перемещения сердечника внутри немагнит-
ной трубки вызывает изменение э. д. с., которое регистрируется
с помощью вторичного прибора. Для получения разных преде-
лов измерения при одном и том же ходе поплавка минусовые
сосуды имеют различный диаметр и высоту.
95
Верхняя часть дифманометра снабжена вентильной голов-
кой, состоящей из двух запорных 3 и одного уравнительного
вентиля 4. Запорные вентили служат для отключения сосудов
прибора от действия давления, передающегося через импульс-
ные трубки. При открытом уравнительном вентиле плюсовый и
минусовый сосуды сообщаются. Под поплавком имеется предо-
хранительный клапан, разобщающий сосуды при превышении
пределов измерения. Для заполнения прибора ртутью и ее слива
в крышке плюсового сосуда и в соеди-
нительной трубке имеются отверстия,
закрываемые пробками 5 и 10.
Промышленность выпускает по-
плавковые дифманометры нескольких
типов. Дифманометр типа ДП-280 яв-
ляется показывающим прибором. При-
боры моделей ДП-410 и ДП-610
снабжены устройствами для записи
расхода на дисковой диаграмме. При-
вод диаграммы в модели ДП-410 осу-
ществляется часовым механизмом,
а в модели ДП-610 — синхронным
двигателем, работающим от сети пере-
менного тока. Полный оборот совер-
шается диаграммой за 24 ч. Поплав-
ковые дифманометры моделей ДП-430
и ДП-630 обеспечивают одновремен-
ную запись расхода и статического
давления. Для определения количе-
ства вещества поплавковые дифмано-
метры снабжены интегрирующим уст-
ройством (модели ДП-781 и ДП-712).
Рис. II1.7. Мембранный диф-
манометр Пределы измерения статического
давления у дифманометров ДП-430 и
ДП-630 равны 1,6; 2,5; 4; 10 и 16 МПа, погрешность приборов
составляет 1,0—1,5 %.
Поплавковые дифманометры надежны в работе, однако их
изготовление и эксплуатация осложняются наличием ртути,
пары которой токсичны. Поэтому в последнее время для изме-
рений расходов все шире применяют дифманометры других
типов.
Мембранные дифманометры типа ДМ (рис. III.7) —
бесшкальные приборы, преобразующие измеряемую разность
давлений в электрическую величину, измеряемую вторичным
прибором. Чувствительным элементом является мембранный
блок, состоящий из двух коробок 1, каждая из которых сварена
из двух мембран одинакового профиля. Внутренние полости ко-
робок заполнены дистиллированной водой и сообщаются между
собой. Центр верхней мембраны через стержень 2 связан
с плунжером 3, который может перемещаться внутри индук-
96
ционных катушек 4. Давление в камеры прибора передается
по импульсным трубкам 5, имеющим запорные вентили 6. Под
воздействием разности давлений в плюсовой (нижней) и мину-
совой (верхней) камерах нижняя коробка сжимается, жидкость
из нее перетекает в верхнюю коробку, вызывая перемещение
сердечника. Измеряемая разность давлений уравновешивается
силами упругой деформации мембранных коробок. При одно-
сторонних перегрузках повреждения коробок не происходит, так
как обе мембраны складываются по профилю, вытесняя при
этом всю жидкость во вторую коробку.
Термометры
Для измерения температуры газа на поверхности обычно при-
меняют жидкостные стеклянные термометры, действие которых
основано на принципе теплового расширения. Термометры уста-
навливают в специальные карманы. Участок трубы, на котором
врезан термометрический карман, иногда покрывают каким-
либо теплоизолирующим материалом. Для предохранения тер-
мометра от механических повреждений предусмотрен металли-
ческий защитный чехол.
Жидкостные термометры подразделены на спиртовые, при-
меняемые главным образом для измерения низких температур
до —100°C, и ртутные (рис. III.8), используемые для измерения
температур в широком диапазоне: от —38 °C (температура за-
твердевания ртути) до +500°C. Ртутные стеклянные термо-
метры разделяются на палочные, с вложенной шкалой, угловые
и контактные.
Палочный термометр (рис. III.8, а) представляет собой тол-
стостенную трубку с капиллярным отверстием, на внешней по-
верхности которой нанесены деления шкалы. Пространство
в капилляре над ртутью заполняется инертным газом (обычно
азотом). В термометрах с вложенной шкалой (рис. III,8,б)
капилляр помещен в стеклянную трубку, припаянную к резер-
вуару. Шкала представляет собой пластинку с делениями, изго-
товленную из стекла молочного цвета.
В контактных термометрах один из контактов впаян в ниж-
ней точке капилляра и всегда соприкасается с ртутью, а вто-
рой — в капилляр на определенной отметке шкалы. Второй
контакт замыкается ртутью только при достижении соответ-
ствующей температуры. Если необходимо сигнализировать
о двух предельных значениях температуры, в капилляр на раз-
ных отметках шкалы впаивают два контакта.
Для регистрации изменения температуры в течение дли-
тельного времени обычно применяют манометрические термо-
метры, представляющие собой резервуар (термобаллон), соеди-
ненный металлическим капилляром с упругим чувствительным
элементом. Термобаллон выполнен в виде металлического тол-
стостенного сосуда, объем которого практически не изменяется
4 Заказ № 317
97
с увеличением давления внутри него. В зависимости от запол-
нителя выделяют жидкостные, конденсационные и газовые тер-
мометры.
Термометр сопротивления (рис. III.9) обычно представляет
собой отрезок металлической (платиновой, медной) проволоки
или ленты, навитой на каркас из изоляционного материала и
помещенной в защитный кожух. Для измерения электриче-
ского сопротивления проволоки термометры имеют вторичные
приборы, в качестве которых применяют мосты и логометры.
Мост состоит из четырех сопротивлений Ri—Рл, которые об-
Рис. III.8. Стеклянные термометры:
а — палочный; б — с вложенной шкалой; в н г — угловые; д — контактный; 1 — капил-
ляр; 2 —резервуар; 3 — шкала, нанесенная на внешней поверхности капилляра; 4 —
шкала на пластине стекла молочного цвета; 5 —защитная оболочка; б —оболочка;
7 — корковая пробка; 8 —выводы контактов
Рис. 111.9. Схема термометра сопротивления
разуют четыре его плеча. В одну диагональ моста (точки А
и В) включен источник питания, а во вторую (точки Б и Г) —
нулевой индикатор I.
Для измерения температуры в одно из плеч моста вклю-
чается чувствительный элемент термометра сопротивления. Из-
менение сопротивления в измерительной диагонали моста будет
отмечено индикатором.
Платиновые термометры сопротивления применяют для изме-
рения температур в диапазоне от —200 до +600 °C, а медные —
от —50 до +180 °C. Чувствительными элементами полупровод-
никовых термометров сопротивления служат термисторы.
Измерение расхода газа
Для измерения расхода газа при добыче, транспорте и иссле-
довании скважин в основном применяют расходомеры перемен-
ного перепада давления, принцип действия которых основан
на измерении перепада давления, создаваемого при протекании
98
жидкого или газообразного вещества в каком-либо сужающем
устройстве, установленном внутри трубопровода.
При прохождении газа или жидкости через сужающее уст-
ройство вследствие перехода части потенциальной энергии дав-
ления в кинетическую средняя скорость потока в суженном се-
чении повышается. В результате этого статическое давление
после сужающего устройства становится меньше, чем перед
ним. Разность этих давлений зависит от расхода вещества и
является мерой расхода.
Уравнение объемного расхода сжимаемого вещества, проте-
кающего через сужающее устройство, имеет вид
Q = — aemd2 А /— Др >
4 V Р
где a — коэффициент расхода; е — поправочный множитель на
расширение измеряемого вещества (для несжимаемого веще-
ства е=1); d — диаметр отверстия сужающего устройства; D —
внутренний диаметр трубопровода перед сужающим устройст-
вом; tn — d2/D2 — модуль; р — плотность измеряемой среды в ра-
бочих условиях; Др — перепад давления в сужающем устрой-
стве.
Это уравнение расхода справедливо до тех пор, пока ско-
рость потока меньше критической, равной скорости звука в из-
меряемой среде.
Чтобы объемный расход можно было определить однозначно
только перепадом давления в сужающем устройстве, необхо-
димо постоянство всех остальных величин, входящих в уравне-
ние. Значения d и D для каждого конкретного случая постоянны,
определяют их с учетом температуры измеряемой среды перед
сужающим устройством.
Коэффициент расхода а зависит главным образом от типа
и модуля сужающего устройства и от числа Re. Поправочный
множитель е тем больше отличается от единицы, чем больше
отношение Др к абсолютному давлению р среды перед сужаю-
щим устройством. Для различных газов при одних и тех же зна-
чениях \р!р коэффициент е зависит от типа и модуля сужаю-
щего устройства и от показателя адиабаты х.
Плотность вещества, протекающего по трубопроводу, измеря-
ется непосредственно или определяется расчетным путем в за-
висимости от давления и температуры перед сужающим устрой-
ством.
Абсолютное давление измеряемой среды равно сумме баро-
метрического и избыточного давлений. Температуру вещества
измеряют термометром, установленным либо перед сужающим
устройством, либо за ним на расстоянии (5—10) D от переднего
торца устройства.
4*
99
Сужающие устройства
В качестве сужающих устройств применяют диафрагмы, сопла
и сопла Вентури.
Диафрагма представляет собой тонкий металлический диск
с круглым отверстием, имеющим со стороны входа потока ост-
рую кромку, а на выходе — фаску под углом 30—45°. Камер-
ная Диафрагма (рис. ШЛО, а) расположена между двумя коль-
цевыми камерами, каждая из которых сообщается с внутренней
полостью трубопровода кольцевой щелью или группой равно-
мерно распределенных по окружности отверстий. Кольцевые
камеры обеспечивают надежное выравнивание давлений до и
Рис. Ш.10. Сужающие устройства
после диафрагмы, что позволяет более точно измерять пере-
пад давления при сокращенных прямых участках трубопровода.
Бескамерная диафрагма (рис. ШЛО, б) установлена между
фланцами трубопровода. Перепад давления в этом случае за-
меряют через отдельные цилиндрические отверстия.
Диафрагму можно применять в трубопроводах диаметрами
не менее 50 мм при одновременном соблюдении условия
0,05<т^0,7. Толщина ее диска обычно составляет 0,1 D. Для
газопроводов диаметрами от 125 до 250 мм принимают тол-
щину дисков, равную 3 мм, а для диаметров 250 мм — 6 мм.
Бескамерные диафрагмы можно использовать для газопро-
водов с рабочим давлением не выше 2,5 МПа, так как при этом
давлении допустимо применение фланцев с гладкими полями.
В случаях, когда требуется обеспечить наименьшую потерю
напора в трубопроводе, в качестве сужающих устройств при-
меняют сопла и сопла Вентури (рис. ШЛО, в):сопло — в трубо-
проводе диаметром ие менее 50 мм при условии 0,05ст<0,65,
а сопло Вентури — при условии 0,05</п<0,6.
По сравнению с диафрагмами сопло и сопло Вентури обла-
дают большей износостойкостью.
100
Определение расхода газа
При измерении расхода газа жидкостными показывающими
дифманометрами, подключенными к стандартной диафрагме,
для расчетов используют формулу (в м3/сут)
Q - 83,54- lOeaeKtKid2
где Kt— поправочный множитель на тепловое расширение ма-
териала диафрагмы (для существующих температурных усло-
вий Kt=\)\ К\ — поправочный множитель на неостроту входной
кромки диафрагмы (при Z)>300 мм Ki = 1); d — диаметр отвер-
стия диафрагмы, м; ррт — абсолютное статическое давление
перед диафрагмой, Па; 7/рт— измеренный перепад давления, Па;
Т — абсолютная температура, К; р — относительная плотность
газа.
Способы определения дебита газа при скорости
его истечения равной или больше критической
При исследовании газовых скважин для измерения расходов
газа, когда скорость его истечения равна или больше критиче-
ской, широко применяют диафрагменный измеритель критиче-
ского течения (ДИКТ). Известно, что увеличение расхода с рос-
том перепада давления Ap = pi—р2 происходит только до тех
пор, пока отношение Ъ,=ръ1рх не достигнет определенного кри-
тического значения £Кр. С дальнейшим уменьшением этого отно-
шения расход через отверстие стандартной диафрагмы не из-
меняется.
Значение gKp можно найти по формуле
г / 2 \Х/Х-1
где п=СР1Су — показатель адиабаты; Ср и Су — теплоемкости
газа при постоянном давлении и постоянном объеме.
Для различных газов gKp имеет следующие значения: для
воздуха 0,528; метана 0,55; этана 0,567;. пропана 0,573; бутана
0,577. Для природных газов можно принять £кр = 0,56.
При определении дебита газа с помощью ДИКТ необхо-
димо соблюдать условие, чтобы gKp=0,5 или меиее.
На промыслах применяют две конструкции ДИКТ диамет-
рами 50 и 100 мм (рис. Ш.П). Первая конструкция представ-
ляет собой цилиндр длиной 305 мм, иа одном конце которого
нарезана стандартная резьба под фланцы или муфты, а на дру-
гом — резьба под прижимную гайку. Для установки диафрагмы
предусмотрена выточка диаметром, равным наружному диа-
метру диафрагмы. Между диафрагмой и торцовой поверх-
ностью ставится прокладка. Закрепляется диафрагма прижим-
101
noil гайкой с помощью специального ключа. Температуру газа
измеряют термометром, установленным в стакане.
Для снижения давления при использовании диафрагм не-
большого диаметра предназначены ниппель с вентилем, а для
измерения расхода газа, содержащего механические примеси,—
специальный штуцер.
Дебит газа определяют по формуле
10С7>
1 Tpz
(111.9)
где Q — дебит газа в тыс. м3/сут, приведенный к 20 °C и
0,1013 МПа; С -коэффициент расхода, зависящий от диаметра
Рис. III.11. Схема диафрагменных измерителей критического истечения:
а — диаметром 50 мм; б — диаметрон 100 мм;
/ — отверстие для манометра; 2 — отверстие для продувочного вентиля; 3 — термомет
рический стакан; ‘/ — диафрагма
) отверстия диафрагмы и диаметра прибора; р — давление газа
перед диафрагмой, МПа.
Коэффициент С принимают постоянным для данной диаф-
рагмы и независимым от давления и температуры (табл. III. 1).
Если определяют дебит скважины, в продукции которой содер-
жатся песок и жидкость (их содержание не учитывают в фор-
муле), то при окончательном результате могут быть значитель-
ные погрешности. Приведенные в литературе значения коэффи-
циента С справедливы для сухого газа. Коэффициент С зависит
от характеристики газа (газоконденсатной смеси), давления, тем-
пературы и диаметра сужающего устройства.
Если в 1 м3 газоконденсатной смеси содержание конденсата
достигает 40 см3, значения коэффициента С уменьшают на
1—3%. Экспериментальные значения С, полученные как для
102
сухого газа, так и для
в табл. II 1.2.
При высоком содержании
женно можно определить по
„ п „ 22,41 Тст
Q-Qp + Qk-^- Рк—,
газоконденсатной смеси, приведены
конденсата расход газа приб.ти-
формуле
Таблица III. 1. Коэффициент С при измерении дебита газа диафрагменным
измерителем критического течения газа
Диаметр отверстия диафрагмы или штуцера, мм Измеритель Диаметр отверстия диафрагмы или штуце- ра, мм Измеритель
ЮО-мм дикт 50-мм дикт ЮО-мм ДИКТ 50- мм дикт
1.59 , 0,456 22,19 90,955 92,480
2,38 1.003 25,40 118,493 121,603
3,17 — 1,883 28,57 149,260 155,718
4.77 — 4,326 31,75 184,201 196,591
5,39 — 5,771 34,91 221,886 241,530
6,35 7,450 7,731 38,10 264,440 299,596
7,95 — 11,891 44,45 362,206 —
9,51 16,747 16,917 50,80 477,201 —
11,13 24,245 57,15 611,750 —
12,70 29,959 30,438 63,50 767,229 —
15,85 46,673 46,046 69,85 949,917 —
19.05 66,886 67,244 76,20 1167,288 —
Таблица II 1.2. Коэффициенты расхода для сопел и диафрагм при истечении
сухого газа и газоконденсатной смеси
Для диафрагмы Для сопел
диаметр диафрагм, мм сухой газ газоконден- сатная смесь диаметр сопел, мм сухой газ газоконден- сатная смесь
1,69 0,500 1,75 0,635 —
2.52 1,112 — 2,60 1,410 —
3,41 2,170 — 3.20 2,140 —
4.84 4,400 — 4,70 4,960 —
5.49 5,790 ___ 5,80 7,390 —
6.43 7,600 — 6,40 8,868 —
7,98 11,400 — 8,00 12,892 13,954
9,51 16,52 16,77 9,50 19,419 19,318
11,11 22,30 22,82 11,00 25,402 25.648
12,64 28,70 30,155 12,75- 33,720 34,107
15,91 44,70 47.057 17,50 63,620 6о,406
19,02 65,46 64,767 19,00 76,70 76,260
22,14 89,30 88,00 22,25 105,42 100,47
25,36 117,50 115,55 24,00 123,614 116,80
где Q — дебит газоконденсатной смеси при однофазном газо-
образном состоянии, м3/сут; Qr — дебит газа после сепарации,
м3/сут; QK —дебит конденсата, кг/сут; рк — плотность конден-
сата, кг/м3; М — молекулярная масса конденсата; Тст, Тн —
103
стандартная и нормальная температуры, К (7'сг = 293 К, Тп=
= 273 К).
Кроме сужающих устройств применяют также напорные
устройства (пневмометрические трубки), в которых разность
давлений создается в зависимости от скорости жидкости в месте
их установки. Разновидность напорных устройств — трубка
Г-образной формы (трубка Пито) с отверстием, направленным
навстречу потоку (рис. III.12, а).
Если в трубопровод рядом с первой поместить вторую
трубку, воспринимающую только статическое давление, и соеди-
Рис. 111.12. Схема напорных устройств для измерения расхода газа.
/ — внутренняя трубка; 2 — наружная трубка; 3 — боковое отверстие в наружной
трубке для сообщения с кольцевым пространством
нить обе с дифманометром, то показания последнего будут со-
ответствовать только динамическому давлению (рис. 12,6).
Конец напорной трубки устанавливают на расстоянии 1/3 D
от стенки трубопровода. Дебит газа в м3/сут определяют
по формуле
Q 4,704В2 д/ Н-т^рт
где D — диаметр трубопровода, м.
Регистрирующие приборы, применяемые для измерения
давлений, температур и расхода газа
Изменение р, Т и Q обычно регистрируют с помощью печатаю-
щих и самопишущих приборов. В первых информация о значе-
нии измеряемой величины выдается в цифровой форме, а в са-
мопишущих приборах показания непрерывно записываются на
диаграммной ленте или диске, имеющих координатные сетки.
Раньше для измерения давлений, температур и расходов
газа широко применяли механические самопишущие приборы.
104
Наиболее удобно предварительное преобразование неэлектри-
ческой величины в электрический сигнал. Тогда для последую-
щих операций (дистанционная передача, регистрация или ре-
Рис. 111.13. Схема самопишу-
щего манометра с геликоидаль-
ной пружиной
Рис. 111.14. Принципиальная
схема прибора типа КСД
гулирование) можно использовать унифицированную вторичную
аппаратуру.
В настоящее время широко используют измерительные уст-
ройства, состоящие из первичных преобразователей (датчиков)
105
и вторичных измерительных приборов. Это удобно для дистан-
ционной передачи показаний или ввода в ЭВМ для матема-
тической обработки. Во вторичном приборе обычно осуществ-
ляется преобразование электрического сигнала измерительной
информации в механическое перемещение указателя и пищу-
щего пера.
Механические самопишущие приборы отличаются простотой
конструкции и не требуют для своей работы электрической
энергии. Поэтому при измерении давлений, температур и рас-
ходов газа применяют некоторые типы механических показы-
вающих и самопишущих приборов: манометров, термометров и
дифманометров-расходомеров.
Схема самопишущего прибора с геликоидальной пружиной
представлена на рис. III.13. Этот прибор применяют для изме-
рения давления или температуры.
Давление через капилляр 1, впаянный в неподвижный конец
геликса 2, передается во внутреннюю полость. Под действием
давления пружина раскручивается и вращает ось 3, на которой
жестко укреплен рычаг 4, связанный шарнирно тягой 5 с повод-
ком 6. Поводок, закрепленный на оси 7, вращает мостик пера 8.
Регулирование перемещения пера проводится винтом 9, пере-
мещающим каретку 10 с тягой. Установка пера в нулевое по-
ложение проводится поворотом эксцентрика.
Запись давления проводится чернилами на дисковой диаг-
рамме, вращаемой либо часовым механизмом с суточным заво-
дом, либо синхронным двигателем с редуктором. Для измерения
двух величин давлений самопишущие манометры имеют соот-
ветственно две многовигковые пружины.
Манометры с многовитковой трубчатой пружиной выпускают
на следующие пределы измерения: 6; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0;
6,0; 10,0 и 16,0 МПа. В1 приборах МСТМ-410 и МСТМ-430
(с записью двух давлений) привод диафрагмы от часового ме-
ханизма, в приборах МГСМ-610 и МГСМ-630 — от синхронного
двигателя.
Для измерения, записи и регулирования давления, темпера-
туры и других величин, изменение значения которых может
быть преобразовано в электрический сигнал, широко приме-
няют автоматические самопишущие и показывающие приборы
(потенциометры типа КСП, уравновешенные мосты переменного
тока типа КСМ, вольтметры и миллиамперметры типа КСУ,
а также приборы с дифференциально-трансформаторной изме-
рительной схемой типов КСД и КСП).
Приборы с дифференциально-трансформаторной схемой ра-
ботают в комплекте с датчиками давления, расхода, уровня и
других неэлектрических величин, имеющими трансформаторную
катушку с подвижным сердечником (плунжером) выполнен-
ными из мягкой стали.
В автоматических самопишущих (типа КСД) и показываю-
щих (типа КПД) приборах имеется дифференциальный транс-
106
форматор, который совместно с аналогичным трансформатором
датчика составляет измерительную схему прибора (рис. Ш.14).
В датчике изменение значения измеряемой величины преоб-
разуется чувствительным элементом в перемещение сердечника
трансформатора. Во вторичном приборе сердечник перемещается
с помощью профилированного кулачка, который в свою очередь
поворачивается реверсивным двигателем переменного тока ЛК.
При питании первичных обмоток дифференциальных трансфор-
маторов датчика и прибора переменным напряжением во вто-
ричных обмотках индуктируются напряжения, величина и фаза
которых зависят от положения сердечников в катушках. В слу-
чае неравенства этих напряжений появляется сигнал рассогла-
сования, который усиливается полупроводниковым усилителем
и приводит в действие реверсивный двигатель. На валу дви-
гателя, имеется профилированный диск (кулачок), перемещаю-
щий сердечник к катушке до тех пор, пока не исчезнет сигнал
рассогласования, подаваемый через усилитель на двигатель.
Одновременно с этим перемещается указатель, кинематически
связанный с валом реверсивного двигателя.
Таким образом, перемещения чувствительного элемента дат-
чика, пропорциональные значению измеренной величины, могут
быть отсчитаны по шкале прибора. В самопишущем приборе
вал двигателя, кроме указателя, кинематически связан с ка-
реткой, на которой смонтировано пишущее перо, записывающее
показания прибора на диаграммной ленте. Лента перемещается
с помощью лентопротяжного механизма с ведомым и ведущим
валиками. Приводом этого механизма служит синхронный дви-
гатель М2 (см. рис. III.14) со сменными редукторами, обеспе-
чивающими различные скорости перемещения диаграммной
ленты.
Для сигнализации (регулирования) и дистанционной пере-
дачи показаний приборы могут быть снабжены позиционным
регулирующим устройством, а также реостатными устройст-
вами для дублирования показаний и для работы с программ-
ными регуляторами. В приборе КСД-2 имеется интегрирующее
устройство, используемое при измерениях количеств жидкости
или газа с помощью датчиков расхода.
Автоматические самопишущие потенциометры типа КСП
предназначены для измерения, записи и регулирования темпе-
ратуры, а также других величин, которые преобразуются в дат-
чиках в изменение напряжения или силы постоянного тока,
а также активного сопротивления. Для записи изменения вели-
чины во времени в приборах типа КСП-1 используется лентопро-
тяжный механизм, состоящий из ведущего и ведомого валиков,
сменных редукторов и синхронного двигателя. Эти потенцио-
метры являются одноточечными и работают обычно в комп-
лекте с термопарами.
В приборах типа КСП-4 для продвижения диаграммной
ленты используют один ведущий барабан со специальными эле-
107
ментами, обеспечивающий продвижение и складывание ленты
(рис. 111.15). Потенциометры этого типа являются многоточеч-
ными приборами и могут работать с одним или несколькими
датчиками, имеющими одну градуировку с одинаковыми пре-
делами измерения. В таких приборах запись проводится цик-
Рис. III.15. Внешний вид прибора
типа КСП-4, КСМ-4 и КСУ-4
Рис. II 1.16. Схема уравновешенного
моста типа КСМ-4 переменного тока
лично отпечатываемыми точками и стоящими рядом с ними
цифрами, указывающими номера датчиков. В трехточечных
приборах применяется трехцветная запись, а в двенадцатито-
чечных — шестицветная.
Уравновешенные самопишущие мосты типа К.СМ работают
в комплекте с термометрами сопротивления стандартных гра-
дуировок. Принципиальная схема одноточечного прибора КСМ-4
представляет собой схему уравновешенного моста, в одно из
плеч которого включен термометр сопротивления (рис. III.16).
108
Автоматическое уравновешивание мостовой схемы происхо-
дит следующим образом. При изменении сопротивления тер-
мометра, пропорционального изменению температуры, наруша-
ется равновесное состояние мостовой схемы. В измерительной
диагонали проявляется напряжение разбаланса, которое пода-
ется на вход полупроводникового усилителя, выполняющего
функцию нуль-индикатора. На выходе усилителя включен ре-
версивный электродвигатель Mi, который перемещает движок
реохорда до наступления равновесия, т. е. исчезновения напря-
жения разбаланса. Перемещения движка реохорда, пропорцио-
нальные измеренной температуре, отмечаются указателем по
шкале прибора.
Многоточечный прибор КСМ-4 работает в комплекте с не-
сколькими датчиками.
Глубинные приборы, применяемые
для исследования скважин
Для точного определения забойных давлений, температур и дру-
гих параметров, а также их приращений на практике широко
применяют глубинные приборы, которые могут быть установ-
лены в любой точке скважины. Эти приборы спускают в сква-
Рис. 111.17. Структурная
схема прибора с дистан-
ционной передачей пока-
заний.
ИУ — измерительное уст-
ройство; РП — регистрируй
ющий прибор; БП — блок
литания
жину с помощью специальных лебедок на проволоке или ка-
беле, а также с колонной труб или со специальным инстру-
ментом (испытателями пластов).
В зависимости от способа регистрации показаний глубинные
приборы подразделены на следующие:
автономные, показания которых регистрируются непосред-
ственно в приборе, спускаемом в скважину;
дистанционные, показания которых передаются по кабелю
на поверхность, где регистрируются с помощью вторичных при-
боров.
Кроме приборов, предназначенных для измерения одной ве-
личины, созданы комплексные дистанционные приборы для из-
мерения двух и более величин (давления, температуры, де-
бита). Комплексные глубинные приборы содержат несколько
измерительных преобразователей (датчиков) и переключающее
устройство, позволяющее поочередно подключать каждый дат-
чик к общей измерительной схеме.
109
Конструктивно дистанционные приборы подразделяются на
два самостоятельных узла: глубинный прибор /, спускаемый
в скважину, и
Рис. 111.18. Авто-
номный глубинный
манометр МГН-1
,с вращающимся
'поршнем.
вторичный прибор II, находящийся на поверх-
ности (рис. Ш.17). Связь между ними осу-
ществляется кабелем АС, в определенных
случаях являющимся также тросом, несущим
глубинный прибор, в котором размещены
датчики и вспомогательные устройства, необ-
ходимые для процесса измерения.
Датчиком глубинного прибора является
ряд измерительных преобразователей, обеспе-
чивающих преобразование измеряемой вели-
чины в сигнал, удобный для усиления и пере-
дачи по кабелю на поверхность. Датчик ди-
станционного прибора может состоять из трех
измерительных преобразователей: предвари-
тельного /7/7, основного ОП и выходного ВП.
Глубинные манометры и дифманометры
Глубинные приборы, предназначенные для из-
мерения давлений, по принципу действия де-
лятся на следующие типы.
1. Пружинные, в которых в качестве упру-
гого чувствительного элемента применена
многовитковая геликсная пружина. Приборы
этого типа называются геликсными глубин-
ными манометрами.
2. Пружинно-поршневые, у которых давле-
ние воспринимается уплотненным поршнем,
соединенным с винтовой цилиндрической пру-
жиной растяжения. Различают пружинно-
поршневые манометры с невращающимся и
вращающимся поршнями. Манометры с вра-
щающимся поршнем имеют более высокий
класс точности.
3. Пневматические, принцип действия ко-
1 — гидровключатель;
2 — блок питания;
3 — электронный пре-
рыватель; 4 — элект-
родвигатель; 5 — ци-
линдрическая пру-
жина; 6 — поршень:
7 — уплотнительное
кольцо; 8 — пишущее
перо; 9 — барабан
с диаграммным блан-
ком; Ю — часовой
привод
ликсные МГН-2
торых основан на уравновешивании измеряе-
мого давления и сжатого газа, заполняющего
измерительную камеру прибора. Эти приборы
получили название глубинных дифманомет-
ров, так как они регистрируют приращение
давления от его начального значения.
Заводами выпускаются два типа пружин-
но-поршневых манометров с вращающимся
поршнем — МГН-1 (рис. III.18), а также ге-
и типа МГИ для испытателей пластов.
Принципиальная схема глубинного геликсного термометра
отличается от схемы геликсного манометра тем, что внутренняя
110
полость геликса сообщается с полостью термоприемника, кото-
рый может быть выполнен либо в виде цилиндра со стенкой
большой толщины (термобаллон), либо в виде трубки, навитой
по винтовой линии (змеевик). Внутренняя полость термоприем-
ника и геликсной пружины заполнена жидкостью.
Глубинные дистанционные приборы
Для исследования газовых скважин широко применяют глу-
бинные дистанционные приборы, спускаемые на одножильном
кабеле с помощью каротажных станций или специальной стан-
ции, предназначенной для гидродинамических исследований.
Для измерения давлений и температур в скважинах при-
меняют дистанционные манометры-термометры ДРМТ, дебито-
меры «Метан», а также глубинные дистанционные термометры.
Манометры-термометры ДРМТ предназначены для дистан-
ционного измерения и регистрации давления и температуры
в скважинах. Они состоят из глубинных струнных датчиков
давления и температуры МТДС и наземного вторичного при-
бора ЦИ-1 в комплекте с цифропечатающей машинкой ЭУМ-23,
которые регистрируют измеренные параметры в координатах
времени. Датчики давления и температуры размещены в общем
герметичном корпусе глубинного прибора. Результаты указы-
ваются на цифровом табло вторичного прибора.
Регистрация осуществляется автоматически на листе писчей
бумаги или рулоне. На бумаге печатаются время измерения
(в минутах), результаты измерения давления и температуры.
Получение результатов измерения в цифровой форме упро-
щает их обработку.
Измерение и регистрация производятся циклически; интер-
вал времени между измерениями, равный 0,16; 0,5; 1, 2; 10; 30
или 60 мин, устанавливается переключателем.
Датчики давления и температуры обладают высокой надеж-
ностью и стабильностью, что обеспечивает возможность их
длительной непрерывной эксплуатации. В течение полугода они
сохраняют не только работоспособность, но и сравнительно вы-
сокую точность (основная погрешность датчика давления в те-
чение полугода не более ±0,4 % от диапазона измерения).
Техническая характеристика прибора-датчика МТДС
Диаметр, мм............................................ 26
Диапазон измерения давления, МПа....................... 0—16,0;
0—25,0;
0-40; 0—60
Диапазон измерения температуры, СС..................... 10—160
Максимальная температура окружающей датчик среды, °C . до ±160
Температура воздуха, окружающего вторичную аппарату-
ру, °C ................................................ 0—40
Питание вторичного прибора ЦИ-1 от промысловой сети пе-
ременного тока:
при напряжении, В...................................... 220
при частоте, Гн..................................... 50
Потребляемая мощность, Вт................................не более 150
111
Глубинный дебитомер «Метан-2» (рис. III.19) пред-
назначен для регистрации профиля притока газа по стволу сква-
жины. Он состоит из глубинного прибора с тахометрическим
преобразователем расхода и вторичного показывающего при-
бора. Тахометрический преобразователь скорости потока газа
содержит крыльчатку 1, на оси 2 которой установлены два по-
стоянных магнита 3. Дополнительный магнит 4 служит для ком-
5
Рис. 111.19. Глубинный дистанцион-
ный дебитометр «Метан-2»
пенсации момента торможения в покое и создаст поле той же
величины и полярности, что и поле магнита 7. Эти магниты
установлены диаметрально противоположно в корпусе 10. Маг-
нитоуправляемый контакт 8 смонтирован в стакане 9, выполнен-
ном из немагнитного материала. Он ввинчен в корпус снаряда 5
и крепится гайкой 6.
При прохождении газа через корпус 10 крыльчатка 1 враща-
ется с частотой, пропорциональной скорости потока. Магниты 3
создают знакопеременное магнитное поле, которое взаимодей-
ствует с магнптоуправляемым контактом 8, замыкающим и раз-
112
мыкающим электрическую цепь с частотой, пропорциональной
скорости вращения крыльчатки. Электрические импульсы пере-
даются по кабелю на вторичный прибор, представляющий собой
электрический счетчик.
Глубинный дебитомер может эксплуатироваться при давле-
нии до 40 МПа в диапазоне температур от —30 до +100 °C.
Прибор имеет два предела измерения: 0—3 и 0—10 м/с. Габа-
риты глубинного снаряда (в мм): длина 700, диаметр 42.
Глубинный дистанционный термометр типа
ТЧГ-36 предназначен для измерения температуры по стволу
скважин.
Термочувствительный элемент — конденсатор включен в ко-
лебательный контур генератора высокой частоты. При измене-
нии температуры среды, в которой находится конденсатор,
меняется его емкость, что приводит к изменению частоты гене-
ратора. На поверхности с помощью вторичного прибора (часто-
томера) измеряется частота выходного сигнала, пропорциональ-
ная измеренной температуре в скважине.
Оборудование, применяемое при исследовании скважин
глубинными приборами
Исследования скважин, проводимые с помощью глубинных при-
боров, проводят с применением специального оборудования и
устройств. Для спуска приборов в скважину на фонтанной ар-
матуре устанавливают лубрикатор с манометром. К корпусу
лубрикатора крепятся направляющий и оттяжные ролики для
прохода проволоки или кабеля. Для уменьшения опрокидываю-
щего усилия, действующего на фонтанную арматуру при спуске
приборов на большие глубины, оттяжной ролик устанавливают
у основания арматуры.
Устье оборудуют специальными мостками, предназначенными
для выполнения операций, связанных со спуском и подъемом
приборов. Верхнюю площадку мостков делают на 40—60 см
ниже сальника лубрикатора, а нижнюю — немного ниже буфер-
ной задвижки. Автомашину с лебедкой устанавливают примерно
в 25—40 м от устья таким образом, чтобы вал лебедки был вос-
ставлен перпендикулярно направлению движения проволоки от
скважины до середины барабана лебедки. Убедившись в гер-
метичности лубрикатора и надежности уплотнения проволоки
в сальнике и записав показания устьевого манометра, начинают
спускать прибор в скважину (обычно со скоростью 0,7—0,8 м/с).
При подходе прибора к заданной глубине скорость спуска
уменьшают и плавно останавливают тормозом барабан лебедки.
На заданной глубине прибор выдерживают не менее 10—15 мин
для термостатирования. В случае измерения расхода время вы-
держки обычно определяется временем, необходимым для рас-
крытия пакера,
113
Подъем прибора из скважины проводят при работающем
двигателе автомашины на второй скорости до тех пор, пока до
устья скважины не останется 30—50 м. Затем переходят на пер-
вую скорость и за 5—7 м от устья, выключив двигатель, подни-
Рис. 111.20. Лубрикатор для
спуска глубинных приборов на
проволоке.
/— корпус лубрикатора: 2 — кор-
пус сальника; 3 — сальниковая на-
бивка; 4 — болт нажимной; 5 —
проволока; 6 — ролик направляю-
щий; 7 — ролик предохранитель-
ный съемный: 8 — кронштейн от-
кидывающийся; 9 — кольцо упор-
ное; 10 —манометр; // — вентили
мают прибор вручную.
По окончании подъема по натя-
жению проволоки убеждаются
в том, что прибор находится в луб-
рикаторе и упирается в корпус
сальника. После этого закрывают
буферную задвижку и, открыв спу-
скной вентиль лубрикатора, умень-
шают в нем давление до атмосфер-
ного. Затем извлекают прибор, от-
соединяют проволоку, разбирают
прибор и извлекают диаграммный
бланк с соответствующей записью
результатов измерений.
Необходимо, чтобы вес глубин-
ных приборов при спуске в газовые
скважины превышал выталкиваю-
щую силу, создаваемую давлением
газа.
Например, установлено, что в
148-мм эксплуатационную колонну
при давлении порядка 10 МПа
спуск манометра без утяжелителя
возможен только при условии,
когда дебит газа равен не более
500—600 тыс. м3/сут. При больших
дебитах применяют утяжелитель.
Перед исследованием в останов-
ленную скважину спускают шаб-
лон, масса и габариты которого со-
ответствуют массе и габаритам глу-
бинного прибора. Одновременно
с шаблонированием обычно изме-
ряют глубину забоя скважины. За-
тем после определения массы утяжелителя, потребного при со-
ответствующих максимальных дебитах, глубинный манометр
спускают в скважину на заданную глубину (на несколько мет-
ров выше башмака фонтанных труб) на все время исследо-
вания.
Лубрикатор (рис. III.20) представляет собой цилиндр, со-
единенный с фонтанной арматурой. В нем предусмотрен саль-
ник для прохождения проволоки или кабеля.
Для исследований газовых скважин обычно применяют луб-
рикаторы с двумя сальниками, пространство между которыми
сообщено с масляным резервуаром, присоединенным к корпусу.
1 14
Под действием давления на устье масло из резервуара непре-
рывно поступает в камеру между сальниками, предотвращая та-
ким образом прорыв газа через верхний сальник. Кроме того,
масло служит и дополнительной смазкой для сальников.
Глубинные приборы спускают в скважину на проволоке
с помощью лебедок, установленных на автомашинах. Глубину
их спуска определяют с помощью счетчика числа оборотов.
Лебедка имеет две скорости: при частоте вращения вала
двигателя 600 об/мин скорость подъема приборов на первой и
второй скоростях составляет соответственно 0,85 и 1,84 м/с,
а при частоте вращения 2000 об/мин — 2,84 и 6,14 м/с.
Лебедка имеет следующую техническую характеристику:
диаметр барабана 145 мм, длина навиваемой проволоки диамет-
ром 1,6—1,8 мм — 3500 м, масса лебедки (без проволоки)
196 кг. Разработана также лебедка, рассчитанная на глубину
скважины 7000 м.
Автоматическая промысловая электронная
лаборатория типа АПЭЛ или АИСТ предназначена для
гидродинамических исследований скважин с помощью глубин-
ных дистанционных приборов. В лаборатории АПЭЛ установ-
115
лена также малогабаритная лебедка для спуска глубинных при-
боров с местной регистрацией.
Лаборатория (рис. III.21) смонтирована в закрытом кузове
автомобиля, который разделен перегородкой на два отделения.
В одном отделении разметены аппаратурный стенд 2 и органы
управления лебедкой. Здесь же расположены глубинные при-
боры 1 и малогабаритная лебедка 6. Во втором отделении смон-
тированы лебедки 3 с автоматическим укладчиком кабеля и
коллектором, смоточное устройство 4 и бензоэлектроагрегат.
В комплект лаборатории входят глубинные дистанционные при-
боры: расходомер-дебитомср РГД-2М, термометр ТЧГ-1 и вла-
гомер ВГД-2М. Вторичные приборы смонтированы на аппара-
турном стенде 2. Сигнал от глубинного прибора передается по
кабелю на вторичный блок соответствующего прибора (РГД-2М,
ТЧГ-1 или ВГД-2М), в котором сигнал усиливается и переда-
ется на блок частотомера, а затем передается на вход самопи-
шущего потенциометра. Измеряемые параметры могут регистри-
роваться также с помощью стрелочных или цифровых приборов
в координатах параметр — время или параметр — глубина.
Блок контроля 7 размещен отдельно и находится непосред-
ственно перед оператором, управляющим лебедкой. На перед-
ней панели этого блока смонтированы: счетчик глубины спуска
кабеля; приборы, показывающие скорость перемещения кабеля
и его натяжение; электрический звонок и сигнальная лампа для
индикации магнитной метки, а также приборы для контроля за
режимом работы автомобиля.
Глубинные дистанционные приборы спускают с помощью ле-
бедки, состоящей из рамы, барабана, тормоза и автоматиче-
ского укладчика кабеля, который имеет привод от основного
вала лебедки через цепную передачу.
Глубинные приборы спускают в скважину на одножильном
кабеле типа КОБДФМ-2 длиной до 3500 м. Соединение кабеля
со вторичными приборами осуществляется при помощи коллек-
тора лебедки, состоящего из ротора с дисками и щеткодержате-
лей, смонтированных в корпусе.
Устройство отсчета глубины с датчиком устанавливают на
устье скважины.
С целью уменьшения погрешности измерения глубины на ка-
беле через равные расстояния наносятся магнитные метки.
Момент прохождения магнитной метки регистрируется метко-
уловителем и отмечается прибором на передней панели блока
контроля. Аппаратура лаборатории АПЭЛ питается от сети пе-
ременного тока напряжением 220 или 380 В, а также от бензо-
электроагрегата.
Перед подключением лаборатории к сети ее необходимо за-
землить. При глубинных измерениях лабораторию АПЭЛ уста-
навливают так, чтобы ось автомобиля совпадала с направле-
нием кабеля.
116
§ 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ
ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
ПРИ СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ
Одна из главных задач исследований при стационарных режи-
мах фильтрации — определение коэффициентов фильтрацион-
ного сопротивления а и Ь. Уравнение притока газа к забою
скважины (III.3), характеризующее зависимость потерь давле-
ния в пласте р*пл—pl от дебита газа Qr,— уравнение параболы
(рис. III.22), называемой индикаторной кривой.
Рис. 111.22. Зависимость дебита газа
Рис. 111.23. Зависимость Ap2/Q от Q
Для определения коэффициентов фильтрационного сопротив-
ления а и в уравнение (III.3) приведем к уравнению прямой,
поделив левую и правую части на Q.
Ьр2
~~Q
Pun-Pl
Q
= a + bQ.
(III.10)
По результатам испытания скважины для каждого режима
вычисляют значения (рпл—Ps)/Q> строят график зависимости
Др2/<2 от Q (рис. III.23) и через точки проводят прямую. Зна-
чение коэффициента а определяют по отрезку, отсекаемому этой
прямой на оси ординат, а значение b — как тангенс угла на-
клона прямой к оси абсцисс.
Коэффициенты а и b можно вычислить по формулам:
NZQ2 — (SQ)2
Ь-____________Q-
№Q2-(SQ)2
(III.11)
(III.12)
где суммы берут по всем измеренным при испытаниях значе-
ниям Др2 и Q (W— число режимов).
117
Если периоды восстановления забойного давления до пласто-
вого длительные или есть опасность разрыва колонны обсадных
труб вследствие слишком высокого статического давления, ис-
следования проводят без остановки скважины. Результаты ис-
следования обрабатывают, не зная пластового давления, пред-
ставив их графически в координатах
Osi - Рзп) / (Qn ~ от (Qn + Qi) •
Здесь / = 1, 2, 3, 4, ..tn; п — порядковый номер режима;
т — общее число режимов.
Результаты испытания, обработанные в этих координатах,
располагаются на прямой (рис. III.24), при сравнении их
МПа2
О 200 ЧОО
Рис. 111.24. График для определения
коэффициентов а и b при неизвест-
ном пластовом давлении
(точка 2) с результатами, полученными по формуле (III.10),
видна их хорошая сходимость.
Используя последний метод, можно определять коэффи-
циенты а, b и р3 и для данного дебита Q вычислить пластовое
давление по формуле
Рпл = Vp^ + aQ + bQ2 . (III. 13)
Свободный дебит скважины, т. е. наибольшее количество
газа, которое можно получить из ((кважины при давлении на
устье, равном 0,1 МПа, определяют! по формуле
Уа2+4(г> + е) (р2л- 1,01 а
Усв ~ 2 (Ь 0)
Здесь
1,2 у2
е = 1,377 —ср ср (e2s — 1) Ю-2’
D5 4 7
s = 0,03415 ——>
(III.14)
(III.15)
(III.16)
1 cpzcp
D — диаметр, м; L — глубина скважшы, м; X — коэффициент
сопротивления; е — основание натура.) ьного логарифма; р — от-
носительная плотность газа.
118
Абсолютно свободный дебит скважины, т. е. количество газа,
которое можно получить из скважины, если принять давление
на забое равным 0,1 МПа, определяют по формуле
+ . (Ш.17)
Методика исследования скважин с длительным периодом
стабилизации забойного давления и дебита
Для скважии, вскрывших пласты с плохими коллекторскими
свойствами, период стабилизации забойного давления и дебита
длительный (иногда до месяца). Использование в таких слу-
чаях стандартной методики не позволяет получить искомые па-
раметры. Поэтому в этом случае применяют изохронный метод
или экспресс-метод исследования.
Методика проведения испытания по изохронному методу со-
стоит в том, что при каждом режиме скважина эксплуатируется
одно и то же время /р. Ориентировочно его можно определить
по формуле
п2
/р=3—(III.18)
Рпл k
где Rc — радиус скважины, м; ц — вязкость, мПа-c; рпл— пла-
стовое давление, МПа; k — проницаемость, мкм2.
После закрытия скважины при переходе на другой режим
выдерживают время, необходимое для установления первона-
чального статического давления. Обрабатывают полученную ин-
дикаторную кривую стандартным методом, изложенным выше.
Далее определяют истинное значение коэффициента b и значе-
ние коэффициента а, характерного для времени стабилизации
/р. На одном из режимов скважину подключают к газопроводу
до полной стабилизации забойного давления (р3. уст) и дебита
QycT; установившееся значение коэффициента а определяют по
формуле
а ^ПЛ Рз. уст ^УСт)/<?уст’ (III . 19)
В ряде случаев при наличии соседних работающих скважин
можно определить радиус дренажа данной скважины по фор-
муле (III.5), в которую в качестве Qc подставляют значение ра-
бочего дебита скважины. В этом случае, зная RK, можно опре-
делить время стабилизации для данной скважины
R2
/ст = 0,34-—, (III. 20)
к
где Rk= м; х— в м2/с; hi — расстояния до соседних сква-
жин, м.
119
Зная /ст и а, можно определить установившееся значение ко-
эффициента а
a = a(/p) + pig2£L. (III.21)
Ip
Коэффициент р можно определить как тангенс угла на-
клона прямолинейного участка кривой нарастания давления, об-
работанной в координатах pl от lg t (см. § 5 данной главы).
Иногда остановка скважин при смене режимов для восста-
новления давления до статического приводит к длительному их
простою. Для таких случаев применяют экспресс-метод испы-
тания, при котором время tv работы и остановки скважин между
сменой режимов одно и то же (20—30 мин). Полученную инди-
каторную кривую обрабатывают по формуле
^пл ?зп - и \ . <_ ztjt от
---------------= a Op) + b Qn. (Ill .22)
Qn
При этом находят истинное значение коэффициента b и зна-
чение коэффициента а для времени tp. Коэффициент а опреде-
ляют способом, описанным при изохронном методе.
В формуле (III.22) рзп и Qn — забойное давление и дебит
соответственно для п-го режима. Коэффициент (5 определяют по
кривой нарастания давления (см. ниже).
Коэффициент для каждого режима
i—n— 1
Сп-= У (2.1g " + 17г , (Ш-23)
/ п— 1
1
где п — число режимов, считая режимом и остановку скважины
во время смены шайб (штуцеров); / = 1, 2, 3, ..., п; Qi — дебит
i-го режима.
Так, например, согласно формуле (III.23) для первого ре-
жима С| = 0, для третьего (/? = 3)
с3 = Q. lg JLLLziL + q2 |g -3.+J—А = 0,097(2! + 0,176<22;
3 — 1 3 — 2
для пятого (n = 5)
^7 C6=0,05l(2i +0,007(2г + 0,097(2з +0,176(24 и т. д.
Методика обработки индикаторных кривых с учетом
реальных свойств газа
При высоких пластовых давлениях (более 12—14 МПа) и зна-
чительных депрессиях (отношение (р3/Рпл) <0,9) следует учиты-
вать изменение риг. Для этого вида можно использовать урав-
нение притока
р2 — р2 Q2
- aQ b -L- • (111.24)
Hcpzcp 1*ср
120
где
И*—
Hl
♦ _ (Н*)пл + (Н*)з .
Hep - 2
РатМгТ’пл In ^ПР
а пр
лШ93
(> — ИатРат^пл / 1 1
~ 2лW (293)2 “ £>пр~
7?Пр = ---- Rk =-- -- S/l(,
2 4
(ц*)пл и (н*)з — приведенная вязкость при пластовой темпера-
туре и соответственно при пластовом и забойном давлениях;
Таблица 111.3. Данные обработки результатов испытаний
Рз абс’ 105 Па Q. тыс. м '/сут ^ср (г НПср 2 2 ?пл - Рз „2 „2 ^пл рз Q ,1ср Q ^пл
R ^'пл
22,20 0 1,72 1,50 0
21,26 37,6 1,71 1,49 0,698 0,605 22,0 21,8
19,74 94,8 1,66 1,44 0,743 0,623 57,0 55,0
17,43 148,5 1,61 1,40 0,900 0,732 92,2 86,4
15,82 192,5 1,58 1,37 0,913 0,726 122,0 112,0
13,42 248,7 1,54 1,34 0,934 0,726 161,0 144,5
10,82 280,0 1,49 узо 1,03 0,775 187,0 163,0
Pi — вязкость газа при давлении 0,1 МПа и пластовой темпера-
туре Тпл; р. — вязкость йаза при давлении р и температуре ТПл.
Формулу (III.24) можно использовать прп определении
коэффициентов а и Ь, представив ее в виде
=fl+b_g_. (III.25)
HcpzcpQ Hep
В табл. Ш.З и на рис. III.25 приведены сравнительные дан-
ные обработки результатов испытания по формуле (III.25) и по
формуле (Ш.З), преобразованной к виду
2 2
—пл—.— = а -р b -5—. (III.26)
^Нпл Hnh
При расчетах по формуле (III.26) получают заниженные зна-
чения коэффициента а и Ь, для коэффициента а, например,
121
вместо 0,64 получаем 0,57 (1 тыс. м3/сут)2, т. е. занижение на
11 %, для b — вместо 0,21 получаем 0,12 (1 тыс. м3/сут)2, т. е.
занижение на 43 %.
Влияние различных факторов на форму
индикаторной кривой
В результате правильно проведенных исследований скважины
должна быть получена связь между рпл—рз/Qu дебитом Q,
выражающаяся формулой (111.10). Иногда получаемая зависи-
мость отличается от зависимости прямой. Это вызывается
Рис. 111.25. Кривые обработки индика-
торной кривой с учетом (1) и без уче-
та (2) реальных свойств газа.
Рис. 111.26. Кривые обработки данных исследований скважин для определе-
ния коэффициентов а и Ь при наличии жидкости на забое
обычно неточным определением пластовых и забойных давле-
ний вследствие неполной стабилизации, наличия жидкости на
забое и ошибок в определении коэффициентов сопротивления
при движении газа от забоя до устья. Исследования в таких
случаях необходимо повторить. Если это невозможно, можно
использовать приближенные методы обработки результатов ис-
следования.
Рассмотрим пример, когда в скважине имеется столб жидко-
сти, уходящей в пласт при ее остановке.
Забойное давление, вычисленное по давлению на головке,
оказалось меньше истинного на б3, т. е. р3 = р3—63-
Индикаторная кривая в этом случае имеет вид, показанный
на рис. 111.26, и описывается уравнением
Рпл-Рз2 = а<2 + Ь<22 + С. (Ш-27)
122
о •
где
С = 2рэ63-«з-
Кривая отсекает (см. рис. III.26, а) на оси ординат отрезок
С„ — 2рпл63—6а3. Измерив на графике его значение, можно опре-
делить поправку
вз = Р„л-/₽2пл-С0- (1П28)
По найденному значению 63 из формулы (III.28) определяем
С для каждого режима. Представив результаты исследований
в координатах рпл—Рз—С/Q от Q, получим прямую, по кото-
рой определяем а и b (см. кривую 2 на рис. III.26, б). Если раз-
ница в значениях С для первой и последней точек невелика
(~ 10 %), можно принять С=С0 постоянным для всех точек.
Можно также оценить 63 приближенно по количеству жидко-
сти в скважине с учетом сопротивления, вызванного влиянием
капиллярных сил:
6з = Рж^Я + Ф>
где рж— плотность жидкости (воды или конденсата), кг/м3; h —
высота столба жидкости в стволе остановленной скважины, если
бы жидкость не проникала в пласт при остановке, м; g— уско-
рение свободного падения; <р — дополнительный перепад давле-
ния, вызванный капиллярными силами на границе газ — вода,
МПа.
В первом приближении <р можно оценить следующим обра-
зом:
0,05
Ф = —
-\]k
где k — проницаемость, мкм2.
Коэффициент Со при измерении давлений глубинным мано-
метром или вычислении забойных давлений по затрубному про-
странству равен коэффициенту <р, при этом ср = 63.
Высоту столба жидкости h, способной оставаться в трубах
в зависимости от дебита газа, приближенно определяют по фор-
муле
й =-------------
_. ^г - + 1 ,
45,8 106pD2
где h — высота столба жидкости, м; L — глубина скважин, м;
Q — дебит газа, тыс. м3/сут; Т — средняя температура в стволе,
К; z — коэффициент сверхсжимаемости для р и Т; р — среднее
абсолютное давление в стволе скважины, МПа; D — диаметр
труб, м.
Пример. Скважину исследовали 50-мм диафрагменным измерителем
критического течения (рПл =24,95 МПа). Результаты исследования и обра-
ботанные данные представлены в табл. III.4. и на рис. Ш.26.
123
По графику (см. рис. Ш.26, а) определяем Со = 74,5О, а по формуле
(111.28) значение б3=1,55 МПа.
Далее по формуле (Ш.28) рассчитываем данные табл. Ш.4. По графику
на рис. Ш.26, б определяем а=0,11, 6 = 0,00035,
При исследовании скважин, на забое и в призабойной зоне
которых отмечается присутствие жидкости и твердых частиц,
может происходить очищение призабойной зоны в процессе ис-
пытаний. При этом коэффициенты а и Ь уменьшаются, индика-
Таблица II 1.4. Данные результатов исследования
Диаметр диафрагмы, 10~Зм Р3,'МП1 Q. тыс. м’/сут р32, МПа? 2 '2 "пл-^з • МПа- 2р3, МПа
7,8 22,72 179,4 516,20 106,30 45,44
9,5 22,40 255,0 501,76 120,74 44,80
11,05 21,61 377,0 466,99 155,51 43,22
15,95 20,40 507,0 416,16 206,34 40,89
18,95 19,20 577,0 368,64 253,86 38,40 •
21,95 18,90 615,0 357,21 265,29 37,80
торная кривая происходит через нуль и имеет вид параболы,
выпуклой к оси ординат. Для определения коэффициентов а и
b необходимо дополнительно провести испытание в обратном по-
рядке, т. е. от больших дебитов к меньшим.
Если порода или жидкость скапливается на забое в процессе
испытания и ее количество увеличивается с ростом дебитов,
коэффициенты а и Ь также увеличиваются и индикаторная кри-
вая будет более крутой, чем при неизменных а и Ь. В коорди-
натах (pL—Ps)/Q от Q вместо прямой будет кривая, выпуклая
к оси дебитов. Во время последующего выноса примесей с забоя
при больших дебитах точки на индикаторной кривой будут рас-
полагаться ниже, так как перепад давления для их значений
будет меньше, чем в первоначальных опытах.
Если в пористой среде имеется жидкость, коэффициенты а
и b зависят от ее количества и будут переменными. В некото-
рых случаях при сопоставлении результатов исследований, про-
водимых в разное время на одной и той же скважине, индика-
торные кривые не совпадают, что иногда объясняется измене-
нием количества жидкости в пористой среде. На практике
можно проводить это сопоставление, так как можно определить
характер изменения призабойной зоны по мере эксплуатации
скважины.
В случае притока газа к скважине, вскрывшей несколько
продуктивных горизонтов, уравнение притока в общем случае
не является двучленной формулой вида (III.3). По зависимости
(Рпл—pl)lQ от Q получают не прямую, а кривую, начальный
124
участок которой направлен выпуклостью вверх, а с увеличением
дебита становится вогнутой к горизонтальной оси. Это следует
учитывать при исследовании скважин, вскрывающих несколько
продуктивных горизонтов.
Для определения параметров каждого из пластов необхо-
димо применять дебитометрию скважин, в результате которой
наряду с суммарным определяется дебит газа из каждого
пласта.
Диаметр диафрагмы, м-10—3 2 Рзбз- МПа» С. МПа’ Рпл-^-С' МПа’ РпЛ-₽з-с „2 „ '2 ₽пл рз
Q Q
МПаа/(тыс м3/сут)
7,8 70,43 72,73 35,37 0,187 0,5925
9,5 69,44 71,74 49,00 0,1925 0,4727
11,05 66,99 69,29 86,29 0,229 0,412
15,95 63,24 65,54 140,80 0,278 0,4059
18,95 59,52 61,82 188,32 0,333 0,4397
21,95 58,59 60,89 204,40 0,333 0,4311
§ 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА
ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ
При стационарных режимах фильтрации имеется возможность
получения дополнительной информации с учетом данных, полу-
ченных при нестационарных режимах (при пуске скважины по
данным режима до наступления стабилизации р3 и Q), а также
регистрации нарастания давления во времени после остановки
скважины. Это позволяет осуществлять более глубокое зондиро-
вание, тем или иным способом характеризовать не только при-
забойную зону, но и удаленные от нее участки пласта.
С помощью газогидродинамических методов исследования
газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации
можно определить проводимость, пьезопроводность, проница-
емость пласта, пористость, неоднородность пласта и т. д.
В настоящее время широко используют два метода: кривых
нарастания забойного давления и кривых стабилизации забой-
ного давления и дебита при пуске скважин. Совместное исполь-
зование этих кривых позволит оценивать изменение параметров
пласта в процессе эксплуатации скважин (очищение призабой-
ной зоны и т. д.) и перехода от одного режима к другому при
стационарных исследованиях.
125
Обработка кривых нарастания
забойного давления
С целью получения исходных данных для обработки кривых на-
растания и стабилизации давления скважину пускают в экс-
плуатацию (если скважина перед этим была закрыта), при этом
регистрируют изменение во времени давления на головке, в за-
трубном пространстве и измерителе дебита. После достижения
стабилизации скважину закрывают и снимают кривую измене-
ния нарастания давления на головке и в затрубном простран-
стве в зависимости от времени.
Забойное давление определяют по давлению на устье со-
гласно методам, изложенным в § 6 данной главы. Во всех слу-
чаях, особенно для газоконденсатных скважин, предпочтительно
снимать кривые стабилизации и нарастания давления на забое
с помощью дифференциальных глубинных манометров.
Полученную кривую нарастания забойного давления обра-
батывают по формуле
p2 = a + plgZ, (III.29)
где
а = Рзо + ао = Рзо-Н1§^т^ + <. (Ш-30)
Ас пр
р 213(?о|х7’плгплрат. 10 2 . _ kp пл . (III 31)
2пйЛГст ’ т р ’
Рз и Рзо — соответственно текущее и начальное забойные давле-
ния (до остановки скважины), МПа; t — время восстановления
давления, с; Qo — дебит скважины до остановки, м3/с; рат—
абсолютное атмосферное давление, МПа; х— коэффициент пье-
зопроводности, м2/с; т — пористость, доли единицы; b — коэф-
фициент нелинейного сопротивления в двучленной формуле ста-
ционарного притока в скважине.
Приведенный радиус скважины
«с пр =R^~C' <Ш-32)
где С — коэффициент скин-эффекта,
С = 2 (—---1) 1g -^-4- — (Cj + С2).
\ ki / Rc
Здесь k\ — проницаемость призабойной зоны радиусом /?0; С,
и С2 — коэффициенты несовершенства скважины соответственно
по степени и характеру вскрытия.
Обработанная в координатах р2 от 1g/ кривая нарастания
имеет вид, показанный на рис. III.27. По полученному прямо-
линейному участку определяют тангенс угла наклона, который
равен 3, и отрезок, отсекаемый на оси ординат и равный а. По
126
полученным значениям а и ₽ находят следующие параметры
пласта.
Параметр проводимости
kh 4,24QppaTTпл2 (III 33)
Н ст
При известных вязкости и эффективной толщине пласта h
значение проницаемости k
__ 4,24фор.ратг7*пл (III 34)
p/iT ст
Рис. Ш.27. Вид кривой нарастания забойного давления, обработанной в ко-
ординатах р23 от lgt
Рис. Ш.28. Формы конечных участков кривых нарастания давления
При известном коэффициенте b
(III.35)
При известном коэффициенте пьезопроводности х
С | ,2,25x4.
А Р «с J
(III.36)
Согласно формуле (III.32) коэффициент С характеризует
степень совершенства вскрытия пласта и учитывает как скин-
эффект (отличие параметров пласта от параметров призабой-
ной зоны), так и совершенство скважин по степени и характеру
вскрытия. Если С>0, то это указывает на наличие дополнитель-
ного сопротивления в призабойной зоне. При сравнении значе-
ний коэффициентов С по различным скважинам можно судить
о качестве вскрытия в той или иной скважине и намечать меро-
приятия по интенсификации притока.
Пример. После продувки скважины через фонтанные трубы в течение
45 ч с дебитом Qo=13OO тыс. м3/сут при пластовом давлении 24,30 МПа
127
снимали кривую нарастания дапЛеппя на головке. Данные обработки резуль
татов ио криков нарастания давления в координатах /и3 or lg/ 1)о формуле
(111.3) представлены в табл. III.5 и на рис. 111.27. По рис. 111.27 а---460.
(1 = 229.
Таблица II 1.5. Данные обработки результатов по кривой нарастания давления
t, с lg t Р г абс 10* Па es Р3 абс 10' Па 2 ?з абс (10=Пар 2 2 Гпл- ''з (1(>г'Па)" 'К ( "пл- "з)
0 59,8 1,165 69,6 4 844 54 156 4.734
30 1,4771 94,5 1,172 111,0 12 320 37 680 4,5763
60 1,7782 135,6 1,18 160,1 25 600 33 400 4,5237
120 2,2553 179,7 1,18 212,1 44 940 14 060 4,1492
300 2,4771 188,0 1,18 222,0 49 280 9 720 3,9877
600 2,7782 191,8 1,185 226,3 51 080 7 920 3,8987
900 2,9542 193,1 1,185 229,0 52 440 6 560 3,8169
3 600 3,5563 195,8 1,185 232,0 53 820 5 180 3,7143
7 200 3,8573 197,0 1,185 232,8 54 290 4 710 3,6730
10 800 4,0334 197,3 1,185 234,0 54 760 4 240 3,6274
14 400 4,1584 197,7 1,185 234,2 54 860 4 140 3,6170
18 000 4,2553 198,3 1.185 234,6 54 940 4 060 3,6085
21 600 4,3345 198,5 1,185 234,7 55 100 3 900 3,5911
25 200 4,4014 198,7 1,185 234,8 55 170 3 830 3,5832
72 000 4,8573 200,9 1,185 237,4 56 170 2 830 3,4518
101 000 5,0043 201,1 1,185 238,4 56 640 2 360 3,3729
158 500 5,1987 201,9 1,185 239,0 57 120 1 880 3,2742
183 500 5,2625 202,2 1,185 240,0 57 600 1 400 3,1461
194 000 5,2878 202,3 1,185 240,1 57 650 1 350 3,1139
244 000 5,3874 202,7 1,185 240,4 57 800 1 200 3,0792
417 000 5,6201 203,6 1,185 240,8 57 960 1 040 3,0170
507 000 5,7050 204,2 1,185 242,1 58 600 400 2,6021
590 000 5,7709 204,3 1,185 242,3 58 680 320 2,5051
676 000 5,8299 204,4 1,185 242,6 58 810 190 2,2788
1 030 000 6,0128 205,1 1,185 242,9 58 930 70 1,8451
1 130 000 6,0531 205,2 1,185 243,0 59 000 0
1 205 000 6,0792 205,2 1,185 243,0 59 000 0
Зная р, по формуле (111.33) определяем
kh 4,24 1300 0,1095 . » , п
----=—:---------------= 27,4 мкмгм/мПас.
р 22
Обработка конечных участков кривых нарастания давления
Конечные участки кривых нарастания давления (время, близкое
ко времени полного восстановления давления) искривлены в ре-
зультате того, что формула (III.29) выведена для бесконечного
пласта. Кривая нарастания давления имеет вид, показанный на
рис. III.28. Для установления характера искривления поступают
следующим образом. Проводят линию р™ до пересечения с пря-
молинейным участком линии Рз = Рз(1§0 в точке В, соответ-
ствующей времени to. Из этой точки проводят линию парал-
лельно оси ординат (pl) До пересечения с кривой нарастания
128
давления (точка Л). Определяют разницу в давлениях между
точками А и В (\р2}.
Значение Др2 зависит от граничных условий. Если скважина
до остановки эксплуатируется как в бесконечном пласте (конеч-
ный пласт, но не продолжительное время), то Др2 определяют
по формуле
Др, = 0,30. (III.37)
Если скважина эксплуатировалась до остановки значитель-
ное время (2—3 мес), то Др2 находят по формуле
Др2 = 0,0870.
Рис. 111.29. Кривая нарастания за-
бойного давления для определения
<Х| и Pi
В формулах (III.37) и (III.38) 0— тангенс угла наклона
прямолинейного участка. Коэффициент р определяют по фор-
муле (III.31).
Определив по кривой нарастания давления Др2, с помощью
формул (III.37) и (III.38) можно установить причину отклоне-
ния конечного участка. Если время эксплуатации скважины до
остановки значительное, то
1е(Рпл-Рз) = а1 + ₽/- (III.39)
где cc1 = lgl,lip, (III.40)
Здесь RK— радиус контура питания (давление во время закры-
тия данной скважины остается постоянным), приблизительно
равный половине среднего расстояния до соседних скважин.
Для определения си и 01 кривую нарастания обрабатывают
в координатах lg(pпл Рз) от t (рис. III.29). Коэффициент oci
соответствует отрезку, отсекаемому по оси ординат, а 01 — тан-
генсу угла наклона к горизонтальной оси времени t.
По коэффициенту оц можно определить 0 и далее по фор-
мулам (111.33) и (III.34) параметры khfp. и k. По формуле
(III.41), зная коэффициент можно установить параметр
5 Заказ № 317 129
Если /?к известен, то можно найти также параметр емкости
пласта
mh = 6<?оРплГплг
(III.42)
РР^к^ст^ат
При известной эффективной толщине h аналогично опреде-
ляют и эффективную газонасыщенную пористость.
Пример. Скважина та же, что в вышеприведенном примере. При ее
эксплуатации в течение 5 ч радиус дренирования достиг стационарного со-
стояния, равного половине среднеарифметического расстояния до соседних
давления при
Рис. 111.30. Форма кривой нарастания
жины зоны ухудшенной проводимости
наличии около сква-
по формуле (III.39) приведены в табл. III.5. По рис. III.29 определены ко-
эффициенты «1 = 1,39 и Р, = 1,5-10~в, согласно которым рассчитываем пара-
метры:
Р = —!— (10)“i = —?— (10)1’39 = 22,1,
1,11 1,11
х = —— fl./?3 = ’ 10~‘.25-104 = 1495 см2/с = 0,1495 м2/с.
2,51 1 к 2,51
, 7,7-10-*-1300-24,3-1,095 „ „„
mh =------------------!----!--= 3,23 м.
22,1-1,5-10-«(500)2
Если кривая нарастания давления снята не полностью (не
до статического давления), но имеется искривленный конечный
участок, для правильного определения пластового давления по-
ступают следующим образом. Кривую нарастания давления об-
рабатывают по формуле
(1И-43)
где Т—время эксплуатации скважины до остановки.
По ряду скважин отмечаются кривые нарастания давления,
при обработке которых в координатах рз от lg t получают два
прямолинейных участка с угловыми коэффициентами 0' и р",
130
при этом р">р' (рис. III.30). Наличие двух прямолинейных уча-
стков указывает на то, что на определенном расстоянии от этой
скважины расположена зона ухудшенной проводимости пласта
(литологические, тектонические, стратиграфические экраны
и т. д.). В этом случае параметры определяют, как и для обыч-
ной кривой нарастания давления, по первому начальному пря-
молинейному участку (р'). Чтобы найти пластовые давления,
используют второй участок (р")> который обрабатывают так же,
как и в случае одного участка. По времени, соответствующему
точке пересечения двух прямолинейных участков (/[), и найден-
ному значению к определяют расстояние до зоны ухудшенной
проводимости /:
/ = 7о.561х/! . (III.44)
В формуле (III.44) значение х— в м2/с, 6 — в с, I — в м.
Так, для примера, приведенного на рис. III.30, р'= 17,60;
р" = 63,20; р7Р' = 3,6; Л = 2,82-104 с; х = 0,4320 м2/с.
Тогда
I = Vo.561 0,4320-2,82-10* = 82 м.
Обработка кривых стабилизации давления
В процессе исследования методом установившихся отборов сква-
жину пускают в эксплуатацию, устанавливая на выходе газа
штуцеры (шайбы) определенных диаметров. При этом забойное
давление и дебит уменьшаются во времени, постепенно стабили-
зируясь до стационарных значений. Кривую стабилизации дав-
ления с целью определения параметров пласта обрабатывают
по формуле
X = a+pig-^-, (III.45)
<?(<)
где
a=pig2^L; р = _; (III.46)
7 пр <?о
2 2
X = Рпл ~ Рз - bQ (0- (III.47)
Q (0
Для этого строят кривую стабилизации в координатах
X— 1g Од/Q (0- По отрезку, отсекаемому на оси ординат опреде-
ляем а и как тангенс угла наклона прямой к оси lgQfl/Q(0
находим р.
Значение общего добытого количества газа <2Д определяют
по графику Q(t), а за Qo принимается Q(() при экстраполяции
этой зависимости до / = 0.
По найденным графическим путем коэффициентам аир
устанавливают те же параметры, что и по кривым нарастания
давления. Однако здесь уже можно учитывать изменение пара-
5* 131
метров призабойной зоны в процессе работы скважины, т. е. при
их изменении прямолинейной зависимости между X и lg(Qn/<2)
не получится. Если в этом случае наложить кривую стабилиза-
ции, обработанную по формуле (III.45), на кривую нарастания
давления, обработанную в координатах (pl—p2o)/Q — bQo от
lg t, то по соотношению между прямолинейным участком кри-
вой нарастания и полученной кривой стабилизации можно коли-
Рис. 111.32. Кривая нарастания давления при опытной эксплуатации сква-
жины для первой фазы
чественно и качественно оценить изменение параметров приза-
бойной зоны скважины.
Кроме того, сравнивая кривые стабилизации, полученные при
разных режимах, по ним можно судить о приобщении к экс-
плуатации новых продуктивных пропластков.
Если значение b незначительно, а изменение дебита во вре-
мени мало, кривую стабилизации можно обрабатывать по упро-
щенной формуле (рис. III.31).
Ф (/) = «! —р<р, (III.48)
где
2 2
<?(0 ’
ср = 1g _9з_;
«1 == а + bQct',
Qct — дебит в конце периода стабилизации.
Определение параметров пласта по данным
эксплуатации скважин на месторождениях
с небольшими запасами
Для определения исходных данных для разработки оценки за-
пасов газа месторождений, на которых пробурена одна-две сква-
жины, скважину пускают в опытную эксплуатацию на сравни-
132
Рис. 111.33. Кривая падения
давления скважины при
опытной эксплуатации для
второй фазы
тельно небольшой срок, достаточный, чтобы на всем месторож-
дении начало падать давление. Обработка данных эксплуатации
позволяет определить параметры пласта и запасы газа. Вна-
чале результаты обрабатывают по формулам (III.45) или
(Ш.48).
По полученному прямолинейному участку определяют пара-
метр проводимости kh/\i. Если с какого-то момента времени /*
кривая начнет отклоняться вверх по прямой (рис. III.32), это
будет указывать на то, что закончи-
лась первая фаза эксплуатации и на-
чалось падение давления на границах
залежи, которую эксплуатирует дан-
ная скважина. Если при эксплуата-
ции скважины изменяются параметры
призабойной зоны, то для расшиф-
ровки начального участка / приме-
няют ту же методику, что и для кри-
вых стабилизации давления.
Второй участок II обрабатывают
по формуле
О
X = Ск + 6 -А
Q
о2
о —
Q
(111.49)
где
Ск —
1,15 \
6 “ = 2рнратгТ ПЛ
s.
8
(III.50)
(Ш.51)
(III.52)
QT*cT
,2 гтг
ат пл
Q2Tc2t
Параметр С
значение X при t —
динат, при построении зависимости X
(III.49). После определения Ск данные
дебита обрабатывают по формуле
(X - Ск) Q с „
-------— =о — ас/д.
а =
можно установить по формуле (Ш.45), как
(*, или по отрезку, отсекающему на оси ор-
от QnJQ по формуле
о падении давления и
(III.53)
9д
При обработке по формуле (Ш.53)
дет искривлен, а для второго, соответствующего второй фазе,
получится прямолинейная зависимость (рис. III.33), с помощью
которой графически легко определить коэффициент б.
Зная коэффициент б, по формуле (III.51) можно найти объем
порового пространства Q и, следовательно, определить запасы
газа. Следует отметить, что по предлагаемой методике на прак-
начальный участок бу-
133
тике обработка может значительно упроститься, если измене-
ние дебита во времени невелико и при опытной эксплуатации
будет выпущено незначительное (менее 10—15 %) количество
газа. Так, например, в большинстве случаев значение oQa будет
небольшим по сравнению с t>Qa. Поэтому обработку сразу
можно вести по формуле (III.49), пренебрегая третьим членом
oQa/Q.
Таким образом, не только в период проведения исследова-
ний, но и в процессах эксплуатации скважины и разработки ме-
сторождения при добыче газа получают необходимую информа-
цию о параметрах пласта и скважины.
§ 6. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЙ И ТЕМПЕРАТУР
В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
Распределение давления по стволу в остановленной
газовой скважине
При отсутствии движения равновесие столба газа описывается
уравнением
grad р = pg, (111.54)
т. е. градиент давления в любой точке уравновешивается силой
тяжести. Здесь р — плотность газа; g — ускорение свободного
падения.
Учтем уравнение газового состояния
р = p/RTz,
где R — универсальная газовая постоянная; г — коэффициент
сверхсжимаемости; Т — температура. Последнее уравнение
удобно привести к виду
Р=^-,
RBTz
где /?в— газовая постоянная для воздуха; р = рг/рв — относи-
тельная плотность по воздуху.
Тогда можно получить одно уравнение
(III.55)
Р RBTz
где вертикальная координата Z отсчитывается от устья и на-
правлена вниз.
И если допустить, что температура и коэффициент z по-
стоянны по стволу и равны своим средним значениям, то после
интегрирования (III.55) от ру до рПл и от 0 до L получим фор-
мулу барометрического нивелирования Лапласа—Бабйнэ
Рпл = Руехр\ - (П1.56)
134.
Учитывая значение /?в для массы воздуха в 1 кг, из (III.56)
имеем
Рпл = Руе5, (Ш.57)
где Рт и ру — давление соответственно на забое и на устье,
МПа; '
S = 0,03415——,
Тср^ср
L — глубина скважины, м (обычно от устья до середины вскры-
того интервала, для наклонных скважин L определяют по вер-
тикали h, /i = Lcosa); zcp— средний по стволу коэффициент
сверхсжимаемости газа; Тер — средняя по стволу температура
газа, К; 7ср= (Ту + Тпл)/2).
Эту формулу используют для расчета по известному устье-
вому давлению в пласте рпл. Но так как zcp неизвестен и зави-
сит от среднего давления, то рпл устанавливают методом итера-
ций. Вначале принимают значение zcp, соответствующее ру и
Тср, затем вычисляют рПл по (III.57). По вычисленному сред-
нему давлению уточняют zcp и т. д.
В газоконденсатных месторождениях плотность газа по вер-
тикали переменна. Поэтому рпл лучше определять при непо-
средственном замере на забое с помощью глубинного мано-
метра.
Если фонтанные трубы спущены ниже вскрытого интервала
газоносного пласта, а в скважине есть столб жидкости, уровень
которого расположен выше кровли газоносного пласта, пласто-
вое давление можно определить по формуле
0,03415 -у L р—
Рпл = РсТе CpZcp + (L-L’)pxg (III. 58)
где L'— расстояние от устья до уровня жидкости в скважине, м;
р)1( — плотность жидкости в стволе скважины, кг/м3; g— уско-
рение свободного падения, м/с2.
На газовых месторождениях для контроля режима их ра-
боты и оценки положения газоводяного контакта используют
наблюдательные (пьезометрические) водяные скважины. Уро-
вень жидкости в них измеряют пьезографами.
В водяных скважинах абсолютное пластовое давление
(в МПа) при известном уровне жидкости определяют по фор-
муле
Рпл = (Lt — L') р вод£ + Рат. (III.59)
где Li — глубина скважины, м; L' — расстояние до уровня жид-
кости, считая от устья, м; рвод — плотность воды, кг/м3; g—
ускорение свободного падения, м/с2; рат— барометрическое
(атмосферное) давление, МПа.
135
В переливающих водяных скважинах после их закрытия име-
ется избыточное давление ру. В этом случае пластовое давле-
ние (в МПа) определяют по формуле
Рпл —Ру + ^Рводй + Рат- (II 1.60)
При расчетах по формулам (III.59) и (III.60) плотность
воды необходимо брать с учетом количества газа, растворен-
ного в ней, при данных давлении и температуре.
Часто при закрытии водяных скважин в верхней части
ствола скапливается газ вследствие его выделения из воды.
В этом случае для определения пластового давления необхо-
димо наряду с устьевым давлением знать положение уровня
жидкости L' в стволе скважины. Если плотности газа и воды
в стволе постоянные, давление определяют по формуле вида
(III.58).
Изложенные методы расчета пластовых давлений приме-
нимы и для газоконденсатных скважин, в которых содержание
конденсата не превышает 40—50 см3/м3. Для газоконденсатных
скважин с большим содержанием конденсата при использова-
нии приведенных формул вместо относительной плотности газа
принимают относительную плотность газоконденсатной смеси
Рсм в стволе, определяемую по формуле
Рем — Pro
1 — т Ркд
____£_______Pro
1— т 22,4
Ркд
г------------м
(Ш.61)
где рГо = рго/рв — относительная плотность сухого (после сепа-
рации) газа; рг0 — плотность сухого газа при стандартных усло-
виях; рв — плотность воздуха при стандартных условиях; т —
количество конденсата в жидкой фазе при данных рСр и Гер
в стволе скважины, отнесенное к общему содержанию конден-
сата (определяется по изотермам конденсации); Г — газокон-
денсатный фактор, т. е. отношение дебита газа к дебиту конден-
сата при сепарации; ркд—-плотность стабильного конденсата;
М — молекулярная масса конденсата (22,4/Л4 ~0,15-г-0,16).
Пример. Определение пластового давления по давлению на устье сква-
жины. Скважина имеет следующую характеристику: абсолютное статическое
давление, измеренное на устье закрытой скважины, равно 9,55 МПа; глу-
бина скважины до середины интервала перфорации 1022 м; температура газа
в пласте по данным предварительных глубинных измерений (или геотерми-
ческому градиенту) равна 45 °C. Температура газа на устье закрытой сква-
жины 28,2 °C, относительная плотность газа р = 0,57.
Зная давление на устье закрытой скважины, по формуле (III.56) рас-
считаем пластовое давление.
Для этого определяем среднюю температуру в стволе скважины
318.15 + 301.35 _
2
136
Коэффициент сверхсжимаемости z находим по графику (см. рис. 1.2),
предварительно определив приведенные давление и температуру.
Среднее давление в стволе скважины найдем как среднее арифметиче-
ское между давлением на устье н ожидаемым давлением в пласте, которое
берется по данным соседних скважни или по результатам предварительных
измерений. Для нашего примера давление в пласте, принимаем равным 10,5
Рис. II 1.34. Псевдокритические давления
(а) и температуры (б) природных газов.
1 — углеводородные газы; 2 — смесь газов; 3 —
продукция газоконденсатных скважин
Рис. III.35. Поправки к псевдокритическим
давлениям (а) и температурам (б), опре-
деляемым по рис. П.2 для газов, содержа-
щих примеси.
I-H2S; 2—СО2; 3-N2
1 2 3
1 Lk-
б
зоз
zea
283
276
273
268
263
258
253
248
О 5 Ю 15
кводородного компонента, %
МПа. Тогда среднее давление
р = 9,55+ 10-5 = Ю,025 МПа.
2
Ркр и Ткр находим по графикам (рис. Ш.34, III.35) по известной относи-
тельной плотности газа р=0,57; ркр = 4,70 МПа и Ткр = 192 К.
Имеем
Рпр — Рср/Ркр ~ 10,025/4,70 — 2,13,
Тпр = Тср/Ткр =309,75/192 = 1,61.
По найденным рпр и Тпр находим z=0,87.
137
После определения всех величин, входящих в формулу (III.56), нахо-
дим пластовое давление
0.03415
Рпл = 9,55-2,7183 309,75-0.87 = g 55.2,71830’0738 =
= 9,55-1,075 = 10,28 МПа,
Распределение давления в эксплуатирующейся скважине
Если в эксплуатируемой скважине невозможно измерить давле-
ние в затрубном пространстве, то вычислять забойное давление
по формулам (III.56) или (III.57) нельзя. Определяют его с по-
мощью глубинных манометров или же по формулам, в которых
учитывают потери на трение при движении газа.
Движение газа в скважине происходит без производства
внешней работы. Уравнение установившегося движения его
в этом случае имеет вид
dh -|- wdw/g -J- vdp + к (w2/2gD) dh = 0, (III .62)
где h — глубина скважины; w— скорость газа; g— ускорение
свободного падения; v — удельный объем газа; р — давление;
/. — безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления;
D — диаметр скважины.
В процессе движения газа в скважине происходит сложный
тепловой процесс, в результате чего уменьшается температура
газа на устье по сравнению с температурой на забое в основ-
ном за счет теплообмена с горными породами. Однако при рас-
четах температуру газа можно принимать средней и постоянной
на всем пути его движения, т. е. процесс движения газа в сква-
жине изотермическим. Кроме того, значение wdw/g, учитываю-
щее изменение скоростного напора, невелико и им можно
пренебречь. Тогда уравнение (III.62) примет вид
dh + vdp + X—— dh = 0. (III.63)
2gD
Исходя из уравнения состояния и принимая 7’ср = const и
z = zCp = const, имеем
1 zRT гЯъТ
Рг Р РР
(III.64)
гТ Тст
(III.65)
^стРстЕ Z
Т сур
-о,
138
_|_ г^вТ dp X /
pg- р 2gD \
)2 dh
— = 0, (III.66)
Р2
где р = рг/рв; 7?в — газовая постоянная (для воздуха /?в = 29,27;
Рст = 0,1013 МПа); zvCt— скорость газа при стандартных ус-
ловиях.
Подставляя полученные значения v и wCT в уравнение
(III.63), получим
^стРстТ* Z
Т ст
Выполнив преобразования, получим
а _ ср
Р
X Г Vc/cp^p ") = 1,377-10~10Х ^-pZcpQ—, (Ш.67)
2gD \ Тер J Do
где D — диаметр скважины, м; Q — дебит газа, тыс. м3/сут.
С учетом (III.67) формула (III.66) принимает вид
dA+a-^- + ₽ —= 0 (III.68)
Р Р2
или
6+ — V/l=-a — • (III.69)
\ Р2 / р
Разделяя переменные, будем иметь
_ — dft = -2pdP -. (III.70)
a р2 + р
Проинтегрировав уравнение (III.70) в пределах р3 — Ру и
0 — L, получим
Р2у + ₽ a
или
2L / 2L \
Рз = Руе “ +₽ \е “ - 1) . (III.71)
Вводя в уравнение (III.71) обозначения аир, согласно
(III.67) имеем формулу Адамова
V 0,0683pb / т2 2 л2 / 0.0683рД
Р2уе тсргср -|_ 4,377.10—10Х—---------(е ГсРг<:р — 1
(III.72)
где р3 — забойное давление, Па; ру — давление на головке сква-
жины, МПа; L — длина фонтанных труб от забоя до устья, м;
139
Таблица 111.6. Значения X, е, Qmin, d~, D5 для труб различных диаметров
X — коэффициент гидравличес-
кого сопротивления; Q — дебит
газа, приведенный к стандарт-
ным условиям, тыс. м3/сут; D —
диаметр трубы, м.
Формулу (III.72) можно за-
писать в виде
Р3 = Г Р2/5 + 0Q2 •
Здесь
0,0683pL
гср7 ср
?2 2 ( 2s _ ] \
0 = 1,377 - 1О-1оЛ—.
ЕР
(Ш.73)
Коэффициент zcp определяют
для рср и Гер методом последова-
тельных приближений. При этом
для оценки Zcp значение рср на-
ходят по формуле
2 С ,
Рср — ----I Рз I
3 \ рз + Рг
Коэффициент сопротивления
X в общем случае зависит от
числа R потока газа и относи-
тельного шероховатости стенок
труб е.
Число Рейнольдса Re пред-
ставляет собой отношение сил
инерции к силам вязкости:
Re —— или
v
(III.74)
Re -= 0,1945 Р<? ,
Dii
где v — скорость газа, м/с; D —
диаметр фонтанных труб, м; v—
кинематическая вязкость, м2/с;
р — относительная плотность
газа; ц— абсолютная вязкость
газа, Па • с.
140
Относительную шероховатость е для труб различных диа-
метров определяют по табл. II 1.6. Значение X в зависимости от
Re и е определяют по рис. III.36. При значительных дебитах
газа, соответствующих так называемой зоне турбулентной ав-
томодельности, X не зависит от числа Re и становится постоян-
ной. В этих случаях значение X выбирают по табл. III.6, в ко-
Рис. 111.36. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления при
резко неравномерной шероховатости от числа Рейнольдса.
Зоны: / — ламинарного движения; // — критическая; ///—переходная турбулентная;
IV— зона, где X не зависит от числа Рейнольдса (зона турбулентной автомодель-
ности).
/ — значения X при ламинарном режиме; 2 — значения X гладких труб при турбулент-
ном течении. 3 — граница зоны, где X не зависит от числа Рейнольдса
торой также приведены значения минимальных дебитов газа
Qmin, когда X становится постоянной и не зависит от Re.
По многочисленным промысловым исследованиям, проведен-
ным на большинстве наших газовых месторождений, коэффи-
циент сопротивления X для 63-мм труб в зоне турбулентной ав-
томодельности (т. е. при дебитах газа выше Q = 30 тыс. м3/сут)
в зависимости от количества жидкости в потоке газа колеблется
в пределах от 0,01 до 0,02 и в среднем может быть принят рав-
ным 0,014. Значения X, приведенные в табл. III.6, получены
в результате экспериментальных исследований движения сухого
газа по трубам. Эти значения X соответствуют зоне турбулент-
ной автомодельности (см. рис. III.36).
При движении газа по кольцевому (затрубному) простран-
ству между обсадной колонной и фонтанными трубами забойное
141
давление рассчитывают по формуле (III.72), в которой диаметр
D заменяют эквивалентным диаметром
где D — внутренний диаметр эксплуатационной колонны; d —
наружный диаметр фонтанных труб.
Эквивалентный диаметр Оэ соответствует диаметру окружно-
сти, площадь которой равна площади кольца между D и dH-
Кроме того, после умножения 0Q2 на V(£* + dK)/(Z> — dK)
значение X определяем по табл. III.7.
Таблица II1.7. Значения X, Qm|n> D3, d| при движении газа по кольцевому
пространству
10 2 £>э, м 10“10 D*, м’ л/^ к прн Q > Q, мнн Qmin- тыс- М?,/СУТ
5,3 4,22-10» 1,77 0,029 16
6,99 1,55-104 1,56 0,027 30
9,51 7,77-104 1,34 0,025 60
12,3 2,75-10® 1,29 0,024 110
14,9 7,25.10» 1,24 0,024 135
5,85 6,86- 10s 2,12 0,029 19
8,79 5,25-104 1,69 0,027 45
И,7 2,23-10» 1,49 0,025 87
14,7 6,92-10» 1,39 0,024 140
8,01 3,30-104 2,00 0,027 40
И.2 1,75-10» 1,68 0,025 84
14,0 5,31-10» 1,52 0,024 147
6,88 1,54-104 2,66 0,029 26
10,4 1,22-10» 1,92 0,026 70
13,3 4,17-10» 1,69 0,025 112
9,07 6,12-104 2,63 0.028 43
12,33 2,85-10» 1,95 0,026 96
10,02 1,01-10» 2,85 0,028 53
При одновременном движении газа по кольцевому простран-
ству и фонтанным трубам эквивалентный диаметр
d,=/d=-4 + < .
Здесь dBH— внутренний диаметр фонтанных труб.
Значение 0Q2 в этом случае умножаем на —Р + 4н + 4Вн
/D2-d2H + dBH
Затем определяем X для полученного £>э.
Забойное давление, когда башмак фонтанных труб значи-
тельно не доходит до продуктивного горизонта или же в сква-
жину спущены фонтанные трубы для двух разных диаметров
Рэ= V P?e2(si+M + Q2(e)e2s2 + 02) , ' (Ш.75)
142
где s1 и 9i относятся к фонтанным трубам или первому, считая
от устья, диаметру труб; s2 и 02 — к обсадной колонне или вто-
рому диаметру фонтанных труб.
Если башмак фонтанных труб расположен ниже продуктив-
ного пласта, забойное давление
где и 0! — относятся к фонтанным трубам, a s2 и 02—к про-
странству между пластом и фонтанными трубами.
Расчет забойных давлений при наличии примесей в газе
Как уже упоминалось, в процессе разработки газовых и газо-
конденсатных скважин вместе с газом выносятся жидкие и
твердые примеси, количество которых зависит от характери-
стики месторождений и условий их эксплуатации. Значения
коэффициентов X, определяемые по рис. III.36 и по табл. III.6
или III.7, являются средними и справедливы для движения чи-
стого газа. Они могут значительно отличаться от фактических.
Особое значение приобретает этот факт при эксплуатации газо-
конденсатных месторождений, в связи с чем коэффициенты
гидравлического сопротивления следует определять с учетом на-
личия в газе жидкости при различных режимах работы сква-
жины. Суммарный коэффициент К* можно установить по фор-
муле (III.73), решенной относительно X
(р2- p2e2s) D5
X* =------. (III .77)
1,377Q2T2 г2 (ей — 1) 10—10
Суммарный коэффициент сопротивления X * при исследова-
нии или эксплуатации газовых скважии как с выносом, так и
без выноса жидкости в зависимости от Re согласно (III.74)
определяют с помощью графика, приведенного на рис. III.37.
По кривым /, соответствующим режиму эксплуатации скважин
с постоянным столбом жидкости, каждая кривая соответствует
постоянной высоте столба жидкости в стволе и на забое. Коэф-
фициент X* уменьшается с уменьшением высоты столба жид-
кости. Таким образом, изменение высоты столба жидкости
в скважине как бы подобно изменению шероховатости труб. По
внешнему виду кривые вида I совпадают с соответствующими
кривыми зависимости X от Re для разной шероховатости труб
при движении чистого газа. Начало выноса жидкости из сква-
жины характеризуется кривой вида II, которая соответствует,
по А. П. Крылову, нулевой подаче жидкости.
При постоянном притоке жидкости из пласта или выделении
ее в стволе суммарные коэффициенты сопротивления X* (при
известном количестве выносимой жидкости) можно определить
143
по кривым вида ///, каждая из которых соответствует опреде-
ленному расходу жидкости.
Для скважин, в которых отсутствует приток жидкости из
пласта, процесс продувки соответствует кривой вида II. В по-
следующем при работе (исследовании) скважины коэффи-
циент сопротивления X будет определяться в зависимости от вы-
соты столба жидкости, оставшегося после продувки скважины,
по одной из кривых вида I.
Если исследование скважины проводят без предваритель-
ной продувки (при отсутствии выноса жидкости), первые точки
J 5 Юч 2 3 S' tos 2 3 5 Ю6 г 3 5 Rs
Рис. III.37. Зависимость суммар-
ного коэффициента сопротивления
X от числа Re по газу для раз-
личных количеств жидкости, нахо-
дящейся в 63-мм трубах.
Зоны: 1 — эксплуатация с постоянным
столбом жидкости; // — эксплуатация
скважнны с нулевой подачей жид-
кости; /// — работа скважнны прн
различном расходе жидкости.
(в м3/ч): / - 0,8; 2 - 0.6; 3 — 0,4;
4 — 0.2; 5 — 0,1; 6 — 0.06; 7 — 0.02
можно найти по Одной из кривых /, в последующем при выносе
жидкости — по кривой вида II.
Для получения зависимости X* от Re и gm, которая в после-
дующем даст возможность более точно определять забойное
давление по давлению на устье, необходимо на каждом место-
рождении проводить экспериментальные исследования на сква-
жинах с обязательным измерением давлений, дебитов газа и
жидкости.
Распределение температуры по стволу скважины
Температура газа в скважине зависит от температуры пласта,
вышележащих пород, условий эксплуатации скважин, дебита,
депрессии на пласт и температуры окружающего воздуха. Тем-
пература окружающего воздуха влияет на температуру поверх-
ностных слоев земли до глубины слоя /с с постоянной суточной
температурой. Этот слой обычно залегает на глубине, не пре-
вышающей 1—2 м. Ниже расположен слой глубиной /и с по-
стоянной годовой температурой, называемой нейтральным. На
территории СССР глубина /н колеблется в пределах 10—40 м и
в среднем для европейской части может быть принята равной
20—25 м.
i 44
Глубину нейтрального слоя /п можно приближенно опреде-
лить по глубине слоя /с с постоянной суточной температурой:
1с.
Температуру на глубине нейтрального слоя можно принять
равной среднегодовой температуре земной поверхности в данном
районе, которая обычно выше среднегодовой температуры воз-
духа на 1—2 °C.
Температура горных пород ниже нейтрального слоя (исклю-
чая районы вечной мерзлоты) увеличивается с глубиной.ПГемпе-
ратура газа в пласте обычно близка к температуре пород, сла-
гающих данный продуктивный горизонт, поэтому ее обычно оп-
ределяют, исходя из геотермического градиента
Zz,=/H + <o(L-/H), I (III.78)
где tb — температура на глубине L, °C; — температура ней-
трального слоя, °C; о — геотермический градиент, °С/м; /н —
глубина залегания нейтрального слоя, м.
Геотермический градиент для разных районов различен, из-
меняется он с глубиной и зависит от характеристики горных по-
род. Определяют его при поствольных измерениях темпера-
туры в скважинах, заполненных жидкостью.
Изучение аномалии изменения геотермического градиента по
термометрическим исследованиям скважин позволяет находить
местоположение газовых и водяных горизонтов, высоту подъема
цементного кольца за обсадной колонной и т. д.
В течение всего периода эксплуатации газового месторожде-
ния температура газа в целом по пласту практически не изме-
няется, за исключением участков, непосредственно прилегающих
к забою скважины. Это объясняется тем, что понижение темпе-
ратуры газа со снижением давления компенсируется за счет
теплообмена с породой и тепловыми потоками, поступающими
из более глубоких слоев.
Температура газа в долгое время простаивающей газовой
скважине практически не отличается от температуры окружаю-
щих пород. Непосредственно после закрытия эксплуатирую-
щейся скважины температура газа в стволе заметно отличается
от таковой, рассчитанной по геотермическому градиенту, но со
временем, исчисляемым неделями и даже месяцами, приобре-
тает нормальное распределение. При притоке газа к забою
скважины и продвижении его по стволу температура в резуль-
тате дросселирования и теплообмена изменяется.
Распределение температуры газа по стволу работающей
скважины, если в ней не проводят замеры, можно определить
расчетным путем с помощью уравнения
1 _ е-“ <д-'>
*1 = 'пл - “ (£ - О - Че~“(Д "° +---------X
а
( ъ рз~ру Л \
х1 О)-I, (III.79)
\ i-f Ср /
145
где ti — температура газа на глубине /, °C; /пл — пластовая тем-
пература на глубине L, °C; ш — средний геотермический гра-
диент на участке от L до /, °С/м; а — коэффициент теплопере-
дачи; Di — коэффициент Джоуля—Томсона, °С/МПа; р3 и ру—
соответственно давление на забое и на устье работающей сква-
жины, МПа; Ср — теплоемкость газа, Дж/К; А— термический
эквивалент работы (Л =1/427 Дж/Н-м); — падение темпера-
туры газа в призабойной зоне вследствие эффекта Джоуля—
Томсона, °C.
(111.80)
Ml — Di (рпл --- Рз)
lg(l + GCpT/n/iCnrg)
1g ЯкЛс
Таблица 111.8. Значения f (т)
Время гс = о.но гс = 0.084 гс = 0,073
4 = 2 4=з 4 = 4 4 = 2 4=3 4 = 4 4 = 2 4=3 Хп 4
Часы 1 0,6198 0,719 0,796 0,7557 0,868 0,954 0,846 0,967 1,059
2 0,795 0,9117 1,000 0,954 1,083 1,181 1,059 1,195 1,298
5 1,072 1,239 1,312 1,259 1,408 1,519 1,380 1,535 1,650
10 Сутки 1 1,312 1,465 1,577 1,542 1,681 1,799 1,650 1,817 1,938
1,650 1,817 1,938 1,876 2,050 2,176 2,017 2,195 2,323
2 1,938 2,000 2,241 2,056 2,358 2,489 2,323 2,507 2,641
5 2,342 2,526 2,659 2,591 2,780 2,916 2,744 2,925 3,072
10 2,659 2,849 2,985 2,916 3,108 3,226 3,072 3,266 3,404
Месяцы 1 3,178 3,371 3,512 3,441 3,637 3,7781 3,601 3,798 3,939
2 3,512 3,685 3,849 3,778 3,976 4,117 3,939 4,138 4,279
3 3,709 3,907 4,049 3,976 4,175 4,317 4,138 4,338 4,479
~ 6 4,048 3,983 4,390 4,317 4,517 4,660 4,479 4,679 4,822
Годы 1 4,389 4,590 4,732 4,660 4,860 5,003 4,822 5,062 5,166
2 4,731 4,933 5,076 5,000 5,204 5,347 5,166 5,368 5,511
3 4,933 5,134 5,277 5,204 5,405 5,548 5,368 5,570 5,711
4 5,075 5,272 5,421 5,347 5,579 5,691 5,511 5,712 6,856
5 5,187 5,388 5,531 5,458 5,660 5,802 5,622 5,823 5,98
6 5,277 5,479 5,622 5,588 5,750 5,894 5,712 5,914 6,058
7 5,354 5,555 5,699 5,625 5,827 5,970 5,789 5,990 6,135
8 5,420 5,621 5,765 5,692 5,894 6,037 5,856 6,058 6,201
9 5,478 5,680 5,823 5,756 5,952 6,070 5,914 6,117 6,260
10 5,531 5,732 5,876 5,803 6,005 6,148 5,967 6,169 6,312
Здесь (рпл — Рз)—пластовая депрессия работающей сква-
жины, МПа; G — весовой расход газа в кг/ч; т — время работы
скважины с начала ее эксплуатации, ч; h — толщина пласта, м;
Сп —объемная теплоемкость горных пород, Дж/(м3-К); Ri-~
радиус контура питания скважины, м; гс — радиус скважины, м.
Значение а можно определить из уравнения
2лХп
йСРШ ’
(III.81)
146
где Хп — теплопроводность горных пород в Вт/ (м • К); f (т) — без-
размерная функция времени.
/(т) = In
(III.82)
(III.83)
Для наиболее распространенных диаметров скважины значе-
ния /(т) приведены в табл. III.8.
Для расчета распределения температуры по стволу эксплуа-
тирующейся скважины необходимо знать геотермический гра-
диент о), пластовую температуру /Пл, теплоемкость горных по-
род С„, теплопроводность горных пород Лп, теплоемкость газа
Ср, коэффициент Джоуля—Томсона Di.
Геотермический градиент со для разных месторож-
дений изменяется в широких пределах (0,015-—0,09 °С/м). Точ-
ность определения этой величины влияет на результаты рас-
чета.
Средний геотермический градиент для данного месторожде-
ния можно определить (если замерена пластовая температура
по одной из скважин) по формуле
,, Сл — Gic
Ь — 1нс
где /Пл — температура в скважине, замеренная на глубине L,
°C; /„с — глубина нейтрального слоя или глубина пояса постоян-
ных температур, т. е. минимальная глубина, до которой не до-
стигают суточные и сезонные колебания температуры, м; /нс —
температура на глубине /нс, обычно равная среднегодовой тем-
пературе почвы в данном районе.
Пластовая температура /пл в данной скважине опре-
деляется либо при непосредственном замере, либо по формуле
(111.78).
Теплоемкость горных пород Сп обычно изменяется
незначительно в пределах 0,18—0,20 Дж/К для сухой породы.
В условиях насыщения влагой теплоемкость горных пород воз-
растает и может быть принята равной Сп = 0,3 Дж/К или
700 Дж/К.
Теплопроводность горных пород лп в основном
влияет на коэффициент теплопередачи от газа в пласт. Значе-
ние ее возрастает с увеличением плотности горных пород рск
(рис. III.38). Влияние содержания влаги в породах учитывается
умножением значения Хп, полученного по графику (см. рис.
III.38), на поправочный коэффициент /, значение которого
можно определить по графику, приведенному на рис. III.39.
Для определения теплопроводности глинистых пород разреза
можно воспользоваться приближенной зависимостью от глу-
бины залегания глинистого пласта (рис. III.40), а теплопро-
водность мерзлых пород в зоне распространения вечной мерз-
лоты определяется по графику, приведенному на рис. III.41.
147
По литологическому составу горных пород можно определить
их плотность и пористость, а затем с помощью графиков нахо-
дят теплопроводность пород /.п во всех интервалах, после чего
вычисляют средневзвешенную теплопроводность
г ___
Лп — -----“----
S h(
(III.84)
Коэффициент Джоуля — Томсона £>,- определяют
по номограмме, приведенной на
строена для чистого метана. Ею
рис. Ш.42. Эта номограмма по-
можно пользоваться с достаточ-
Рис. III.38. Зависимость рСк от /.п
Рис. 111.39. Зависимость f от влажности
ной в практических целях точностью для природного газа с от-
носительной плотностью р до 0,6 (содержание метана не
меньше 90 %).
Пример. Требуется определить коэффициент Джоуля—Томсона прн
снижении давления от pi = 13,4 МПа до рг = 5,6 МПа сухого (метанового)
газа с начальной температурой 6=297 К. Проводим линию, параллельную
изоэнтальпни, от точки с начальными температурой и давлением до конеч-
ного давления 5,6 МПа. Температура в этой точке оказалась равной 278 К.
Следовательно, Д/ = 29°С, а коэффициент Джоуля—Томсона
А/ 29
Di = — =------—----- = 3,62 °С/МПа.
Др 13,4—5,6
Кроме указанных данных, для расчета распределения темпе-
ратуры по стволу скважины необходимо знать время ее работы
от начала эксплуатации, пластовое и забойное давления на мо-
мент расчета, давление на головке скважины и весовой расход
газа G.
Для определения устьевой температуры газа в эксплуати-
рующейся скважине при наличии слоя многолетней мерзлоты
можно воспользоваться уравнением
<, - <»> =-“'+ '~-е— [». - _ х].
ам L Z Ср}
(Ш.85)
148
где ZM— глубина слоя многолетней мерзлоты, м; to — темпера-
тура газа при входе в зону многолетней мерзлоты, °C (/н — оп-
ределяется при / = /м).
Значение ам устанавливают по уравнению (Ш.81), в кото-
ром теплопроводность мерзлых грунтов Хп находят по гра-
фику, приведенному на рис. Ш.41.
Рис. II 1.42. График для определения
коэффициента Джоуля—Томсона
Рис. 111.40. Изменение теплопроводности глинистых пород в зависимости от
глубины залегания пласта
Рис. 111.41. Изменение теплопроводности мерзлых пород в зависимости от
объемной плотности.
1 —песчаники; 2 — глины
Температуру на устье скважины с учетом дросселирования
газа можно определить также по формуле
/у = /Пл - (/пл - /з)е—<pL - u>L + — Гш - (Рз ~ ?-у-е5)-1 х
ф I L J
X (I — е—<fL), (III.86)
где
KD
Ф -= Ср------,
QpCp
К — коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-К).
Определение температурного режима газовых скважин имеет
особое значение в случаях, когда возможно образование жид-
кой и твердой фаз (например, при образовании гидратов, вы-
делении воды или конденсата), а также растеплении многолет-
немерзлых пород. С понижением температуры во время движе-
ния газа в стволе скважины создаются условия для частичного
149
перехода паров в жидкое состояние, конденсирующихся на стен-
ках труб в виде росы, а затем пленки жидкости, которая в за-
висимости от ее количества и от скорости газового потока мо-
жет двигаться как вверх, так и вниз.
Падение температуры в штуцере происходит в основном за
счет дросселирования. При этом конденсация паров приводит
к образованию капель жидкости (тумана), которые в последу-
ющем осаждаются на стенках труб.
Температуру газа Т2 после штуцера при известной темпера-
туре Ti до штуцера и давлениях до и после штуцера pi и р2
можно определить по формуле Т2 = Т\—(р1—p2)Di.
При движении газа по газопроводам понижение его темпе-
ратуры происходит в результате теплообмена газа с окружаю-
щей средой и дросселирования.
Изменение температуры по длине газопровода (в шлейфах,
коллекторах) определяют по известной формуле В. Г. Шухова.
При установившемся движении газа по горизонтальному га-
зопроводу в случае постоянной температуры грунта формулу
для распределения температуры газа за счет теплообмена с ок-
ружающим трубу грунтом получим, исходя из следующих ус-
ловий.
Количество тепла при установившемся режиме, отдаваемое
грунтом газу на длине
dq= — KnD(/-trp)dx, (HI.87)
где К — коэффициент теплопередачи от потока газа к грунту,
окружающему трубу, принимаемый равным 1—3 Вт/(м2-К);
D — наружный диаметр газопровода, м.
Количество тепла, потерянное газом, если считать, что на
участке dx процесс теплопередачи совершается при постоянном
давлении, можно определить по формуле
dq = QpCpdt, (II 1.88)
где Q — расход газа; р — плотность газа; СР — теплоемкость
газа при постоянном давлении.
Решая совместно (III.87) и (III.88), разделяя переменные и
интегрируя уравнение в пределах от 0 до х и от to до tx, где
tQ — начальная температура газа в газопроводе, a tx — темпера-
тура газа в газопроводе на расстоянии х, получим
QpCpdt = — KnD (t — /гр) dx,
X
Г dt KnD f
\ -------= —--------\ dx.
J f — ^rp QpCp J
to 0
Окончательно формулу В. Г. Шухова получим в виде
fx=frp + Лг±р_, (Ш.89)
РЧ>х
150
где ft—температура газа в газопроводе на расстоянии от на-
чального пункта измерения температуры, °C; /гр— температура
грунта на глубине заложения газопровода, °C; t0 — темпера-
тура газа в начале газопровода, °C;
= (Ш.90)
QpCp
где ft— коэффициент теплоотдачи: для сухого песка 1, для сы-
роватой глины 1,25 и для сырого песка 3 Вт/(м2-К); D — на-
ружный диаметр газопровода, м; Q — расход газа, тыс. м3/с;
СР — теплоемкость при постоянном давлении, Дж/К.
Дополнительное понижение температуры при движении в га-
зопроводе за счет дросселирования газа можно оценить по эн-
тальпийным диаграммам.
Температура газа вдоль газопровода с учетом дросселиро-
вания газа
tL =- 'гР + (ft - 'гр) e_4,L - Di Pv~pl- (1 _ е-’’1), (111.91)
Ltp
где ftp — температура грунта на глубине заложения газопро-
вода; ft — температура в начале газопровода; L — длина газо-
провода; pi—давление на конце газопровода.
§ 7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
СО СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
Допустимая депрессия в условиях разрушения газоносных плас-
тов является определяющим фактором и колеблется в широких
пределах в зависимости от прочностных свойств газоносных
коллекторов. Встречаемые на практике газоносные коллекторы
по прочностной характеристике настолько разнообразны, что до
настоящего времени нет единой методики, позволяющей опре-
делять допустимую депрессию на пласт при его разрушении.
Главная трудность заключается в том, что проведение экспери-
ментов не всегда возможно, так как отбор представительных
проб керна без нарушения истинной характеристики породы
практически невыполним. Ниже приведена условная градация
пород А. А. Шахназарова по градиентам давления, вызывающих
разрушение.
1. Неустойчивые породы, которые при размокании переходят
в состояние текучести. Такие породы разрушаются без прило-
жения внешней нагрузки или при градиентах давления до
0,5 МПа/м.
2. Слабоустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах
давления от 0,5 до 10 МПа/м.
3. Среднеустойчивые породы, не разрушающиеся при гради-
ентах давления от 10 до 15 МПа/м.
4. Устойчивые породы, не разрушающиеся при градиентах
давления свыше 15 МПа/м.
151
Возможность определения допустимой депрессии в основном
связана с изучением прочностных характеристик пород всех че-
тырех категорий по устойчивости к разрушению по промысло-
вым данным или лабораторным исследованиям.
Поэтому, если разрушение породы начинается с некоторого
значения предела прочности, определение которого по данным
эксплуатации скважины или экспериментальным путем воз-
можно, то установление допустимой депрессии не вызывает за-
труднений. А если предел прочности породы практически равен
нулю, то определение допустимой депрессии весьма затрудни-
тельно.
Критический градиент давления и скорость фильтрации для
слабосцементированных песков можно определить по рис. III.43,
Рис. 111.43. Зависимость критического
градиента давления и скорости фильтра-
ции от радиуса разрушения призабой-
ной зоны
построенному по данным исследования различных скважин. Со-
гласно этой методике, необходимо принимать такие значения
(dpldr)Kp и иКр, при которых не происходит разрушения. Рас-
смотрим три возможных случая.
1. Эксплуатация скважин происходит в условиях продолжа-
ющегося разрушения, т. е. радиус разрушения еще не достиг
критического. В этом случае необходимо установить такую де-
прессию, при которой прекращается разрушение, что позволит
обеспечить R<RKP. При линейном законе сопротивления и
плоскорадиальной фильтрации допустимая депрессия составит
Д/доп = 2,3/?кр Г——1 In =2,3/?КрЦКр-Е-1п (III.92)
L dr JKp гс k rc
где RKp— критический радиус, м; (dpldr)KP — критический гра-
диент, МПа/м; р — вязкость, мПа-с; k — проницаемость, мкм2,
иКр— критическая скорость, м/с.
Для допустимой депрессии Дрдоп допустимый дебит можно
определить по формуле
<?доп = 54,3-^-/?КрГ-^-1 = 54,3ft /?крцкр. (III.93)
Н L dr JKp
Значение RKp приближенно можно определить следующим
образом:
/?кр = 2-^-+(III.94)
vn 2
152
где р — сила сцепления породы, МПа; vn — объемная масса по-
роды, кг/м3; О,( — диаметр эксплуатационной колонны, м.
2. Эксплуатация происходит при радиусе разрушения, рав-
ном или большем RkP, что требует проведения работ по укреп-
лению породы, после которых устанавливается допустимая де-
прессия для нового состояния.
3. Скважина только вступила в эксплуатацию, и R = rc.
В этом случае допустимая депрессия не должна превышать кри-
тического градиента давления.
В принципе для использования этой методики следует по-
строить зависимости dpjdr = f (R) и v = f(R) по данным лабора-
торного изучения керна или достаточно надежно выполненным
промысловым исследованиям скважины для рассматриваемого
объекта.
В условиях выноса песка дебит можно определять по за-
висимости
Оа = Срз. (111.95)
где Рз —забойное давление; С — постоянная, определяемая
опытным путем.
Тогда с учетом двучленной формулы притока можно запи-
сать
₽пЛ-Рз = ас‘№ + ^ СР3- (Ш-96)
При нелинейном законе сопротивления для обеспечения нор-
мальной работы скважины без разрушения пласта критический
градиент на расстоянии гКр должен соответствовать условию
dr г=гкр г г2
где
__ РгРат7’пл .
nkhTcr ’
__ РатгРат^пл
2n2lh2T2cr
(III.97)
(Ш.98)
(dp/dr)Kp = a — критический градиент давления для коллекто-
ров различных типов, зависящий от степени их сцепления, гор-
ного давления, скорости фильтрации и т. д.
Параметр а — тот основной показатель, значение которого
следует установить для каждого газоносного коллектора, спо-
собного разрушаться в процессе эксплуатации скважин. Если
параметр а известен, то определение оптимального режима ра-
боты скважин не представляет особой трудности. Допустим, что
если не во всех случаях, то по крайней мере частично для вто-
153
рого, а также третьего и четвертого типов коллекторов (по вы-
шеупомянутой условной градации) определение величины а
возможно. Тогда согласно (III.97) и (III.98), можно записать
(Ь*/гкР) Q2 4- a*Q — <хгкр = 0. (III.99)
Отсюда
QKp = -^-r кр Г - ! + л/1+ (III.100)
2d* L V а*2
Методика нахождения критического дебита газовых сква-
жин обеспечивает нормальную работу при известном критиче-
ском градиенте давления в области, ограниченной радиусом гКР-
Если вынос песка начинается у стенки скважины, где градиент
давления достигает своего максимального значения, то в фор-
муле (III. 100) вместо гКр необходимо подставлять гс. При ис-
пользовании данной методики следует знать критический гра-
диент а, определение которого весьма затруднительно для сы-
пучих и слабосцементированных пород.
Определение критического радиуса разрушения
призабойной зоны
Газоносные коллекторы при депрессиях, создаваемых в про-
цессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, мо-
гут деформироваться. Депрессия при этом зависит от степени
сцементированности песчаников и предела устойчивости прочих
газоносных коллекторов. Практически, за исключением сыпучих
и слабосцементированных горных пород, всегда существует не-
который градиент давления, при превышении которого разруша-
ется скелет породы.
Для сыпучих и слабосцементированных пород разрушение
начинается со стенки скважины при гкр = гс. Наиболее трудно
определить критический градиент для названных коллекторов.
) Это связано с тем, что для среднесцементированных и доста-
точно крепких пород существует некоторый предел устойчиво-
сти, ниже которого эксплуатация скважин происходит без раз-
рушения пласта. Таким образом, и в случае превышения пре-
дела устойчивости среднесцементированных и крепких пород,
а также при сыпучих и слабосцементированных породах разру-
шение пласта неизбежно. Поэтому представляет большой прак-
тический интерес разработка рекомендаций по определению кри-
тического радиуса разрушения при известном градиенте. Если
критический радиус разрушения по своему значению практи-
чески приемлем, т. е. порода в радиусе гкр разрушается доста-
точно быстро и частицы выносятся на поверхность с потоком
газа, при таком разрушении улучшается фильтрационная ха-
рактеристика и, следовательно, увеличивается дебит скважины.
154
Для определения критического радиуса разрушения породы
при фильтрации в ней газа можно использовать формулу
Гкр
2Ь*(?кр
(III.101)
4i*<z
а*2 .
При этом должны быть выполнены два условия:
1) полный вынос частиц породы (выбор соответствующей
конструкции фонтанных труб);
2) сопоставление выносимых потоком газа частиц по фрак-
ционному составу с петрофизическим составом отобранных
в процессе бурения образцов с объекта эксплуатации.
Соблюдение этих условий позволит установить характер
разрушения продуктивного пласта (полное разрушение пласта
или частичное с сохранением скелета породы) и по количеству
выносимого песка оценить характер его изменения в процессе
эксплуатации. Следует отметить, что при любой заданной де-
прессии на пласт существует определенная зона с радиусом R,
которая по мере эксплуатации должна деформироваться. При-
чем деформации могут подвергаться только мелкие частицы
или пласт со скелетом в целом. По характеру выноса частиц
можно указать продолжительность процесса разрушения. Есте-
ственно, что чем меньше депрессия на пласт, тем меньше ра-
диус разрушения эксплуатируемого объекта.
§ 8. АКУСТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Акустические исследования скважин, получившие название шу-
мометрии, основаны на газогидродинамической акустике. Они
состоят в исследовании шума, генерируемого гидродинамиче-
скими процессами при работе газоносного пласта и скважин.
Теоретической основой акустических исследований скважин
является установление связи акустических характеристик с га-
зодинамическими параметрами пласта, скважин и флюидов.
Основное волновое уравнение, связывающее гидродинамиче-
ские характеристики потока с акустическими имеет вид
д2р с2 д2р _ dQ dFj , д*Тц
dt2 дх2 дХ{ dx^Xj
(III.102)
где p — плотность; t — время; c02—скорость звука; Q — произ-
водительность источника за единицу времени на единицу обът
ема; /ч — массовая сила на единицу объема;
.. T.ij Puiu; +.Ру,—. .
155
pVjVj — тензор касательных напряжений Рейнольдса; рц — тен-
зор напряжений от сил давления и вязкости;
А , Г 2 dvA я dvi dv, л
L 3 xK dXj- dxi J
Vi — скорость движения потока в направлении х,; ц— коэффи-
циент вязкости;
[ 1 при i = j
6ц = < —символ Кронекера.
I 0 при ।’ =/= j
Члены правой части уравнения (III.102) указывают на при-
чины шума аэродинамического происхождения. Если имеется
источник с производительностью Q, то скорость ее изменения
порождает шум; если имеются массовые силы Л, то изменения
их в пространстве также являются источником шума.
Решение уравнения (III.102) применительно к движению
газа и жидкости в пористой среде, исследованию состояния
ствола скважин и истечению газа в атмосферу показывает, что
акустическая мощность в различных процессах может быть про-
порциональна четвертой, шестой, восьмой степени скорости дви-
жения флюида.
Лайтхил изучал связь акустических характеристик шума
с аэродинамическими параметрами свободной турбулентности и
показал, что источники звука в турбулентной струе являются
акустическими квадруполями, в связи с чем акустическая мощ-
ность W пропорциональна восьмой степени скорости истечения
газа и.
Ря °8
W = К —-------£>а,
Ро со
где К — коэффициент пропорциональности; ря и ро—плотность
газа соответственно в ядре потока и невозмущенной области;
с0 — скорость звука в невозмущенной области; D — диаметр
отверстия, из которого происходит истечение газа.
Впервые в нашей стране шумометрию скважин стали при-
менять для измерения дебита аварийно-фонтанирующих сква-
жин. В последующем с помощью шумометрии стали более
четко, чем при дебитометрии и термометрии, выделять разраба-
тываемые интервалы пласта и распределение дебитов между
ними, а также проводить зондирование ствола скважины и оп-
ределять параметры пласта.
Определение дебита аварийных фонтанирующих скважин
Для определения вида зависимости между дебитом струи газа
и шумом, генерируемым при истечении струи в атмосферу, были
проведены экспериментальные исследования. Зависимости ин-
тенсивности шума от дебита газа при различных расстояниях
156
I от устья скважины приведены на рис. III.44. Во время ис-
следований микрофон шумомера был направлен на ядро струи
на высоте 1,5—2 м от устья.
Формула, связывающая дебит Q аварийно-фонтанирующей
скважины с интенсивностью шума J в точке измерения при до-
Рис. 111.44. Зависимость интенсивности шума от дебита фонтанирующей сква-
жины.
а — холодная струя; б — в случае горения
критических перепадах давления на срезе выходного устрой-
ства, имеет вид
Q = 3,2- Ю7Г>1,75
(170+ O,59TB)s/o,6-^-
f2 [q(0.1 J—11.7)___________\ Tr
So тъТ
г в
+ 0,4
(III.103)
где D — диаметр выходного устройства, м; г — расстояние от
устья до точки измерения шума, м; £о=1м2; / — интенсивность
157
шума по показаниям шумомера, дБ; Тв — температура воздуха
во время измерения, К; Тг — температура истекающего газа, К.
Номограмма для определения дебита по измеренному уров-
Рис. 111.45. Номограмма для определения дебита фонтанирующей скважины
по измеренному уровню интенсивности шума
ню'интенсивности шума приведена на рис. III.45 (правила поль-
зования номограммой даны в верхнем правом углу). Из точки,
соответствующей температуре истекающего газа, проводят го-
isa
ризонтальную линию до пересечения с кривой, соответствую-
щей температуре воздуха Та при замерах. Из полученной точки
проводят линию вертикально вниз до пересечения с прямой, со-
ответствующей диаметру выходного устройства на устье, из
которого происходит фонтанирование. Из этой точки проводят
горизонтальную линию влево до пересечения с прямой, соот-
ветствующей расстоянию, на котором осуществляют акустиче-
ское измерение. Из полученной точки проводят вертикальную
линию вверх до пересечения с прямой, соответствующей показа-
нию шумомера, а затем горизонтальную линию влево до пере-
сечения с осью дебитов Q. В этой точке и определяют дебит.
Определение дебита фонтанирующей скважины для случая
негорящих струй газа при критическом
и сверхкритйческом перепадах давления
Формула, связывающая дебит Q струи газа с давлением ри
в выходном сечении насадка диаметром D при критическом и
сверхкритическом перепадах давления имеет вид
Ph = 2,2710-’-I—— Q,
D2
(III.104)
где Тг — температура газа.
Значение рн, а следовательно и дебит газа Q, можно опре-
делить по номограмме, приведенной на рис. III.46. Кроме того,
дебит Q можно вычислить при известной интенсивности шума J
путем итераций по формуле
J = 7,65 In + о(? + 117, (III. 105)
где
ш = 372
г2О1,52
(170 ! 0.59Tb]5 Го,6-^5- Н- 0,4
а= — 7,22-Ю-4-^-.
О2
Подставляя в формулу (III.105) значения J в децибеллах,
значения Q получаем в млн. м3/сут.
При определении дебита аварийно-фонтанирующей сква-
жины по уровню шума необходимо установить характер исте-
чения (дозвуковой или звуковой), поскольку в указанных об-
ластях действуют различные закономерности.
Безразмерное выражение
, , (170+ 0,59Тв)6 (о,6-^- +о,4?
8,18-10—10——— 10°’IJ~11'7—!------------------\_____Zj________!_
Sq D2 Т^Т
1 г* в
(III.106)
159
характеризует условия истечения с уровнем интенсивности шума
J при истечении газа со звуковой скоростью.
Значение /, полученное по формуле (III.105), необходимо
сравнить с измеренным с помощью шумомера Лз». Если
Рис. 111.46. Номограмма для определения давления выхода холодной струи
по уровню интенсивности шума при фонтанировании скважины и сверхкри-
тических перепадах давления
^^/нзм, для определения дебита фонтанирующей скважины
надо пользоваться формулой (III.103) или рис. III.45, если
/</изм — формулой (III.105) или рис. III.46. '
160
Определение дебита скважины при горении струи газа
Зависимости J = J(Q) при горении струи приведены на рис.
III.44, б, а для холодных струй на рис. III.44, а. Сравнение
значения интенсивности шума / в какой-нибудь выбранной
точке измерения показывает, что при одинаковых режимах ис-
Рис. III.47. Номограмма для определения дебита горящего фонтана
течения (Q=*const, D = const), шум горящих струй всегда выше
шума холодных.
Формула 'зависимости давления р на срезе выходного уст'
ройства с величинами J, D и г для случая горения газа при
фонтанировании имеет вид
Рн jJo.ll/—17.6 / Г \ 2,2
Рат \ D
(III.107)
Здесь г и D в метрах.
Подставив выражение для рн из (III.107) в формулу
(III.104), получим
Q = 4,4-Юр-11 ---— (III. 108)
УК D0,2 •
6 Заказ № 317
161
Здесь г, d - в метрах; Тг— в градусах; рат — в МПа; Q — в млн.
м:,/сут.
По формуле (III.108) можно определить дебит фонтанирую-
щей скважнны в случае горения газа.
Для упрощения определения дебита горящего фонтана по
формуле (III.108) построена номограмма, приведенная на рис.
Определение параметров пластов и скважин
с помощью акустических исследований
Акустические исследования скважин проводят с помощью глу-
бинного шумомера.
Шумометрия имеет ряд преимуществ по сравнению с тер-
мометрией и дебитометрией. В частности, акустический способ
исследования скважин позволяет точнее определять границы
разрабатываемых интервалов, профиль притока, дебиты газа из
каждого эксплуатируемого интервала.
Находясь в стволе работающей скважины, чувствительный
элемент шумомера реагирует на звуковое излучение, создавае-
мое потоком газа. Реакцией чувствительного элемента (пьезо-
датчика) является электрический сигнал, поступающий в элект-
ронный блок предварительного усиления и далее по кабелю
на дневную поверхность. Области с наиболее развитой турбу-
лентностью генерируют на звук большей интенсивности. Та-
кими областями в работающей скважине являются места
сообщения скважины с пластом. Поэтому при прохождении глу-
бинным шумомером газоотдающих интервалов сигналы, выраба-
тываемые чувствительным элементом, резко увеличиваются по
амплитуде.
В качестве наземной панели используют измеритель шума
и вибраций типа ИШВ-1. При шумометрии скважин интенсив-
ность шума (линейная интенсивность Лнн) может регистриро-
ваться на спектре. Встроенные в прибор октавные фильтры по-
зволяют фиксировать интенсивность шума в диапазоне частот
31—8000 Гц на частотах 31, 63, 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000,
8000 Гц.
Шумограмма записывается на фоторегистр и магнитофон-
ную ленту. Одновременно проводится прослушивание скважины
с помощью магнитофона. Запись на магнитофонную ленту поз-
воляет многократно воспроизводить ее, а также проводить ана-
лиз шумограмм, записанных при исследовании скважин, в лабо-
раторных условиях.
Результатом каждого испытания скважины является диа-
грамма с записью изменения интенсивности шума в диа-
пазоне глубин, соответствующих местонахождению газоносного
пласта.
Принимая площадь всех аномалий шума за единицу и вы-
числяя долю площади каждой аномалии от суммарной, можно
162
оценить дебит каждого пропластка в соотношении, равном со-
отношению площадей аномалий шума.
Исследования, проведенные К. Л. Грдзеловой на скважинах
Оренбургского и Медвежьего месторождений, показали, что шу-
Рис. 111.48. Шумограмма, полученная при Qr = 200 тыс. м3/сут
Рис. 111.49. Шумограмма, полученная при Qr = 300 тыс. м3/сут (а) и Qr =
= 400 тыс. м3/сут (б)
мометрия позволяет четко выделять места притока газа и жид-
кости не только в открытом стволе и зоне перфорации, но и
в зоне продуктивного пласта, перекрытого насосно-компрессор-
ными трубами.
6* 163
На рис. III.48 приведены результаты шумометрии по сква-
жине Оренбургского месторождения. Разрабатываемый интер-
вал (1398—1721,5 м) перекрыт насосно-компрессорными тру-
бами. Выше башмака НКТ в продуктивной зоне пласта выде-
лены следующие работающие интервалы (в м): 1527—1528;
1538—1540; 1548—1551; 1572—1598; 1605—1607; 1614—1617;
1620—1627,2 м; 1632—1638; 1641 — 1651,5; 1668—1721,5. Наи-
больший приток приходится на интервалы 1572—1598 м —
39,9 тыс. м3/сут и 1668—1721,5 м—56,6 тыс. м3/сут Суммар-
ные. III.50. Спектры однофазного (/) и двухфазного (2) потоков.
Течение: / — сильное меточное;
2 —слабое неточное; 3
эмульсионное; 4 — однофазное
ный приток из зоны, перекрытой НКТ, составляет примерно
138,6 тыс. м3/сут, что составляет ~70% от общего дебита
скважины. С изменением дебита от 300 до 400 тыс. м3/сут на-
блюдается увеличение эффективной толщины и числа газоот-
дающих интервалов (рис. III.49).
Исследования спектра шума одно- и двухфазных потоков
проводились Маккинли, Ю. И. Бородиным и К. Л. Грдзеловой.
В опытах Маккинли однофазный поток моделировался дроссе-
лированием газа (воздуха в затрубном пространстве, запол-
ненном мраморной крошкой). Приемник звука был расположен
в трубе. При моделировании двухфазных потоков затрубное
пространство заполнялось водой и газ дросселировал через
воду. Для однофазного потока как газа, так и воды характе-
рен тип спектра, показанный на рис. III.50 с возрастанием амп-
литуды в области частоты 1000—2000 Гц.
Моделирование двухфазного потока позволило по характеру
спектра выделить три типа течения:
1) эмульсионное (образование цепочки пузырьков с пиком
спектра в интервале 300—600 Гц);
164
2) слабое четочиое, для которого амплитуда после 200 Гц
уменьшается, ио есть незначительные пики, соответствующие
пикам первого типа;
3) сильное неточное, для которого максимальной является
Рис. III.51. Амплитудно-частотные характеристики шума по скважине Орен-
бургского месторождения
Акустическая характеристика этих типов течения отлична от
характеристики однофазного потока, а именно, двухфазные
потоки имеют максимальный уровень шума в диапазоне 200—
600 Гц, связанный с эмульсионным или неточным течением. Од-
нако при частоте f> 1000 Гц наблюдаются особенности, типич-
ные для однофазных потоков. .
165
Для определения характера притока против работающего
интервала записывается спектр шума, по типу которого опре-
деляют характер притока. По возрастанию интенсивности шума
в области низких частот 200—500 Гц отмечают водонасыщен-
ные интервалы.
На том же принципе основано исследование изменения ха-
рактера потока по стволу скважины. Записывая с помощью глу-
бинного шумомера, движущегося в стволе, амплитудно-частот-
ные характеристики шума потока, по изменению интенсивности
шума на разных частотах можно определять характер потока.
Рис. 111.52. Схема экспериментальной установки:
/ — камера с кернодержателем; 2 — исследуемый образец; 3 — микрофон* 4 — измери-
тель звукового давления RFT-00017; 5 — баллон с азотом; 6 и 7—образцовые мано-
метры; 8 — газовый счетчик; 9—ротаметр
На рис. III.51 приведены амплитудно-частотные характерис-
тики шума по скважине Оренбургского месторождения дебитом
газа Qr, которой составил 600 тыс. м3/сут и воды до 36 м3/сут.
Замеры интенсивности шума свидетельствуют, что от входа
в НКТ до устья режим течения практически не меняется и со-
ответствует неточному типу течения. Однако вблизи устья ин-
тенсивность его на всех частотах увеличивается, что связано
с наличием местных сопротивлений в трубах.
Таким образом, по возрастанию интенсивности шума
в стволе можно определять участки сужений НКТ, вызванные
скоплением солей, гидратов, коррозии труб и др. При этом сле-
дует учитывать, что не только газо- и водоотдающне интервалы
при работе скважины также отмечаются по возрастанию уровня
шума, но с различной спектральной характеристикой определе-
ний состояния ствола следует анализировать только шум тех
участков, на которых не имеется разрабатываемых интервалов.
166
При акустических исследованиях ствола эксплуатирующихся
газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин (зондирование
ствола скважин) имеется возможность определения наличия
жидкости и песка в газе, коэффициентов истинной газонасы-
щенности, а следовательно структуры режима работы ствола
Рис. 111.53. Зависимость относительных амплитуд интенсивности шума от ко-
эффициента проницаемости k
скважины. Места притока газа, нефти и воды, а также поло-
жения газоводяного и газонефтяного контакта можно устано-
вить методом шумометрии. В процессе спуска и подъема шу-
момера из скважины регистрируются все местные сопротивле-
ния, включая сопротивления в муфтовых соединениях труб.
Рис. 111.54. Зависимость амплитуд интенсивности шума от коэффициента мак-
рошероховатости I
Как показали проведенные исследования скважин, шумомет-
рия позволяет также определять глубину спуска кондуктора,
промежуточных обсадных колонн, а также высоту подъема це-
мента за обсадными колоннами.
Акустическое зондирование ствола остановленной скважины
позволяет при спуске шумомера в фонтанные трубы устанав-
167
ливать места и количественную характеристику межколонных
перетоков и утечек газа, а также перетоков газа между отдель-
ными пропластками после закрытия скважины и величину
столба жидкости на забое.
Наибольший интерес для практики представляют проведен-
ные К- Л. Грдзеловой акустические исследования скважин по
определению неоднородности по толщине пласта, а также по
определению проницаемости, пористости, параметра макроше-
роховатости для каждого отдельного пропластка. Исследованы
различные по параметрам естественные и искусственные керны
при стационарных режимах фильтрации с одновременным из-
мерением акустических характеристик на выходе, которые про-
водились на экспериментальной установке (рис. Ш.52). При
этом одновременно с измерениями давления на входе pi и вы-
ходе из образца р2 и расхода газа Q на выходе из образца был
установлен микрофон, соединенный с анализатором шума и
магнитофоном, позволявшим измерять на каждом режиме как
общую интенсивность шума, так и линейную интенсивность по
частотам.
Можно предположить, что шум в образцах пористой среды
в первую очередь связан с извилистостью и макрошерохова-
тостью поровых каналов.
Результаты проведенных исследований позволили установить
зависимости акустических характеристик от фильтрационных и
емкостных параметров пористых сред и выявить наиболее ха-
рактерные частоты для их практического использования.
На рис. Ш.53 и III.54 показаны корреляционные зависимости
между проницаемостью и коэффициентом макрошероховатости
и относительной линейной интенсивностью шума.
Эти зависимости позволяют обрабатывать получаемые на
скважинах результаты линейных интенсивностей шума для каж-
дого разрабатываемого интервала, находя из графиков соответ-
ствующие значения k и I. Это дает возможность установить ко-
личественную характеристику неоднородности по толщине
пласта.
Глава IV
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Под разработкой газового месторождения понимается управле-
ние процессом движения газа и конденсата в пласте к добы-
вающим скважинам при помощи определенной системы разме-
щения установленного числа скважин на площади, порядка и
темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания намечен-
ного режима их работы, регулирования баланса пластовой
энергии. '
Основное требование к системе разработки — обеспечение
минимума затрат на добычу заданных государственным планом
объемов газа и газоконденсата при заданной степени надеж-
ности и соблюдении норм охраны недр. Достижение этих усло-
вий осуществляется на стадии проектирования системы разра-
ботки оптимальным выбором и учетом всех ее элементов, основ-
ными из которых являются:
режим разработки залежи;
схема размещения скважин;
технологический режим эксплуатации скважин и их конст-
рукция;
схема сбора и подготовки газа.
Для составления проектов разработки требуется также сле-
дующая информация:
геологическая характеристика месторождения (стратигра-
фия, тектоника, литология);
характеристика продуктивных горизонтов (фильтрационио-
емкостные параметры, толщина, протяженность, запасы газа);
положение ГВК, характеристика водонапорной системы;
физико-химическая характеристика природного газа и плас-
товых вод;
данные о степени сообщаемости продуктивных горизонтов
и др.
Значительную часть этой информации с достаточной сте-
пенью достоверности невозможно получить на стадии разведки
месторождения. Этот фактор, а также экономические сообра-
жения, связанные с высокой стоимостью разведки газовых ме-
сторождений, приводят к тому, что разработку месторождения
фактически начинают до получения всей информации и состав-
ления проекта разработки. Разработка месторождения осуще-
ствляется в два этапа.
На первом этапе, который рассматривается как завершаю-
щий период комплексной разведки объекта, проводят опытно-
промышленную эксплуатацию месторождения (ОПЭ). В резуль-
169
тате получают наиболее достоверные геологопромысловые све-
дения о месторождении.
Для решения вопроса о необходимости проведения разве-
дочных работ с применением опытной или опытно-промышлен-
ной эксплуатации составляют специальные проекты, подобные
проектам разработки газовых и газоконденсатных месторожде-
ний.
На втором этапе осуществляют промышленную разработку
по проекту, составленному на основе достаточно полных и дос-
товерных данных опытно-промышленной разработки.
С целью повышения эффективности разработки в процессе
промышленной разработки месторождения по мере бурения но-
вых скважин, уточнения и дополнения исходных данных про-
ект периодически пересматривают и в него вносятся коррек-
тивы. Особенно существенные изменения возможны в связи
с уточнением режима разработки залежи, который, как правило,
трудно определить в процессе разведочных работ и даже при
эксплуатации месторождения на ранней стадии.
Проекты разработки газовых месторождений составляют
обычно научно-исследовательские организации на основании
данных разведки, исследования скважин, запасов газа, утверж-
денных Государственной комиссией по запасам (ГКЗ).
§ 1. РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН НА СТРУКТУРЕ
И ПЛОЩАДИ ГАЗОНОСНОСТИ
Расположение проектных скважин на структуре и их несовер-
шенство по степени и характеру вскрытия устанавливают, ис-
ходя из формы залежи, геологического строения месторожде-
ния, характеристики коллекторов и возможности продвижения
контурных и подошвенных вод в процессе разработки с таким
расчетом, чтобы можно было обеспечить заданный отбор про-
дукции необходимым числом скважин с учетом достижения оп-
тимального коэффициента газо- и компонентоотдачи и с наи-
меньшими затратами на обустройство промысла при заданной
степени надежности.
При разработке газовых и газоконденсатных месторожде-
ний скважины по площади залежей обычно располагают ря-
дами (батареями), равномерно (по какой-либо правильной гео-
метрической схеме) или бессистемно (с геометрической точки
зрения), т. е. используя осевое или смешанное расположение
скважин.
Наиболее широко применяют схемы батарейного рас-
положения скважин. Например, на месторождениях север-
ной части Тюменской области такое расположение скважин вы-
бирают, исходя из обеспечения их безгидратной эксплуатации
на пути движения газа от устья до группового пункта.
Равномерное расположение скважин обычно
используют при резкой неоднородности трещиноватых коллек-
170
торов и в малопроницаемых пластах. С целью обеспечения рав-
номерного падения давления в залежи скважины располагают
таким образом, чтобы удельные запасы газа, приходящиеся на
каждую скважину, были одинаковыми.
Осевое расположение скважин обычно применяют
в удлиненных структурах. Для получения наибольшего дебита
скважин их следует располагать в тех частях структуры, где
продуктивный пласт обладает наилучшими коллекторскими
свойствами, а для лучшей отработки всей залежи иногда сле-
дует поступать иначе.
В приконтурных частях залежи при наличии активных плас-
товых вод, как правило, добывающие скважины не распола-
гают, так как они могут быстро обводниться. Это же учиты-
вают в конструкции скважин, не совершенных по степени вскры-
тия, тем самым продлевая безводный период эксплуатации при
продвижении подошвенных и контурных вод. В последнее время
с целью повышения газоотдачи стали применять метод совмест-
ного отбора газа и воды из залежи.
§2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Технологический режим работы газовых скважин — это опреде-
ленные условия движения газа в призабойной зоне и по стволу
скважины, характеризуемые значением дебита и забойного дав-
ления (или его градиента) и определяемые некоторыми есте-
ственными ограничениями (например, возможность разрушения
пород забоя при высоких депрессиях и др.).
Чтобы правильно установить режим эксплуатации скважин,
анализируют все возможные ограничения, влияющие на ее ра-
боту, данные ее предыдущей эксплуатации, исследуют сква-
жину при различных режимах работы и проводят необходимые
расчеты. На основании полученных материалов выбирают ра-
циональный для данной скважины режим.
Причиной, вызывающей приток газа к скважине, является
разность давлений в пласте и скважине, т. е. депрессия на
пласт. Чем больше депрессия, тем больше дебит. Кроме того,
дебит газа зависит от характера и степени вскрытия пласта,
его коллекторских свойств и пропускной способности фонтан-
ных труб и подземного оборудования. При высоких дебитах
газа может произойти разрушение пласта, прорыв подошвен-
ных или краевых вод и ряд других нежелательных явлений.
Для определения оптимальных условий работы скважин не-
обходимо изучить характер выноса частиц породы и жидкости,
а также влияние технологических и технико-экономических фак-
торов на отбор из скважины различных количеств газа.
Условия, влияющие на ограничение дебита газовых скважин,
можно подразделить на группы: геологические, технологиче-
ские, технические и экономические.
171
Геологические условия
Разрушение призабойной зоны. Если продуктивный
пласт сложен рыхлыми породами, при эксплуатации газовых
скважин с высоким дебитом может происходить разрушение
призабойной зоны. Твердые частицы породы, содержащиеся
в струе газа, способствуют разъеданию подземного и назем-
ного оборудования, образованию пробок, подземным обвалам
и т. д.
Дебит газа, при котором не выносилось бы опасное количе-
ство частиц породы, определяют по результатам исследования
скважины на разных режимах, по характеру и количеству при-
месей, собираемых в сепараторах, и их влиянию на состояние
оборудования в процессе эксплуатации. Если дебит газа огра-
ничивается вследствие разрушения призабойной зоны в про-
цессе эксплуатации данной скважины, устанавливают депрес-
сию на забое (градиент давления), не превышающую получен-
ное максимально допустимое значение по данным исследования
скважины.
Для увеличения предельного значения допустимой депрессии
в рыхлых коллекторах и предотвращения их разрушения преду-
смотрены работы по креплению призабойной зоны.
Образование языков и конусов обводнения.
В месторождениях, где газоводяной контакт находится близко
от нижней отметки перфорационных отверстий, дебит газа ог-
раничивают вследствие опасности образования конусов обвод-
нения, что главным образом зависит от перепада давления и
состояния призабойной зоны.
Эксплуатация газовых скважин, имеющих подошвенную
воду, приводит к уменьшению дебита газа и увеличению ко-
личества воды, что способствует коррозии оборудования и уси-
ленному образованию гидратов. Поэтому при эксплуатации та-
ких скважин, как правило, следует установить максимальный
дебит, а следовательно, и максимальную депрессию, при кото-
рой скважины не обводняются.
Дебит газа и максимальную депрессию, при которых не про-
исходит прорыв подошвенных вод, определяют расчетным спо-
собом и проверяют опытным путем, эксплуатируя скважину на
различных режимах.
В процессе разработки месторождения при общем подъеме
контакта газ — вода предельные безводные дебиты и депрессии
по скважинам будут уменьшаться.
Технологические условия
К технологическим условиям, влияющим на выбор режима ра-
боты скважины, можно отнести следующие:
образование гидратов в стволе скважин;
коррозия насосно-компрессорных труб;
172
образование гидратов в призабойной зоне пласта;
обеспечение оптимальных условий при обработке газа;
необходимость очистки забоя от жидкости и твердых частиц;
обеспечение минимума пластовых потерь давления в зави-
симости от расположения скважин и регулирования дебитов по
отдельным скважинам и максимального значения коэффици-
ента газа и конденсатоотдачи пласта.
Технические условия
Технические условия, влияющие на дебит газа, следующие.
1. Неудовлетворительное состояние забоя и подземного обо-
рудования. В ряде случаев забой засоряется грязью, которая
устраняется продувкой или промывкой забоя. Иногда улучшить
условия выноса жидкости и твердых частиц с забоя можно уве-
личением глубины спуска фонтанных труб или повышением рас-
хода газа.
2. Недоброкачественность цементажа колонн, что может
привести к прорыву верхних или нижних вод. В этом случае не-
обходимо провести работы по изоляции притока вод. Иногда
для изоляции вод в скважину закачивают цементный раствор
с последующей ее перфорацией и освоением.
3. Негерметичность обсадной колонны, что может вызвать
приток воды или утечку газа. В таких скважинах необходимо
проводить ремонтные работы.
4. Вибрация устьевого оборудования, наблюдаемая при зна-
чительных расходах газа. Если появилась вибрация, необходимо
уменьшить расход газа.
5. Опасность разрыва колонны обсадных труб с увеличе-
нием давления в скважине выше расчетного, что обычно отме-
чается при эксплуатации скважин, в которые спущены эксплуа-
тационные колонны, рассчитанные на давление меньше факти-
ческого. В таких скважинах снижать дебит меньше допустимого
и останавливать ее для измерения пластового давления не
разрешается, пока давление в пласте не упадет до допустимого.
Вместо этого следует установить пакер, а межтрубное прост-
ранство над ним залить жидкостью.
Эксплуатационную колонну и другое скважинное оборудо-
вание рассчитывают на прочность и сохранение устойчивости
при снижении давления в ней до атмосферного при таком усло-
вии, чтобы скважину можно было эксплуатировать в течение
всего периода разработки месторождения.
Экономические условия
Экономические условия сводятся к расчетам и выбору основ-
ных технико-экономических показателей рационального распре-
деления потерь давления по системе пласт — скважина — газо-
провод в целом. Потери давления в скважине и во всей сис-
173
теме добычи газа должны быть такими, при которых приве-
денные затраты по месторождению будут наименьшими.
Установление того или иного дебита газа часто определя-
ется потребностью в нем. Обычно летний период характеризу-
ется сокращением потребления, и, следовательно, дебит газа по
отдельным скважинам в это время уменьшается. Иногда часть
скважин совершенно отключают.
Расчеты разработки залежи при различных
технологических режимах работы газовых скважин
Различают фактический и расчетный технологический режим
работы скважин.
Фактический технологический режим работы скважин уста-
навливает геологическая служба промысла ежеквартально или
один раз в полгода в соответствии с данными проекта разра-
ботки, опыта эксплуатации и результатами исследования сква-
жин.
Расчетный технологический режим определяют при состав-
лении проектов разработки газовых месторождений на много
лет вперед.
Установление расчетного технологического режима состоит
в определении изменения рабочих дебитов газа Q, пластовых,
забойных и устьевых давлений с течением времени t в зависи-
мости от количества отбираемого газа с месторождения в це-
лом. Эти расчеты в комплексе с технико-экономическими пока-
зателями позволяют найти потребное число скважин п, устано-
вить сроки бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации,
периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа.
Сущность расчетов технологического режима состоит в сов-
местном решении уравнения истощения залежи и уравнения
притока газа к забою с заданием в последнем определенных
соотношений между забойным давлением и дебитом в зависи-
мости от выбранного режима работы скважины. По известным
величинам Q(t) и рзаб(/) определяют py(t) и далее prpn(t) и
Рпгрс(/). Здесь Рзаб—давление на забое; ру— давление на
устье; ргрп — давление газа на входе в установку обработки
газа; рпгрс — давление на входе в магистральный газопровод.
Для определения газодинамических показателей разработки
месторождения, расчета технологических режимов работы сква-
жин часто пользуются понятием средней скважины, которая
имеет среднюю глубину, среднюю длину шельфа, среднюю кон-
струкцию, средний допустимый дебит и депрессию, средние
коэффициенты фильтрационных сопротивлений а и Ь.
= “ср^ср + '’cpQcp-
где
ЛР?Р----— X <?сР - — X Q-,
Р П 1=1 н n i=i
174
1 п 1 п
“ср = —-— £ 6ср = n(?2 Z bfi2‘
nQcp <=i ср 1=1
Кроме того, на газовых месторождениях разведочные сква-
жины, как правило, несовершенны по степени вскрытия. При-
нимая допущения о слоистом строении пласта, коэффициенты
а и b для каждой скважины можно пересчитать на условие
полного вскрытия.
ар = ай; ftp = ь (й)2> ,
где h--=hR'ih\ hB — вскрытая толщина пласта; h — эффективная
толщина пласта.
Режим постоянного градиента давления на
стенке забоя. Такой режим характерен для условий разра-
ботки залежи, приуроченной к относительно неплотным поро-
дам, способным разрушаться при достаточно больших отборах
газа из скважины. Во избежание этого скважину следует экс-
плуатировать при градиенте давления на забое менее допус-
тимого.
Градиент давления на забое газовой скважины определяют
по формуле
о О2
ф = Ло —---1- Во- = const. (IV.1)
Рз Рз
Значение градиента давления ф определяем, исходя из ре-
зультатов исследований скважин и данных опытной эксплуа-
тации для принятого начального дебита газа Q, при котором
еще не наблюдается осложнений во время эксплуатации.
Коэффициенты Ло и Во в уравнении (IV. 1) находят по ко-
эффициентам а и Ь, полученным при исследовании скважин.
Для скважин, совершенных по степени и характеру вскры-
тия:
д0 = -----(IV.2)
2R 1п-^-
с Rc
Во =------—-------—— • (IV.3)
2R2 -L---LA
\ Rc Rk /
Для скважин, не совершенных по степени вскрытия:
Л» = ---------, (IV.4)
2RC6 +CJ
\ Rc /
< in— Y
------------------- ------—----- . HV.Kt
175
Для скважин, не совершенных по степени и характеру
вскрытия:
(IV.6)
(in + С, + С2
\ Re
Расчеты технологического режима обычно проводят для
трех условий, встречаемых на практике при разработке место-
рождений:
1) задана зависимость отбора газа во времени, т. е. Qr =
= Qr(0;
2) отбор газа постоянный, т. е. Qr = const;
3) постоянное число скважин при падающей добыче, т. е.
п = const.
Методика расчета при Qr = Qi(/) состоит в следующем.
Зная зависимость Qr = Qr(/), строим график <?ДОб(0.
t
<2доб(0 =
о
По формулам (IV.2) — (IV.7) определяем коэффициенты Ао
и Во, а по формуле (IV. 1)—градиент давления ф для приня-
того начального оптимального дебита газа Q и забойного дав-
ления Рз- Значение ф в дальнейшем будем считать постоянным.
Зададимся некоторыми значениями дебита газа Q. Причем
этот дебит меньше первоначального. Определяем соответствую-
щее принятому Q значение Qnoe и время, при котором должен
быть такой расход газа
= « [рн — + 6<22]’ (IV-8)
где
йТст
а -- —~ 1 й— объем порового пространства; ([V.8')
• плРат
рн — начальное давление.
Находим также р3, рпл и число скважин.
По значению <?ДОб из графика изменения отбора газа во
времени Qa = Qa(/) определяем время, соответствующее приня-
тому значению Q. Забойное давление определяем по формуле
(IV.1)
Рз = Q + Q2- (IV.9)
Ф Ф
170
Пластовое давление составит
Рпл = 'VРз + aQ + bQ2 (IV. 10)
Число скважин, необходимых для отбора заданного количе-
ства газа, можно определить из соотношения
П=^_.
<3(0
Условие постоянного отбора газа Qr=const— частное по
сравнению с рассмотренным при Qr = Qr(t)- При постоянном от-
боре <?д=<?г(/)> тогда уравнение (IV.8) имеет вид
/ —— I рн — Л/ ( Л о + Во ——-|- aQ -|- bQ21. (IV. 11)
Од- L V \ / J
Методику расчета можно упростить, если по формуле
(IV.11) определяем время, соответствующее данному дебиту Q.
Рассмотрим-случай расчета разработки залежи при суще-
ственной неоднородности пласта и необходимости учета харак-
теристики отдельных скважин.
В формуле (IV.11) величины а, рн и Qr постоянные. Зада-
ваясь различными значениями Q, начиная с максимально до-
пустимого, полученного при исследовании скважины, по этой
формуле находим соответствующее время t. Строим график
Q = Q(^). Затем полученные данные записываем в таблицу: де-
биты с учетом их падения во времени по действующему фонду
скважин, заданный отбор газа Qr по плану и фактический воз-
можный отбор газа из действующего фонда скважин Мд
(в млн. м3/год) 1
УУд = 0,365 (QiQ2+> • • • > + Qn)- (IV. 12)
Здесь Qi, Q2, • •., Qn — дебит газа соответственно первой,
второй,..., n-й скважины действующего фонда, тыс. м3/сут.
Определив недостающую добычу газа до планового задания
Qr—Nn, распределяем ее по проектным скважинам с учетом
падения дебита по действующему фонду.
В зависимости от конкретных условий падения дебита по
действующему фонду скважин при резкой изменчивости деби-
тов и параметров пласта по месторождению дебиты проектных
скважин назначают по аналогии с дебитами ближайших дей-
ствующих скважин. Падение дебитов в проектных скважинах
принимают таким же, как в действующих.
При оценочных расчетах выбирают средний дебит, одинако-
вый для всех скважин, и число скважин в этом случае опре-
деляют по формуле
п = Qr/Q.
1 С учетом резервных скважин в формуле (IV.12) согласно расчетным
данным вместо 0,365 следует брать 0,310 или меньше.
177
Если дебит всех скважин одинаков, то уравнение (IV.11)
можно записать в следующем виде:
t =
а
Qr
Рн —
(IV. 13)
Уравнение (IV.13) характеризует связь между временем t
с начала разработки и потребным числом скважии п для под-
держания постоянного отбора газа Qr. Задаваясь различными
значениями п, вычисляем соответствующее время t, т. е. время,
необходимое для ввода в эксплуатацию п-й скважины, чтобы
сохранить неизменный отбор.
Методика расчета при падающей добыче (п = const) и оди-
наковом дебите всех скважин состоит в следующем.
Вначале задаемся значением Q<+1 и определяем интервал
времени АЛ-, соответствующий снижению дебита от Qi до Qi+1
4 " п«?Да<?.+1)[Ри”л/ (~^Q,’+1 + М +aQ‘+H^+1_ •
(IV. 14)
Здесь Qi и Qi+1 —дебиты, соответствующие пластовым дав-
лениям Pi и pi+1-
Затем по формуле (IV.9) определяем pt+1 по данному Qt+1.
Принимая вычисленные значения pt+i и Qi+i за начальные и
задаваясь новым значением Qi+2, находим и pi+? и т. д.
Технологический режим постоянного градиента давления на
забое обычно устанавливают, если коллекторы не крепкие. При
этом выбирают дебиты газа, при которых еще не происходит
разрушения призабойной зоны пласта. В таком случае полу-
чают максимальный суммарный отбор газа при минимальном
числе скважин. Это обстоятельство имеет важное значение, так
как основные затраты на добычу газа приходятся на бурение
скважин.
Газ из скважин, сложенных крепкими породами, для кото-
рых известны пределы их разрушения, также можно отбирать
при режиме постоянного градиента давления.
Режим постоянной депрессии. Этот режим исполь-
зуют при тех же условиях, что и при режиме постоянного гра-
диента. В этом случае Ар = рпл—p3 = const.
Результаты, получаемые в процессе эксплуатации скважин
на режиме постоянной депрессии, режиме постоянного гради-
ента давления, примерно одинаковые. Поэтому условия выбора
этих режимов также одинаковы.
Если известна зависимость Qr от t, методика расчета со-
стоит в следующем.
По известному Qr от t строим график фд от t, задаемся
различными значениями t и по графику фд от t определяем Qn
178
для данного t. Дебит, соответствующий данному значению вре-
мени t, находим по формуле
4-[(др)2-2р-др+ 4г2Др]’ (1V15)
Рассчитываем изменение рпл во времени
_ aQ bQ2 Др
Рпл — ----4------4------•
2Др 2Др 2
Изменение р3 определяем по формуле р3 = рПл—кр-
При постоянном отборе газа (Qr = const) Qn = Qrt — дебит
газа определяем по формуле (IV. 15), где вместо следует под-
ставить Qr(t).
Метод'ика расчета в этом случае та же, что и для условия
Qr=Qrt.
При периоде падающей добычи газа (n = const) дебит всех
скважин считаем одинаковым. Задаемся рядом значений Q и
находим время, соответствующее данному Q
пДр 2пДр Q
(IV. 16)
(IV. 17)
Далее по формуле (IV. 16) определяем рпл-
Режим постоянного забойного давления. Этот
режим применяют в тех случаях, когда нежелательно дальней-
шее снижение давления ниже некоторого заданного значения
(например, при выпадении конденсата или по другим причи-
нам).
Если известна зависимость Qr = Qr(t), методика расчета со-
стоит в следующем. По известной зависимости Qr от t строим
график фд от t. Задаемся рядом значений t и определяем Q
по формуле
Q
а
2Ь
Пластовое давление составит
<?д
Рпл — pH — ----•
а
Если Qr=const, имеем Qn = Qrt.
Методика расчета определения остальных показателей та же,
что и выше, и начинается с задания различных значений вре-
мени t, для которого находятся значения расхода газа по сква-
жинам.
Эксплуатация газовых скважин на режиме при p3 = const
характеризуется резким уменьшением во времени расхода газа,
вследствие чего необходимо интенсивно увеличивать число сква-
жин для поддержания заданного отбора газа с месторождения.
179
Для периода падающей добычи исходными уравнениями при
одинаковом дебите всех скважин будут:
Рпл = д/рз + а<? + 6<?2
, а (а. 2р3рпл + 2р2 + а<2 2рпл y'b + 2bQ + а \
п \2Рз 2р3рн + 2р2 + aQH 2рн ]/b + 2bQa + а )
(IV.18)
За рн и QH принимаем значения пластового давления и де-
бита к началу периода падающей добычи, т. е. к моменту, с ко-
торого число скважин остается постоянным.
При расчете задаемся значениями дебита Q<QH и по фор-
муле притока газа к скважине определяем рпл, а по формуле
(IV. 18) время t, соответствующее данному Q.
Режим, при котором поддерживается постоянное давление
на головке (pr = const), является разновидностью режима, когда
Рз — const, более удобного для осуществления на практике. Ре-
жим pr = const необходим, например, для осуществления низ-
котемпературной сепарации (НТС).
При установлении режима, когда pr = const, используют фор-
мулы, справедливые при режиме р3 = const, с незначительными
изменениями. В этом случае вместо р3 следует подставить pres,
а вместо b — значение bi = b + f), где
Т2 г2
6= 1,377-10—10Х—(е“ — 1).
D5
Режим, когда pr = const, используют на практике в процессе
эксплуатации скважин без применения штуцера при постоян-
ном давлении в газопроводе. Этому режиму соответствуют мак-
симальные дебиты.
Режим постоянного дебита скважин. Режим по-
стоянного дебита (Q = const) применяют чаще других, так как
он удобен с точки зрения условий осуществления на практике.
Для крепких коллекторов этот режим используют до тех пор,
пока градиент давления на забое скважины не достигнет опас-
ного значения.
Если известна зависимость Qr от t, методика расчета со-
стоит в следующем. По этой зависимости строим график Qn от
t и, задаваясь временем t, определяем фд от данного t.
Текущее пластовое давление
<?д
Рпл — Рн- ---•
а
Забойное давление
Рз = VРпл ~аЧ~ ЬЧ2-
180
Если Qr — const, методика расчета упрощается, так как со-
ответственно для данного режима Qn = Qrt и п = const.
Технологический режим, при котором Q = const, устанавли-
вают обычно в начальный период пробной или опытной экс-
плуатации для крепких пород. Дебит выбирают с таким расче-
том, чтобы не наблюдалось еще опасной вибрации оборудова-
ния на устье скважины. При этом наблюдается рост депрессии
в пласте, которая с течением времени становится значительной.
Если возможны осложнения во время эксплуатации скважины,
то при достижении максимально допустимого значения депрес-
сии необходимо установить для скважины новый технологиче-
ский режим, например ip = const или Ap = const, при котором не
произойдет осложнений.
Режим постоянной скорости фильтрации на
забое скважины. Условие постоянства скорости фильтра-
ции на забое скважины записывается в виде следующей зави-
симости между дебитом и давлением на забое
С — — const.
Рз
(IV. 19)
Если известна зависимость Q? от t, методика расчета сле-
дующая. По результатам исследований определяем допустимое
значение коэффициента С в формуле (IV.19) и по известной
зависимости Qr от t строим график зависимости <2Д от t.
Затем, задаваясь рядом значений t, по графику фд от t на-
ходим <2Д, соответствующее данному t. Значение Q, соответст-
вующее различным (?д, находим по формуле
(IV.20)
Далее по формуле (IV.20) определяем р3. Затем рПл, соот-
ветствующее различным Q, находим по формуле
(IV.21)
Если Qr=const, дебит газа, соответствующий различным t,
определяем по формуле (IV.20), в которой фд заменяем Qrt.
При падающей добыче (п = const) методика расчета сво-
дится к следующему. Задаемся рядом значений Q и по фор-
муле (IV.21) определяем рПл, соответствующее данному Q.
18!
Соответствующее данным Q и рпл время t рассчитываем по
формуле
(IV.22)
Затем по формуле (IV. 19) определяемj)3.
Режим постоянной скорости фильтрации на забое приме-
няют в том случае, если имеется опасность разрушения несце-
ментированного коллектора, а также в случае значительного
выноса с забоя и призабойной зоны глинистого раствора и
твердых частиц, если прискважинное оборудование не в со-
стоянии эффективно очистить струю газа. Этот режим наилуч-
шим образом соответствует оптимальным условиям работы пер-
вой ступени сепарации.
Приведенные формулы по технологическим режимам выве-
дены без учета изменения в процессе разработки коэффициента
сверхсжимаемости z и вязкости газа ц. Поэтому на практике
возможно некоторое отклонение от расчетных данных. Так как
характер газодинамических расчетов прогнозный, обычно в них
не учитывают изменение коэффициента сверхсжимаемости и
вязкости газа.
При необходимости проведения расчетов технологического
режима с учетом изменения g и г в процессе разработки исход-
ными формулами будут
Рпл/г — Рн/гн — Од/я>
P^-P^aQ + bQ2,
где a = a*ptz; b = b*z\ zH— коэффициенты сверхсжимаемости со-
ответственно при рн и рпл и пластовой температуре; pi — вяз-
кость газа при рпл и пластовой температуре.
Зная a*, b, z и pi при различных давлениях, можно по-
строить графики изменения коэффициентов а и b от давления,
т. е. во времени.
Пример определения основных показателей разработки месторожде-
ний при технологических режимах эксплуатации газовых скважин.
Газовое месторождение имеет запасы газа, равные 85 млрд. м3. Началь-
ное пластовое давление рн = 23,59 МПа; пластовая температура /Пл=50 °C.
Все скважины совершенны по степени и характеру вскрытия. Средний на-
чальный рабочий дебит Qcp = 450 тыс. м3/сут при депрессии Др=9,0 МПа;
абсолютное начальное забойное давление ра = 14,5 МПа. В результате иссле-
дования установлены средние значения коэффициентов: а=
= 0,0047 МПа2/(тыс. м3/сут) и Ь=0,00064 МПа/(тыс. м3/сут). Радиус сква-
жины /?с=0,1 м; радиус условного контура питания /?к=500 м; рст =
= 0,103 МПа. Определим для периода постоянного отбора, равного Qr =
182
= 5 млрд. м3/год или Qr=13,7 мли. м3/сут, изменение во времени дебита газа
Q по каждой скважине, пластового давления рпл, давления на головке рг
и числа скважии п для различных вариантов технологического режима: ф =
= const, Ap=const, Q = const.
Для упрощения расчетов в примере принимаем, что z=l, а ц ие зави-
сит от давления. Величины 0 и е2’ принимаем постоянными: е2’=1,3; 0 =
=0,04- 10-10.
Значение а найдем по формуле (IV.8')
а = --------293-85-10»----- = 31,8.10» м3.
0,1033(273 + 50) 23,59
Режим постоянного градиента давления.
1. По известным a, b, Rc, R„ по формулам (IV.2) и (IV.3) определяем
До и Во:
Д„ = ------?----- = -------------------- = 0,276 СУТ ;
' 2₽с1п-^- 2-0,1.2,31g -Б™- ТЫСМ’М
Re 0,1
в = b _ 0,00064
2Re ( 1---—) 2 0,1 ( 1---
\ Rk / \ 500 /
= 0,0032 £У2_\2^!.
\ тыс.м3 / м
2. По известным предельным значениям дебита и забойного давления
по формуле (IV. 1) рассчитываем градиент иа стенке скважины:
Qu d^n d^n2
ф = До—- + Во—Я- = 0,00276——-— + 0,0032——— = 53,06 м"1.
Рз Рз 14,5 14,5
3. Вычисляем величины:
А- = А276.. = 0,0052-£У1^_-
ф 53,06 тыс. мэ 1
А- = 0,0032 = 0,00006025 ( сут'м V.
ф 53,06 \ тыс.м3 /
4. Задаваясь значениями дебита меньше QH, по формуле (IV.9) опре-
деляем соответствующие им забойные давления:
Рз = 0.0052Q + 0,00006025Qa.
5. По формуле (IV.10) для заданных значений дебита и забойного дав-
ления определяем абсолютное текущее пластовое давление (в МПа):
Рпл = V₽3 + 0.470Q + 0.00064Q2.
6. Зная дебит и текущее пластовое давление, по формуле (IV.И) вы-
числяем соответствующее им время (в сут):
/- 232(23,59 -рпл)-
183
7. По известным Qr и дебиту определяем число скважин для данного
времени:
п = Qr/Q = 13,7-10в/Юэ = 13,7-108/<?.
8. Вычисляем давление на головке:
/ р2 — 0Q2 / р2 _ 0,04- 10—10Q2
Рс~ V ё23 “ V Гз ’
где X в 0 определяют экспериментально по данным исследования и эксплуа-
тации скважин.
Ре жим постоянной депрессии.
1. Задаваясь временем t, по формуле (IV.15) определяем
п 0,47 , Г 472-10~4 1
Q =-------------------4- ----------------—-------------х
2 0,064-Ю-2 [ 4-0.0642-10~4 0,064-Ю-2
X (9,02 — 2-23,59-9,0 + —-’7 2 9-° \1 ть|С.'м3 .
\ 31,8-103 /] сут
2. Определяем пластовое давление (в МПа):
Рпл = Рн-----=- 2359 — 0,0043/.
а
3. Вычисляем забойное давление (в МПа):
Рз = Рпл — Др = Рпл — 9,0.
4. Вычисляем число скважин:
п = Qr/103Q = 13,7- 103/Q.
5. Определяем давление на головке (в МПа):
л /Pa-0Q2
Режим постоянного дебита, Q = 450 тыс. м3/сут.
1. Определяем число скважин
п = Qr/103Q = 13,7- 10«/450- Ю3 = 30,5,
принимаем число скважин п=31, тогда фактический дебит
Q = Qt/n = 13,7- 10в/31 = 442-103 м3/сут = 442 тыс. м3/сут.
2. Вычисляем величины:
aQ + tt?2 = 0,47-442 + 0,00064 (442)2 = 33100;
(?г/а= 13,7-1О’/31,8-10е = 0,043 1/сут;
0Q2 = 0,04 (442)2 = 7800.
3. Задаваясь t, вычисляем пластовое давление в МПа:
Рпл = Рн — (<?г//а) = 23,59 — 0,043/.
4. Зная рпл, для данного времени вычисляем забойное давление (вМПа):
Р3 = д/₽пл-33100 •
5. Определяем давление на головке:
/ р2 —0.04Q2
р^у^—
184
Особенности разработки и эксплуатации
многопластовых газовых месторождений
Задача разработки существенно осложняется при необходимо-
сти отбирать газ из многопластового месторождения или
группы месторождений рассматриваемой газоносной провинции.
В этом случае приходится рассматривать очередность разра-
ботки отдельных пластов и месторождений, распределение от-
боров, возможности и способы совместной эксплуатации раз-
личных объектов.
Многопластовые газовые месторождения можно подразде-
лить на два основных вида: 1) начальные пластовые давления
в каждом из пластов примерно соответствуют давлению гидро-
статического столба воды; 2) начальное давление в горизонта?
отличается на давление, соответствующее весу столба газа,
в этом случае единая залежь разделена по высоте перемыч-
ками, при помощи которых горизонты могут сообщаться или
быть изолированными.
Разрабатывать многопластовые месторождения можно раз-
дельно скважинами, пробуренными на каждый горизонт, и сква-
жинами, вскрывшими все продуктивные горизонты. При раз-
дельной эксплуатации для экономии числа скважин часто осу-
ществляют эксплуатацию при помощи разобщителей (пакеров).
В этом случае газ из нижнего горизонта поступает в фонтанные
трубы, а из верхнего — в кольцевое пространство.
Многопластовые месторождения можно разрабатывать раз-
личными системами. Рассмотрим основные из них.
1. Система сверху — вниз. Вначале разрабатывают верхние
горизонты, а в последующем — более глубокие. Применяют ее
в случае, если запасы верхних горизонтов и пластовые давления
достаточны для обеспечения потребителей газом, а бурение
нижних горизонтов связано со значительными капиталовложе-
ниями, техническими трудностями и прирост добычи с послед-
них ожидается незначительный. При этом следует изучать воз-
можность использования добывающих скважин верхнего гори-
зонта для последующего добуривания их на нижележащие.
Иногда для второго вида месторождений при наличии сверх-
давлений, т. е. когда давление в верхних пластах выше гидро-
статического, а в нижних приближается к гидростатическому,
может быть применена эта система. В таких месторождениях
обычно затруднена проходка скважин, так как требуется утя-
желение глинистого раствора баритом или гематитом с целью
предотвращения выбросов при вскрытии верхних горизонтов.
Последующее вскрытие нижних горизонтов этим же раствором
может привести к значительному поглощению глинистого ра-
створа и засорению призабойной зоны. В результате резко
ухудшится продуктивная характеристика и уменьшатся рабо-
чие дебиты по скважинам, пробуренным на нижние гори-
зонты.
185
В этом случае целесообразно иногда начинать разработку
верхних горизонтов до снижения в них давления до гидроста-
тического. Это позволит разбурить нижележащие горизонты без
осложнений и приступить к разработке пласта без спуска до-
полнительной промежуточной обсадной колонны.
2. Система снизу — вверх. Вначале разрабатывают нижние
горизонты, а затем верхние. Применяют ее обычно для первого
вида многопластовых месторождений и когда запасы газа
в нижних горизонтах значительно превышают запасы верхних
горизонтов, давление в которых недостаточно для обеспечения
бескомпрессорной подачи газа потребителям. Кроме того, эту си-
стему разработки можно использовать для понижения давле-
ния в нижних горизонтах до давления, отличающегося от верх-
него на вес столба газа, т. е. когда месторождение первого вида
можно превратить во второй. После этого можно одновременно
эксплуатировать верхние и нижние горизонты, что позволяет
исключить переток газа из нижележащих горизонтов в вышеле-
жащие при следующей их разработке.
При разработке по системе снизу — вверх скважинами, вна-
чале эксплуатировавшими нижние пласты, после цементирова-
ния в них низа колонны и последующей перфорации или после
установки разобщителей можно также эксплуатировать верх-
ние горизонты.
3. Одновременная система разработки верхних и нижних го-
ризонтов может быть осуществлена как раздельной эксплуата-
цией скважин с каждого горизонта, так и совместной эксплуа-
тацией с применением разобщителей или без них в одной сква-
жине. Эта система позволяет получить требуемое количество
газа с наименьшим числом скважин.
Система разработки скважинами всех горизонтов наиболее
удобна для месторождений второго вида. Систему эксплуата-
ции ряда горизонтов в одной скважине можно применять в слу-
чае, когда состав газа по различным горизонтам не отличается
по содержанию сероводорода и когда крепость пород и их кол-
лекторские свойства также примерно одинаковы, что не приво-
дит к резкому различию предельно допустимых депрессий по
отдельным горизонтам и выходу из строя большинства скважин
вследствие быстрого обводнения одного из горизонтов.
При отсутствии изложенных условий такая эксплуатация
ряда горизонтов в одной скважине может оказаться невыгод-
ной. Например, в верхнем пласте могут быть получены высо-
кие дебиты при высоких депрессиях иа пласт, так как пласт
представлен крепкими породами. Нижний пласт сложен рых-
лыми породами и может эксплуатироваться только при неболь-
ших депрессиях. Разработка этих двух горизонтов в одной сква-
жине приведет к тому, что нельзя будет допустить высокие
депрессии, так как произойдет разрушение нижнего пласта,
а следовательно, и не будет эффекта от эксплуатации их в од-
ной скважине без разделения.
186
При эксплуатации в одной скважине одновременно несколь-
ких горизонтов месторождений первого вида, когда давления
отличаются между собой на давление гидростатического столба
воды, может возникнуть переток газа из одних горизонтов
в другие. При остановке скважины также будет наблюдаться
переток газа. Поэтому во время эксплуатации без разобщения
ряда горизонтов в одной скважине с целью получения наиболь-
шего дебита следует учитывать все факторы в данных конкрет-
ных условиях.
Одновременная разработка с разобщителями или отдель-
ными скважинами позволяет широко использовать эжекцию
газа для повышения давления газа, полученного из пластов
с низким давлением.
Выбор системы разработки зависит от многих факторов:
давления.» запасов газа, параметров пласта, продвижения вод
и допустимых рабочих дебитов с отдельных горизонтов, а также
от состава газа. Если в одних пластах содержится в газе серо-
водород, а в других он отсутствует, то для транспортировки
газа с сероводородом и без него нужны отдельные газосборные
сети. Если в верхних пластах содержится сухой газ, а в ниж-
них значительное количество конденсата, то условия эксплуа-
тации каждого горизонта будут различными.
Выбор системы разработки определяется исходя из техни-
ко-экономических показателей. Для решения задачи разра-
ботки группы газовых месторождений или многопластовых ме-
сторождений строят математические и гидродинамические мо-
дели, используют современную вычислительную технику.
Разработка вновь открываемых месторождений проектиру-
ется с учетом как существующей системы магистральных газо-
проводов и месторождений, так и плана ее развития. Наиболее
сложной задачей в этом случае является прогнозирование от-
крытия новых месторождений, которую решают на базе обра-
ботки уже имеющихся геологических данных методами статис-
тики и теории вероятности.
После установления отборов газа по отдельным залежам, пе-
риодов нарастающей, постоянной и падающей добычи выби-
рают оптимальный вариант разработки путем проведения соот-
ветствующих гидро-, газо- и термодинамических расчетов и ана-
лиза полученных результатов.
Условия движения газа и соответственно уравнения, его опи-
сывающие, различны в отдельных звеньях этой системы. В связи
с этим газогидродинамические расчеты сводятся к совместному
решению дифференциальных уравнений, описывающих движе-
ние газа и воды в пласте, приток газа к отдельным скважинам,
течение газа по стволу скважины и в газосборной системе,
а также в аппаратах очистки, осушки и учета газа.
187
§ 3. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
И ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЖИМА ИХ РАБОТЫ
Режим газовых залежей
Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта по-
нимают проявления доминирующей формы пластовой энергии,
вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей при-
ток газа к скважинам в процессе разработки залежи. В прак-
тике разработки газовых месторождений различают газовый и
водонапорный режимы.
Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду
с другими факторами определяет основные условия эксплуата-
ции, к которым, например, относятся темп падения давления и
дебитов газа, обводнение скважин и т. п.
Режим работы залежи зависит от геологического строения
залежи; гидрогеологических условий, ее размеров и протяжен-
ности водонапорной системы; физических свойств и неоднород-
ности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; ис-
пользуемых методов поддержания пластового давления (для
газоконденсатных месторождений).
Газовый режим (режим расширяющегося газа). В за-
лежах с газовым режимом отбор газа производится за счет
давления, создаваемого расширяющимся газом. Этот режим
проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды
или если они практически не продвигаются в газовую залежь
при снижении давления в процессе разработки.
Водонапорный режим. Основной источник пластовой
энергии при этом режиме работы газовой залежи — напор крае-
вых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется
на упругий и жесткий.
Упругий режим связан с упругими силами воды и породы.
Жесткий режим газовой залежи связан с наличием актив-
ных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуата-
ции в газовую залежь поступают подошвенные или краевые
воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта,
занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое
давление.
На практике месторождения, как правило, разрабатыва-
ются при газоводонапорном режиме. В этом случае газ
в пласте продвигается в результате его расширения и действия
напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет
расширения газа, значительно меньше того количества, которое
необходимо для полного восстановления давления. Главным ус-
ловием продвижения воды в залежь является связь ее газовой
части с водоносной. Продвижение воды может привести к об-
воднению скважин. Это следует учитывать при расположении
скважин по площади и при проектировании глубины забоя но-
вых добывающих скважин.
188
Коэффициент объемной газонасыщенности обводненной
зоны пласта — отношение объема порового пространства, заня-
того газом в обводненной области, ко всему поровому прост-
ранству этой области
а =
--Qb
QB
(IV.23)
где QB — обводненный поровый объем залежи, т. е. объем, за-
нятый газоводяной смесью; QB — количество воды, поступив-
шей в залежь.
Продвижение воды в залежь и обводнение скважин контро-
лируют различными способами, но в основном методами про-
мысловой геофизики.
Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых пол-
ностью восстанавливается давление при эксплуатации, встре-
чаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме дав-
ление восстанавливается частично, т. е. пластовое давление при
эксплуатации понижается, но темп понижения более медлен-
ный, чем при газовом режиме.
В большинстве своем газовые месторождения в начальный
период разрабатываются по газовому режиму.
Проявление водонапорного режима обычно замечается не
сразу, а после отбора из залежи 20—50 % запасов газа. На
практике бывают исключения из этого правила, например, для
ряда мелких газовых месторождений Саратовской области, по
данным В. П. Савченко, водонапорный режим начал прояв-
ляться практически сразу после начала эксплуатации и оконча-
ние разработки их проводилось при высоком давлении
в пласте.
При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью
получения наибольшего количества конденсата путем нагнета-
ния в пласт сухого газа, воздуха или воды иногда создают ис-
кусственный газонапорный или водонапорный режим.
В некоторых случаях на режим работы залежи в многопла-
стовом месторождении могут влиять условия разработки выше-
или нижележащих горизонтов, например при перетоках газа.
До начала разработки газового месторождения можно вы-
сказать только общие соображения о возможности проявления
того или иного режима, характер которого устанавливают по
данным, полученным при эксплуатации месторождения.
' Режим работы залежи можно определять по уравнению ма-
териального баланса
Он = Gt 4- Одоб>
где GH, Gt и Сдоб — соответственно начальное, текущее и добы-
тое количество газа.
Заменяя в последнем уравнении G через объем Q и плот-
ность р газа, имеем
ЯнРн — ^Трт Н- ОдобРсТ'
189
Из уравнения состояния реального газа p = p/zRT при йт =
= ПН—имеем
Рн^н Рт (&н — Дв) . СдобРст 241
2H^«7'h ZtRtTt 2ст^?ст7'ст
где рн и рт — пластовые средневзвешенные по объему порового
пространства залежи давления соответственно начальное и те-
кущее; QH — начальный объем порового пространства; QB—
объем порового пространства, занятый водой (или другим аген-
том), поступившей в газовую залежь за время, соответствую-
щее снижению давления с рн до рт; фДОб— количество газа,
добытое из залежи при снижении давления с рн до рт, приве-
денное к стандартным условиям; рст — стандартное давление
(Рст = 0,1013 МПа), z,„ zT, zct — коэффициенты сверхсжимаемо-
сти соответственно при начальных, текущих и стандартных ус-
ловиях (z=l); RH, Rt, Rct— газовая постоянная при началь-
ных, текущих и стандартных условиях; Тн и Тт — температура
в залежи соответственно начальная и текущая, К; — стан-
дартная температура (Т’Ст = 293 К).
Можно считать, что при движении газа в пласте
Т пл — Т н = Т = const.
Так как для чисто газовых месторождений в процессе экс-
плуатации не происходит изменения состава газа,
Rн ~ Rt = Rct ™ const.
Значение R может изменяться в процессе эксплуатации га-
зоконденсатных месторождений.
При газовом режиме в уравнении (IV.24) йв=0 и ЙН = П =
= const. После соответствующих преобразований будем иметь
р>-р’н-----(IV.25)
я
где
QTCT
я = ------—
Т пл Рст
Рц Рн!гн’ Рт Рт/^т’
Для газовой залежи, при эксплуатации которой отмечается
поступление воды в газовый пласт, зависимость между паде-
нием пластового давления рт и Qa выражается формулой
QH йнРд
QH — S2B. a(QH— йв)
(IV. 26)
где
QT ст
я =---------
Т плРст
190
Газовая залежь, разрабатываемая при газовом режиме, ха-
рактеризуется тем, что отношение количества газа фд, добы-
того за определенный промежуток времени, к падению давле-
ния в залежи (р„—Р*) за тот же промежуток времени согласно
(IV.25) есть величина постоянная
а = -------- = const. (IV.27)
Рн-Рт
Если а в процессе эксплуатации увеличивается, режим за-
лежи газоводонапорный. В этом случае возможен также при-
ток газа в залежь из других горизонтов. При утечке газа из
Рис. IV. I. Зависимость
Рт/z-t от Q
залежи, количество которого не учитывается, значение а со вре-
менем уменьшается.
Для многопластовых месторождений при перетоке газа из
одного горизонта в другой при определении режима работы
каждой залежи решают уравнения вида (IV.25) или (IV.26),
в одно из которых добавляют, а из другого вычитают количе-
ство перетекшего газа Qn.
Режим работы газовой залежи можно определить графиче-
ски путем построения зависимости изменения Pilzy, т. е. зави-
симости приведенного средневзвешенного пластового давления
газовой залежи от суммарного отбора газа фд во времени
(рис. IV.1).
В первом приближении рн и рт в формуле (IV.27) можно
принимать как среднеарифметические по всем скважинам, но
большую точность получают, если значения их средневзвешен-
ные по объему порового пространства. При постоянных значе-
ниях пористости т и толщины h пласта рн и рТ определяют по
картам начальных и текущих равных давлений (картам изо-
бар), приведенных к середине толщины продуктивного гори-
зонта. При переменных т и h пластовое давление следует
определять по картам равных произведений пористости на тол-
щину и давление (jnhpjz) и произведения пористости на мощ-
ность (mh).
191
Если mh/z по площади и мощности пласта изменяется не-
значительно, то рн и рт находят по картам изобар:
п
2,piF 1
р=~^----------’ (IV.28)
2^
где Ft — площадь i-ro участка пласта, ограниченного соседними
изобарами; р,— среднеарифметическое пластовое давление
Таблица IV. 1. Результаты определения параметров режима разработки залежи,
МПа
рпл* МПа «д’ , млрд, м3 Рпр т пр Z Рпл Z МПа Рн Рт гн гт МПа а рн-рт- МПа «д
рн Рт
40,0 0 7,7 1,5 0,98 40,90 0 ___ 0
35,0 0,35 6,74 1,5 0,92 38,1 2,8 0,125 5,0 0,070
30,0 0,75 5,77 1,5 0,862 34,9 6,0 0,125 10,0 0,075
25,0 1,29 4,88 1,5 0,816 30,6 10,3 0,125 15,0 0,086
20,0 1,94 3,85 1,5 0,79 25,6 15,5 0,125 20,0 0,097
15,0 2,75 2,86 1,5 0,795 18,9 22,0 0,125 25,0 0,110
10,0 3,62 1,92 1,5 0,84 11,9 29,0 0,125 30,0 0,120
5,0 4,44 0,96 1,5 0,92 5,4 35,5 0,125 35,0 0,127
между соседними изобарами, соответствующими площади F,;
п — число участков.
При большом числе пропластков по мощности и в пластах
с большим этажом газоносности необходимо принимать сред-
ние значения начального и текущего давлений по объему поро-
вого пространства (р*п и р*т).
Вначале для каждой скважины определяют А:
п
\ Z1 / i
А = ---------------, (IV.29)
2 (mh'o)i
1 = 1
где т, о и h' — соответственно пористость, газонасыщенность и
толщина i-ro пропластка, определяемые по кернам, каротаж-
ным данным или кривым нарастания давления; р, z и Т — со-
ответственно пластовое давление, коэффициент сверхсжимаемо-
сти и пластовая температура, отнесенная к середине мощности
i-ro пропластка.
192
Значения р*н и р*т определяем по формуле
nJ
£ (Ah)iFt
р» = . (IV .эд)
i=i
Пример. Определить режим работы газовой залежи, если начальное
пластовое давление равно 40 МПа. При отборе из месторождения
0,35 млрд, и3 газа средневзвешенное пластовое давление снизилось до 35 МПа,
Рис. IV.2. Влияние коэффициента
сверхсжимаемости иа определение
режима.
1 — зависимость рт/гт от Уд: 2 —зави-
симость рт от <?д
при отборе 1,29 млрд, м3 — до 25 МПа, при отборе 2,75 млрд, м3 — до
15 МПа и при 4,44 млрд, м3 — до 5 МПа. Относительная плотность газа
по воздуху составляет 0,6, пластовая температура 25 °C.
Сначала находим приведенное давление и температуру (рПр и ГПр). По
рис. 1.2 определяем коэффициент сверхсжимаемостн г. Далее используем
Таблица IV.2. Суммарные отборы газа и соответствующие им давления
Рпл- МП< . «д’ млрд, м-1 Рпр т пр Z Рпл Z МПа Рн рт гн гт ’ ПУПа а'
5,0 0,0 0,964 1,5 0,92 5,44 0
4,5 0,13 0,865 1,5 0,928 4,95 0,49 0,266
4,08 0,3 0,785 1.5 0,937 4,35 1,09 0,275
3,5 0,5 0,674 1,5 0,947 3,70 1,74 0,287
2,78 0,8 0,536 1,5 0,955 2,91 2,53 0,316
формулу (IV.25). Результаты вычислений приведены в табл. IV. 1 и на
рис. IV.2, откуда видим, что а является постоянной и равной 0,125 иа
0,1 МПа падения давления (кривая 1 иа рис. IV.2). Это свидетельствует
о том, что режим разработки газовый. Если при построении зависимости
(IV.25) не учитывать коэффициент сверхсжимаемости г, значение а не яв-
ляется постоянным, а увеличивается с падением давления. Поэтому режим
разработки залежи ошибочно можно принять за водонапорный.
Пример. Определить режим работы газовой залежи, если абсолютное
начальное пластовое давление равно 5 МПа, удельный вес газа по воздуху
0,6; пластовая температура 25 °C. Методика расчета та же, что и в преды-
дущем примере.
7
Заказ № 317
193
Результаты вычислений приведены в табл. IV.2 и па рис. IV. 1 (кри-
вая 2). Видим, что значение а по мере падения давления увеличивается,
что характерно для газоводонапорного режима разработки залежи.
Подсчет запасов газа, жидких углеводородов
и сопутствующих компонентов
При разведке и разработке газовых месторождений запасы
газа определяют как объемным методом, так и по падению
давления.
Широко распространен объемный метод, поскольку им
можно пользоваться на любой стадии разведки и разработки
месторождения. Основан этот метод на определении давления,
газонасыщенности, пористости и геометрических размеров газо-
носной части пласта, для чего бурят значительное число разве-
дочных скважин с большим отбором керна из продуктивных
пластов.
В неоднородных, особенно в карбонатных и трещиноватых
коллекторах достоверные параметры, такие как эффективная
пористость т и эффективная толщина h пласта или их произ-
ведение (коэффициент емкости коллектора), трудно определить.
Запасы газа по падению давления подсчитывают при опыт-
но-промышленной эксплуатации и разработке месторождения.
Такой метод подсчета запасов газа более надежный. Основной
задачей в этом случае является правильность установления
средневзвешенного давления по объему порового пространства
и точный учет количества добытого газа.
Для точного определения средневзвешенного давления необ-
ходимо знать, как и в объемном методе, распределение коэффи-
циента емкости коллектора mh по площади пласта.
, L-Подсчет потенциальных (пластовых) запа-
сов газа объемным методом. Запасы, т. е. объем газа,
находящегося в пласте, определяют, исходя из геометрии поро-
вого пространства и характеристики газа.
Для элемента объема пласта dV согласно уравнению состоя-
ния реального газа имеем
dQ3 = ----madV
Pct Tz
(IV.31)
ИЛИ
dQa —
Pct Т'г
где dQ3 — запас газа в элементе газоносного пласта объемом
dV, приведенный к стандартным условиям (рСт = 0,103 МПа и
7’ст = 293 К); р — пластовое давление, МПа; Т — пластовая тем-
пература, К; г — коэффициент сверхсжимаемости при р и Т для
данного состава газа; m— пористость; а — коэффициент газо-
194
насыщенности; dQ. = niadV — объем порового пространства эле-
мента пласта dV.
Для обычных газоносных пластов в общем случае пара-
метры т, р, Т, z и а переменные как по мощности, так и по
площади залежи.
Запасы газа определяют путем интегрирования уравнения
(IV.31) в пределах 0—Q3 и 0—V:
Qs т v
(1V.32)
J Г CT J 1 z
О О
Интегрирование по объему можно заменить интегрирова-
нием по площади F газоносной части пласта и по эффективной
толщине h пласта:
F h
Q3 = j j dFdh. (IV.33)
ст о 0
Здесь dF и dh — соответственно площадь и эффективная
толщина элемента dV газоносного пласта.
Методика определения запасов газа по формуле (IV.33) со-
стоит в следующем. Для каждой скважины сначала определяем
удельные запасы газа по формуле
h i=n
I=^^n^dh^y_PF^hl, (1V.34)
J Tz l_j TiZi
о i = i
где i — число продуктивных пропластков в скважине (i изме-
няется от 1 доп).
Удельные запасы газа, приходящиеся на каждую скважину,
наносим на карту и, соединяя линиями точки с одинаковыми
их значениями, строим карту удельных запасов газа. По этой
карте определяем площади, соответствующие каждому значе-
нию 1. Запасы газа для пласта в целом
F i—tn
Q3 = ( IdF « -Ts- У liFi, (IV.35)
Рст J Pct
0 /«1
где i — число участков, соответствующих данному значению Л
(i изменяется от 1 дот).
Часто запасы газа определяют по формуле
Qa — — -— acpmcphcpF, (IV.36)
Рст * ср^ср
в которой Рср, Тср, ctep, Шер принимают либо постоянными, либо
как среднеарифметические значения или же принимают сред-
ние значения по толщине и площади месторождения для каж-
7
195
дого параметра. В частности с помощью карт эффективных тол-
щин пласта находим
(IV.37)
Аналогично определяем тср с помощью карт т, аСР — карта
и Тер — карт Т.
F 1—п
SmdF X m'iFi
тср = —-------------—--------
F i=n
ЕF i
0 i=l
h i—n
mdh £ mi^i
, 0 i=l
m - ----------- = -----------
h i—n
\dh £ hi
0 /«=1
(IV.38)
(IV.39)
CCcp —
f a'dF
0
F
$dF
0
(IV.40)
h
[ adh
b
h
№
o
(IV.41)
F
C T'dF
b
F
^dF
0
i=n
X T'iFi
(IV.42)
h
f Tdh
T' = —--------- = Tk + T
h 2
f dh
0
(IV.43)
196
Средневзвешенное давление по объему порового простран-
ства определяют по зависимости
я
J pdQ
PcV = ------- (IV.44)
f dQ
О
Если —ha = const , то
TF
F i=n
5 pdF £ PiFi
Pep=-^--------------------- (IV.45)
S dF E Fi
0 i = l
Кроме того, Pep можно определить следующим образом. Сна-
чала для каждой скважины по удельному объему порового
пространства находят средневзвешенное давление
i=n j
Е Pimiciihi-—
Е —
f=i Tt
Далее после построения карты р' определяют средневзве-
шенное давление по объему порового пространства для всего
пласта
Е .
Рср = . (IV.47)
Из сказанного видно, что применяемый на практике объем-
ный метод подсчета запасов газа с помощью формулы (IV.36)
требует большого объема вычислений и построения значитель-
ного числа карт, необходимых для определения средних значе-
ний параметров пласта. Каждый параметр определяют раз-
дельно вместо интегрирования комплекса величин, как это сле-
дует из формул (IV.33) или (IV.34) и (IV.35).
Пример. Определить возможные ошибки при подсчете запасов газа.
Имеется пласт, состоящий из двух участков равной площади.
Случай I:
на первом участке mi = 0,2; //| = 10 м; F| = l;
па втором участке /«2 = 0,1; йг = 5 м; Г2=1-
197
При раздельном определении средних значений параметров согласно фор-
мулам вида (IV.36) и (IV.37) имеем:
_ (0,2-1) + (0,11)
"*ср —-----------------= U, lb,
1 + 1
. (Ю-1) + (5-1) .
Лер = ------------— = 7,5 м
1 + 1
«срЛср =0,15-7,5 = 1,125;
"icpAcpf = 2,25.
При подсчете по формуле вида (IV.35) получим
. ,. S(mft)tFf 0,2-101 +0,1-51
(тЛ)ср = --- 71 =----------—---------- = 1,25; (IV.48)
1 4" ‘
(mft)cpF = 2,5,
т. е. при раздельном определении средних значений параметров tnh оказалось
на 10 % меньше фактического значения.
Случай II:
на первом участке /rzi = O,I; Л, = 10 м;
на втором участке т2 = 0,2; Л2=5 м.
При раздельном определении по формулам (IV.36) и (IV.37) средних
значений параметров тСрйср= 1,125, а при совместном, т. е. по формуле
(IV.35)
. ,. 0,1.101+0,2.51 . ....
(тй)ср = -------j—1-^------- = 1, (IV.49)
т. е. по формуле (IV.36) mh на 12,5% больше фактического значения.
Таким образом, при раздельном определении средних зна-
чений параметров по формуле (IV.36) можно получить как
завышенные, так и заниженные запасы газа по сравнению с фак-
тическими.
' ' Подсчет запасов газа по падению давления.
В настоящее время весьма детально разработаны различные
способы подсчета запасов газа по падению давления.
В последние годы этот метод усовершенствовался. Были рас-
смотрены влияние коэффициента сверхсжимаемости; необходи-
мость учета температурной поправки; различные приемы опре-
деления средневзвешенного давления р по объему порового
пространства, а также различные приемы нахождения запасов
газа по падению давления для многопластовых месторождений,
в том числе и при перетоке газа из одного пласта в другой.
В общем виде уравнение материального баланса, на кото-
ром основан метод подсчета запасов по падению давления для
газовых и газоконденсатных скважин, запишем в виде
Рт^т = Рн^н (Рдоб Qn) РсТ> (IV.50)
198
где
Р = -7- S Р (Й) d(2:
О я
Р=—Р—,
zRT
рт и рн — текущая и начальная плотность газа при пластовых
давлении и температуре; йт и йи — текущий и начальный объ-
емы порового пространства; Qa06 и рст — объем и плотность до-
бытого газа, приведенные к стандартным условиям; Qn — коли-
чество перетекшего газа, приведенного к стандартным условиям
(при перетоке из других пластов берется со знаком минус,
в случае утечки — со знаком плюс).
Принимая для всего пласта средние значения параметров Т
и z и состав газа в процессе разработки постоянными (R =
= const), из формулы (IV.50) получим
Йт-^- =Qh-^------(Сдоб ± Qn) Г|^Рст , (IV.51)
гн ст
где рт и рн — текущее и начальное пластовые давления, сред-
невзвешенные по объему порового пространства, определенные
по формуле (IV.44).
Значение р можно найти также по формулам (IV.46),
(IV.47).
Если не происходит переток газа, а режим разработки га-
зовый ('Qn = 0 и QH = Пт = Й = const), уравнение (IV.51) прини-
мает вид (IV.25).
При равных по площади и толщине значениях mha/T рас-
пределение рн и рт по площади находят по картам приведен-
ных изобар p/z, затем определяют средневзвешенные значения
p/z по формуле вида (IV.51) —заменой ft, на p/z.
Обрабатывая экспериментальные данные, полученные при
эксплуатации месторождения, графическим путем в координа-
тах pT/zT и <2доб можно найти значение 1/а, как тангенс угла
наклона прямой p/z к <2ДОб-
Потенциальные начальные запасы газа определяют по фор-
муле (IV.25) при рт = 0
<?,= «—• (IV.52)
Коэффициент а по способу наименьших квадратов находим
по формуле
i=n
V, Сдоб <
а = ----. (IV.53)
np'h~ Z P'Ti
199
Извлекаемые обычным способом запасы соответствуют за-
данному давлению на устье р0:
/ S \
Л Л, и ( | /тчгглч
Уи = аП I ----—-------- I • (IV.54)
\ ZH Zk /
Извлекаемые запасы газа отличаются от потенциальных на
коэффициент газоотдачи (отношение извлекаемого количества
газа QH к общему количеству газа в пласте до начала эксплуа-
тации Q), т. е.
т|= =1- -?°-
Q Q
(IV.55)
где Qh — извлеченное количество газа; Qo — остаточный запас
газа в пласте.
Коэффициент т] зависит от остаточного давления в пласте,
режима разработки месторождения, сжимаемости пласта в про-
цессе разработки, количества выпадаемой жидкости в пласте,
поступления дополнительного количества газа или его уте-
чек и т. д.
Можно принять, что минимальное остаточное давление в пла-
сте соответствует ру = 0,103 МПа или р0= 0,103 es, где S =
= 0,03415 (УЛ/ГсрЗср).
Если коэффициент т) зависит только от остаточного давле-
ния в пласте, коэффициент газоотдачи из уравнения (IV.55) и
уравнения состояния составляет
Я=1------— —. (IV.56)
го Рн
Из формулы (IV.56) видно, что чем выше начальное давле-
ние в пласте, тем больше т). Например, при начальном давле-
нии р=1,0 МПа т) = 0,9, а при р= 10,0 МПа т] = 0,99.
Извлекаемые запасы газа при подсчете объемным методом
составят
F h
(?и = f dFdh. (IV.57)
Рст J J Tz
о о
Приведенные формулы справедливы для неизменного объ-
ема порового пространства и состава газа. При проявлении уп-
руго-водонапорного режима разработки йт будет переменной
величиной, зависящей от времени и других параметров.
По методу падения давления можно уже при отборе 5—6 %
от начальных запасов достаточно точно определить запасы газа.
Применение этого метода позволяет ускорить промышленную
разведку газовых месторождений. В связи с этим, практически
на всех месторождениях создается возможность ввода их
в опытно-промышленную эксплуатацию и определения запасов
по методу падения давления.
200
В течение опытно-промышленной эксплуатации месторожде-
ния отбирается от 5 до 10 % от первоначальных запасов газа.
В этот период уточняются запасы газа методом падения пла-
стового давления, в полном объеме должны проводиться геофи-
зические и гидродинамические и акустические исследования
скважин для уточнения геологического строения пласта, опре-
деления параметров и степени неоднородности пласта и других
исходных данных для составления проекта разработки место-
рождения с оптимальным значением газо- и компонентоотдачи.
Тогда это позволит существенно сократить сроки разведки ме-
сторождений и быстро вовлечь большие запасы газа в разра-
ботку. Примером успешной ускоренной разведки месторожде-
ния является организация опытно-промышленной эксплуатации
месторождения Ачак Туркменской ССР, расположенного вблизи
трассы магистрального газопровода Средняя Азия — Центр. На
этом месторождении менее чем через год после получения газа
из первой разведочной скважины была организована опытно-
промышленная эксплуатация с подачей газа в газопровод, что
позволило в этот период обосновать необходимые данные для
проектирования разработки и обустройства месторождения.
Разведка месторождения обычными методами, без добычи газа,
привела бы к бурению большого числа скважин и вводу место-
рождения в разработку лишь через 3—5 лет. Такой способ
ввода месторождений в разработку применяют и на других ме-
сторождениях.
Следует заметить, что организация опытно-промышленной
эксплуатации по небольшому числу разведочных скважин не
должна приводить к уменьшению геолого-промысловой инфор-
мации о пласте, которая необходима для последующих расче-
тов по определению газо- и компонентоотдачи пласта, особенно
в неоднородных коллекторах, характеризующихся избиратель-
ным продвижением воды. В этом случае объем разведочных
работ необходимо увеличить по сравнению с объемом работ на
месторождениях, разрабатываемых на газовом режиме.
Подсчет запасов газа по падению давления
в многопластовых месторождениях при газо-
вом режиме. Запасы газа многопластовых месторождений
при раздельной эксплуатации горизонтов и отсутствии перето-
ков газа можно определять отдельно для каждого горизонта по
методу падения давления, применяемому для однопластовых
месторождений.
При раздельной эксплуатации нескольких горизонтов одной
скважиной или при наличии перетока между горизонтами за-
пасы подсчитывают иным способом. Рассмотрим наиболее ха-
рактерные способы подсчета запасов газа по методу падения
давления в многопластовых месторождениях.
Подсчет запасов газа для двух пластов при
совместной их эксплуатации. В этом случае возмо-
жен переток газа из одного пласта в другой. Обозначим коли-
201
чество перетекшего газа за рассматриваемый промежуток вре-
мени через Qn. Тогда можно написать для первого пласта
-Од1 + Оп-; (IV.58)
«1
для второго пласта
Рт2 = Р*Н2--9д2 ~ °— • (IV.59)
а2
Складывая (IV.58) и (IV.59) и преобразовывая, получим
. Лр2 <?д
«1 + as--С. =----. (IV 60)
Др* Др*
, ДР*
aj + aj--J- =----L, (IV.61)
ДР2 Др2
где <2д = <2Д1 + <2д2; Лр‘ = Рн1 — Рт\’ Лрг= p«2— P*2‘- p*=p/z;p—
средневзвешенное пластовое давление.
Строя зависимость Ap2/Api от QA/Api, по отрезку, отсе-
каемому на оси ординат, находим сц и а2, как тангенсы угла
наклона прямой к оси QJ&pi-
Определив из (IV.60) и (IV.61) значения Qa/ai и аг, под-
ставляем их в уравнения (IV.58) и (IV.59), из которых нахо-
дим Qn, Qfli и Qa2. Имея конкретные значения давлений и рас-
ходов газа, коэффициенты ai и а2 можно определять по методу
наименьших квадратов.
Зная ai и а2, запасы газа в каждом горизонте находим по
формулам
Q3l = a,p‘Hf. (IV.62)
Q32 = а2Ри2. (IV.63)
Подсчет запасов газа при отборе газа из ниж-
него горизонта и одновременном перетоке
газа в верхний горизонт. Часто часть газа за счет не-
плотности цементного камня в заколонном пространстве сква-
жины и других причин перетекает в верхний горизонт. В этом
случае при подсчете запасов газов по методу падения давления
с помощью формулы (IV.25) получают заниженные резуль-
таты.
Уравнение истощения для нижнего горизонта имеет вид
р’1 = рн1---9д1 + 9п~ > (IV.64)
ai
для верхнего горизонта
рт2 = рнг+— • (IV.65)
аа
202
где Qfl. — количество добываемого газа из нижнего горизонта;
Qn — количество перетекшего газа из нижнего в верхний гори-
зонт, которое неизвестно.
Решая совместно (IV.64) и (IV.65), получим формулу для
подсчета запасов газа в этих двух горизонтах. Для этого при-
ведем формулы (IV.64) и (IV.65) к виду
а1д₽1 = <?д1 + Qa. (I V.66)
а2ЛР; = Qn, (IV.67)
где
Д₽1 = Рн!- РтР
д₽2 = Рт2 ~~ Р»2'
Вычитая (IV.67) из (IV.66), получим
— а2Лр2 = Qn^ (IV.68)
откуда, разделив на Лрь получим формулу для подсчета за-
пасов газа
Д₽2 <?д1
Др* Др* -
(IV.69)
Строя эту зависимость в координатах Лр2/Др1 и QjJ&pt,
получим график (рис. IV.3). В точке пересечения кривой 2
с осью Qa/(Pt2—Рнг) получаем аг, а с осью &р!/&р*2—аг/аь Зна-
чение ai можно определить по тангенсу угла наклона прямой 2.
Точка пересечения кривых 1 и 2 соответствует на оси ординат
ai—аг, а на оси абсцисс — единице. Если ai = a2, точка пересе-
чения кривых находится на оси абсцисс, а при az>ai—ниже ее.
Подсчет запасов газа при перетоке его в на-
чальной стадии разработки. Если вскрыты два пла-
ста, давления в которых различные, т. е. если Рпл^Рплге3, то
неизбежны перетоки газа, происходящие до момента, когда ука-
занное неравенство будет соблюдаться. Зависимость рт от QA
в этом случае будет характеризоваться кривой вида, показан-
ной на рис. IV.4. Начальный участок этой кривой соответствует
перетоку.
Запасы газа после окончания перетока можно определить
по конечному прямолинейному участку кривой. Первоначаль-
ные запасы устанавливают проведением линии, параллельной
конечному участку кривой, через ординату, соответствующую
пластовому давлению.
Аналогичный вид (см. рис. IV.4) имеет кривая зависимости
р, от QA, построенная по данным эксплуатации однопласто-
вого месторождения при неполном учете всего добываемого
газа из залежи, например вследствие аварийного фонтаниро-
вания. Кроме того, аналогичный вид зависимости ртот QA может
203
быть и при отсутствии перетока, например когда средневзве-
шенное значение рпл занижено вследствие того, что это давле-
ние не было учтено в неразрабатываемых частях залежи.
Приведенная зависимость по внешнему виду напоминает
кривую, соответствующую проявлению водонапорного режима.
Поэтому при анализе полученных кривых подобного вида сле-
дует учитывать, что проявление водонапорного режима для
Рис. IV.3. График для подсчета
запасов двух горизонтов при экс-
плуатации одного и перетока
в другой.
I — по формуле:
<?з1 _ ^з2 рт2~~рн2.
рн1~ Рт1 Рн1 рн2 рн1“ Рт1
2 — по формуле:
<?д __ Рн1 Рт1 ^з2
рт2~ рн2 рн2 рт2—рн2 ри2
Рис. IV.4. Зависимость рт* от <2д при перетоке газа в начальной стадии раз-
работки залежи
большинства месторождений начинается не в начале эксплуа-
тации, а после отбора из залежи довольно значительного коли-
чества газа.
Оценка запасов газа в трех и более пластах,
одновременно эксплуатирующихся одной или
несколькими скважинами. Задача в этом случае сво-
дится к нахождению величин си, а.2, аз и т. д.
Исходными уравнениями будут
«1ДР* = ^Д1>
а2Др2 = <?Д2‘' (IV.70)
аздР» = (?д» и т' д-:
<?д = Од! + Фд2 + ФдЗ + ' • • •
204
где
ДР* = Р*н1 - Р*1’
„ Рз1 .
а1 = —;—;
₽Н1
Д?2 = ?н2 ~~ Рт2<
п ^32
аг = -— ;
?н2
др3 = рн3 — ₽т3;
„ Озз
а3 = —-— .
РнЗ
Рис. IV.5. Схема перетока газа
при сообщении двух горизонтов
в скважине
Складывая уравнения (IV.70), получим
О1Др* + а2Др* + азд?з +.....+ апДРп = <?д- (IV.71)
Последнее уравнение можно представить в виде системы
уравнений, соответствующих разным периодам эксплуатации
/1, (г, (з и т. д.
«1(дР*)л +аг(дР2к +аз(дРз)«, (IV.72)
а1 (д₽’) I. + а2 (дРг)б + аз (дк)л = <IV '73)
«1 О’к + а2 (д Pz)t з + аз (дРзк = (IV.74)
И т. д.
Число уравнений соответствует числу неизвестных аь аг. аз
и т. д. Поэтому, решая совместно уравнения, находим их зна-
чения.
Опытная эксплуатация с перетоком газа.
В многопластовых залежах происходит гидростатическое рас-
пределение давления в нижних и верхних пластах. В этом случае,
если отсутствуют потребители газа, для подсчета запасов можно
вызвать искусственный переток из нижних пластов в верхние.
Если давление соответствует газостатическому, перетока не
будет, но по мере истощения верхних залежей его можно вы-
звать позже.
Рассмотрим методику расчета перетока при сообщении двух
горизонтов в скважине (рис. IV.5):
Р*1 = Рн1--^; <1У’75>
а1
• • Оп
РТ2 = Рн2+ (IV.76)
аа
205
Если p-ti = рт2, переток закончится.
р — —n J. _2о_.
рн1 — Рн2Т .
«1 «2
₽Н1 ~ Рц2 .
Phi р«2 ~~ <?п ( +
(IV.77)
0Ц а2
Переток между пластами при сообщении их в скважине
будет характеризоваться падением устьевого давления при от-
сутствии отбора с месторождения.
Если фонтанные трубы спущены в скважину до нижнего го-
ризонта, давления рг и рзт соответственно на буфере и в за-
трубном пространстве, определяемые по манометрам, могут раз-
различаться. При этом в случае перетока рг>Рзт. После прекра-
щения перетока рг=р3т- По разности давлений рг и рзт при из-
вестном X можно оценить дебит газа при перетоке
(в тыс. м3/сут)
pIi ~ p232^S * *
(IV.78)
Здесь
Т2 г2
0 = 1,37 10-10Х —(e2S — 1);
О*
S = 0,03415 (L1 ~ La) P ;
7 cpZcp
D3 — эффективный диаметр в м.
Уравнение притока газа из первого пласта имеет вид
Р21 - Psi = aiQ + bfi2- (IV.79)
Уравнение притока во второй пласт
p22-P22 = a2Q + i2Q2. (IV.80)
Из уравнений (IV.78), (IV.79) и (IV.80), получим
п аг + АЪ (р2, — p22e2S) — а
Q = , (IV.81)
2b
где
а = flj + aae2S; b = b\ +b2e2s+ 6.
При Pti = Phi и рт2 = Рн2 в формуле (IV.81) Q = Qmax, и тогда
в конце перетока, когда рК1 = Рк2е8 *, получим Q = 0.
206
Для оценочных расчетов на практике применяют приближен-
ный метод определения изменения дебита газа, а также давле-
ний: Pti=Pti(0 и рт2 = Ртг(0 Он заключается в следующем. По
известным начальным значениям рИ1 и рН2 с помощью формулы
(IV.81) определяем Q(. Затем задаемся временем Л, в течение
которого считаем дебит Q — const, и по формуле Qni = Qit> опре-
деляем количество перетекшего газа за это время. Далее по
формулам (IV.75) и (IV.76) находим pTi и рт2, соответствую-
щие Qni, а по формуле (IV.81) —дебит Q2. Затем задаемся но-
вым временем /2, определяем Qn2 = Q2^2, и по формулам (IV.75)
и (IV.76) для Qhi + Qh2 находим новые значения pTi и рТ2 и т. д.
до Q = 0.
Определение положения газоводяного кон-
такта (ГВК)- Газоводяной контакт представляет собой по-
верхность толщиной обычно в несколько метров. Характер этой
поверхности определяется в основном капиллярными силами.
Чем меньше диаметр поровых каналов, тем выше высота ка-
пиллярного поднятия воды, и чем выше неоднородность пере-
ходной зоны по размерам, тем больше толщина этой зоны, и
наоборот.
Если в скважине вскрыт газоводяной контакт, его положе-
ние, как правило, устанавливают на основе данных геофизиче-
ских методов. Иногда по результатам геофизических исследо-
ваний (например, при наличии трещиноватых коллекторов) нет
возможности четко интерпретировать полученные данные. Тогда
для определения положения ГВК части пласта поэтапно опро-
бывают снизу вверх. Этот способ прямой оценки положения
ГВК требует значительных затрат времени. При опробовании
водяной части пласта и создании высоких депрессий может про-
рваться газовый конус, и, наоборот, при опробовании газовой
части — образоваться водяной конус. Подтягивание газа или
воды может произойти также вследствие негерметичности це-
ментого кольца за колонной. Если при опробовании вскрыта
значительная часть пласта и получен одновременно приток газа
и воды, то применяемыми в настоящее время методами уста-
новить положение ГВК с достаточной точностью затрудни-
тельно.
Если же на месторождении имеется скважина, вскрывшая
большой интервал пласта, включающий ГВК, а при использо-
вайии обычных геофизических методов не получено положи-
тельных результатов, то для оценки положения ГВК можно ис-
пользовать следующие способы.
1. Акустические исследования в работающей скважине с по-
мощью глубинного шумомера в зоне вскрытого интервала. Ана-
лиз общей и линейной интенсивности изменения шума позволят
оценить положение ГВК-
2. Термокаротаж последовательно в работающей и останов-
ленной скважинах и сопоставление полученных термограмм. От-
рицательная аномалия температурной кривой, полученной при
207
работе скважины в зоне вскрытого интервала, характеризует
газоносную часть пласта, а зоны повышения температуры со-
ответствуют водоносной части пласта.
3. Измерение давлений в работающей скважине при по-
мощи дифференциальных манометров. Положение ГВК опреде-
ляют по точке перегиба кривой изменения давления по глу-
бине.
4. Перфорация под давлением в предварительно осушенной
скважине со вскрытием вначале верхней газоносной части пла-
ста и затем нижней водоносной его части.
Чтобы избежать погрешности в определении положения ГВК
вследствие образования конуса воды при исследовании сква-
жины на одном режиме ее работы, необходимо выбрать мини-
мально возможный дебит.
Проведение указанных исследований при различных режи-
мах работы скважины позволит точнее определить положение
ГВК, так как при этом можно установить характер искривле-
ния контакта вблизи ствола скважины в зависимости от дебита
газа и жидкости или депрессии на пласт и тем самым устано-
вить возможную ошибку в его определении предполагаемыми
методами. При последующей экстраполяции кривой, характе-
ризующей зависимость положения ГВК от депрессии, до пере-
сечения с линией нулевой депрессии, определяют истинное по-
ложение ГВК.
Таким образом, применение указанных методов наряду с оп-
ределением положения ГВК в статическом состоянии позволяет
также исследовать условия образования конусов газа или жид-
кости. Для получения более полных и достоверных данных из-
мерения на каждом из режимов следует проводить после ста-
билизации давлений и дебитов с одновременным исследова-
нием скважины методом установившихся отборов с регистра-
цией изменения давлений и дебитов газа и жидкости во вре-
мени.
Гидростатический метод определения ГВК
1. Если на месторождении пробурена одна или несколько
скважин, не дошедших до водяной части пласта, можно при-
менить следующий приближенный метод определения положе-
ния ГВК. Принимая давление на контакте газ — вода равным
гидростатическому для газовой и водяной частей залежи,
имеем
Рк — Рвйбк;
Рк — Ру£
Приравнивая два этих уравнения, получим
0,03415 PLK-
pBgLK = руе ГсРгсР, (IV.82)
затем методом подбора находим LK.
208
Уравнение (IV.82) можно решить и без подбора LK, для чего
следует es разложить в ряд
= Ру (1 + S^Lk),
где S. = 0,03415 р - •
' ер2Гр
Преобразовывая последнее выражение и решая его относи-
тельно LK, получим
LK= -------------------------- (IV.83)
Peg — РуО,03415 —2--
* ср^ср
Здесь LK — глубина скважины до ВНК, м; ру— давление на
устье, МПа; рв — плотность жидкости, кг/м3; g — ускорение
свободного падения; р—относительная плотность газа; Тср—
средняя температура по стволу газовой скважины, К; zcp —
средний коэффициент сверхсжимаемости газа при рср и Тср.
2. В. П. Савченко предложил метод установления ГВК без
специального бурения скважин в зоне контакта газ — вода при
наличии на месторождении двух и более скважин, отдельно
вскрывших водяную и газовую части пласта, или одной сква-
жины, в которой была испытана сначала водяная, а затем га-
зовая часть пласта (рис. IV.6).
Для газовой скважины А можем записать
Рк — РплА + pAlg-
Для водяной скважины 5 можем записать
Рк = РпЛ£ - Psgli-
Кроме того, имеем следующее: 1=1{ + 12.
Решая совместно эти три уравнения относительно h, имеем
> РплЛ—РплБ + Ipsg ....
<1 = ------------------, (IV. 84)
g (Рв — Рг)
где рпл а и рПлБ в Па; 1\ и I в м; рв и рг в кг/м3; g в м/с2.
3. Для нахождения угла наклона газоводяного контакта
(рис. IV.7) определяем пластовые давления рВ{ и рВ2, приведен-
ные к плоскости I—I, и пересчитываем их для плоскости II—II,
на которой давления в скважинах и В2 составили
РВ1 — PegM = РБ2 — Mprg>
PBi — рва = (Рв — Рг) gM
или
М = . PBi ~ , (IV-85)
g (Рв — Рг)
209
где Д/— разность высотного положения газоводяного контакта
на протяжении участка газовой залежи между скважинами
и Z?2-
Формулы (IV.84) и (IV.85) справедливы для случая, когда
изменением рв и рг по глубине от точек рА и рв до газоводя-
ного контакта можно пренебречь. Если же значения I, Ц и Д/
значительные, при определении ГВК необходимо учитывать из-
менения с глубиной значений рв и рг.
Рис. IV.6. Схема газовой залежи с горизонтальным контактом газ — вода
Рис. IV.7. Схема газовой залежи с наклонным контактом газ—вода
Более точно положение контакта газ — вода можно опреде-
лить по формуле
Рплде TcpZcp =РплВ-Рв£(/-М- (IV.86)
Методика расчета /[ по формуле (IV.86) состоит в следую-
щем. Подставляя все известные величины и задаваясь 1\<1, пу-
тем последовательных приближений находим такое значение 1\,
при котором равенство (IV.86) будет соблюдаться. Это значе-
ние и будет отвечать истинному расстоянию по вертикали до
контакта.
Разлагая в ряд левую часть формулы (IV.86) и ограничи-
ваясь первыми двумя членами ряда, получим
i РплА —РплБ Ч* Psgl ....
11 = -----------—-------- (1V. о /)
(М —0,03415 РРплЛ
Г™?™
Угол наклона ГВК можно определить методом подбора Д/
с помощью уравнения для наклонного контакта
Рщ-Рв?Д/= Рв* . (IV.88)
eS,AZ
где
Si = 0,03415-2--.
Тплгпл
210
Разлагая eS|AZ в ряд по формуле (IV.88) и ограничиваясь
первыми двумя членами ряда, получим однозначное решение:
РВ1 — PegM =
Рв2
1 + S,M
откуда
д/= V(Pag — РВ1-$1)2 — PsgSi (Рва — PBl) — Peg + PBlSi
2pegSl
Определив Д/, находим коэффициент а, соответствующий
тангенсу угла наклона контакта к горизонтали: а = \11х, где х—
расстояние между скважинами по горизонтали.
При определении положения ГВК, когда скважины распо-
ложены на значительном расстоянии от газовой залежи, сле-
дует учитывать направление движения вод от области питания
до области разгрузки и потери пьезометрического напора на
расстоянии от данной законтурной скважины до газовой за-
лежи.
Пример. С глубины 1350 м получен приток воды плотностью рв =
= 1050 кг/м3; статический уровень, считая от устья, равен 335 м.
В процессе опробования этой скважины с глубины 1000 м получен при-
ток газа при абсолютном пластовом давлении 10 МПа и пластовой темпе-
ратуре 45 °C. Относительная плотность газа по воздуху р = 0,6.
Все глубины вычислены от абсолютной отметки уровня моря.
Требуется определить высотное положение газоводяного контакта.
Вначале найдем плотность газа при абсолютном давлении 10,0 МПа,
температуре 45 °C и коэффициенте сверхсжимаемости гпл=0,87 (см.
рис. 1.2):
1.293 273 рра _ 3485 0.610
0,1013 Тпл2пл 318-0,87
= 73 кг/м3.
Абсолютное давление на забое водяной скважины (условно принимаем,
что плотность воды в пласте и стволе одинакова)
9,81 (1350 - 335) 1050 , . ,п « мгг
рд = ----------5----------------------1-0,1013 — 10,55 МПа.
10»
Расстояние по вертикали между отметками притока газа и воды 1=
= 1350—1000=350 м.
Для определения h воспользуемся формулой (IV.84)
(10 + 350-0,0103— 10,55) 10»
(1050 — 74) 9,81
= 320 м.
Таким образом, контакт газ — вода находится на глубине 1300 м, счи-
тая от абсолютной отметки.
211
§ 4. СХЕМЫ СБОРА И ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО
ТРАНСПОРТА ГАЗА И КОНДЕНСАТА
Схемы сбора газа
Выбор схемы сбора газа зависит от площади и конфигурации
месторождения, числа продуктивных пластов и их характери-
стики, рабочих дебитов скважин, давления на устье, состава
газа, наличия в нем конденсата и неуглеводородных примесей
(сероводорода, углекислоты, органических кислот), числа сква-
жин и их размещения на месторождении, а также от принятой
технологии обработки газа.
Обустройство промысла проектируют по известным данным:
составу газа, расположению скважин на газоносной площади,
фактическим дебитам пробуренных и дебитам проектных сква-
жин. Довольно часто, особенно в проектах опытной эксплуата-
ции, дебиты скважин по всей газоносной площади по резуль-
татам испытаний разведочных скважин принимают одинако-
выми. Так как достоверных данных недостаточно, то расчеты
следует проводить с некоторым запасом. Диаметры шлейфов и
коллекторов, а также конфигурацию промысловой схемы сбора
газа выбирают исходя из оптимального сочетания металловло-
жений и гидравлических потерь.
На ранних этапах развития газовой промышленности при-
меняли следующие схемы внутрипромыслового сбора газа
(рис. IV.8). При этом каждая скважина имела свой комплекс
сооружений, предназначенных для очистки газа от механиче-
ских примесей, жидкости и предотвращения образования гидра-
тов (сепараторы, конденсатосборники, установки для подачи
метанола и т. д.). От этих прискважинных сооружений газ по
шлейфам поступал в общий газосборный коллектор и далее
через один или несколько промысловых газораспределительных
пунктов — в магистральный газопровод. При содержании в газе
конденсата от прискважинных сооружений параллельно газо-
сборным сетям прокладывали конденсатопроводы. Линейную
схему использовали при разработке вытянутых газоносных пло-
щадей с небольшим числом (2—3) рядов скважин, лучевую —
при значительном числе скважин, размещенных на большой
площади, кольцевую (газосборный коллектор огибает газонос-
ную площадь и замыкается) — в тех же случаях, что и лу-
чевую.
Описанные схемы имеют ряд существенных недостатков:
а) большое число оборудования и аппаратов, рассредоточенных
по всему промыслу; б) каждая скважина, являющаяся само-
стоятельным пунктом замера и очистки газа, требует постоян-
ного и высококвалифицированного обслуживания; в) суще-
ственные суммарные потери газа по промыслу; г) осложняется
система водо-, теплоснабжения, доставки реагентов, что приво-
дит к значительному перерасходу последних; д) несовершен-
ство с точки зрения техники безопасности и соблюдения проти
212
вопожарных мер; е) рассредоточенность строительных объ-
ектов.
Групповая система сбора (рис. 1V.9) позволяет учитывать
количество газа и степень его обработки на газосборных пунк-
тах и установках комплексной подготовки газа, размещенных
в центре группы скважин. При этом значительно улучшилось
обслуживание оборудования, а число персонала сократилось
Рис. IV.8. Схема внутрипромыслового сбора газа:
а —линейная; б —лучевая; в —кольцевая: / — сква-
жина; 2 — газосборный пункт
Рис. IV.9. Групповая схема промыслового сбора
газа и конденсата.
/ — скважина. 2 — шлейф, 3 — газосборный коллектор.
4— конденсатосборный коллектор; ГСП — газосборный
пункт; ГС — головные сооружения
в 3—6 раз. Газосборные пункты подключены к общепромысло-
вому коллектору, и газ по нему поступает на промысловый га-
зосборный пункт или на головные сооружения, которые в зави-
симости от направления потока газа к потребителю иногда со-
вмещаются с одним из газосборных пунктов.
Число газосборных пунктов на месторождении зависит от
размеров газоносной площади и может колебаться в широких
пределах — от 2—4 до 25. При большом числе газосборных
пунктов число общепромысловых газосборных коллекторов
может быть больше одного. В этом случае коллекторы сходятся
в виде лучей в одном пункте — на промысловом газосборном
пункте или головных сооружениях. Если поток газа к потреби-
телям распределяется по противоположным направлениям, то
213
число головных сооружений может соответствовать числу на-
правлений. Число скважин, подключаемых к газосборному пун-
кту, зависит от схемы размещения скважин и от их дебитов,
Как правило, это число не превышает 10—12.
При промысловом обустройстве возможны две системы
сбора газа и конденсата: децентрализованная и централизо-
ванная.
Если окончательная подготовка газа происходит на газо-
сборных пунктах, система называется децентрализованной.
В этом случае газосборный пункт представляет собой комплекс
сооружений законченного цикла промысловой обработки газа
и углеводородного конденсата, включая вспомогательные объ-
екты.
При централизованной системе на газосборных пунктах осу-
ществляются лишь сбор и первичная сепарация газа. Подго-
товку его, а также углеводородного конденсата к дальнейшему
транспорту производят на головных сооружениях. На чисто га-
зовых месторождениях, как правило, применяют централизо-
ванную систему.
Децентрализованную систему используют для высокопродук-
тивных скважин (1,5—2 млн. м3/сут) или когда транспорт не-
обработанного газа затруднен (образуются гидраты, выпадает
конденсат и т. д.).
На газоконденсатных месторождениях в тех случаях, когда
производительность газосборных пунктов составляет более 10—
15 млн. м3/сут, используют децентрализованную систему сбора.
В остальных случаях на газоконденсатных месторождениях
целесообразно применять централизованную систему сбора и
промысловой обработки газа с полным циклом подготовки его
к дальнему транспорту на головных сооружениях.
Для выбора системы обработки газа выполняют технико-
экономические расчеты различных вариантов схем. Если пока-
затели расчетов равноценны, то предпочитается централизован-
ная система.
Расчет газосборных систем
В предыдущем разделе были рассмотрены схемы сбора газа на
промысле. Рассмотрим методику численной оценки возможных
вариантов выбранной газосборной системы. Для этого находят
оптимальное решение, которое определяется минимумом приве-
денных затрат.
В общем случае методика решения состоит в следующем.
Приведенные затраты S выражаются как функция диаметра D,
и длины отдельных участков /, сети:
N
S = £ (а + bD”) lit (IV.89)
(=1
где а и b — постоянные коэффициенты.
214
Уравнение (IV.89) учитывается с уравнением движения газа,
приведенном к виду
_M_ = Si^LL,
Z; ‘ О?-"*
где /1 — длина участка;
42~тЛг/?7’ц'п
.5—т
(IV.90)
8г =
n2-mgi-m
ц — динамическая вязкость газа; z, R, Т — соответственно
коэффициенты сверхсжимаемости, газовая постоянная и сред-
няя температура газа; G — весовой расход газа на i-м участке.
Длина участка
= V (-Ч+1 — Xi)2 + (У1+! — у)2,
&Р( = р]+1 - Р2(-
Для ламинарного режима т=1; А —64; для зоны гладко-
стенного сопротивления т = 0,25; А =0,3164; для зоны квадра-
тичного сопротивления щ = 0; А = к.
Совместным решением уравнений (IV.89) и (IV.90) находят
функцию приведенных затрат;
S = S (хь yh р^. (IV.91)
Оптимальные значения координат узлов разветвления, дав-
ления в
вующие
системы
dS
dxi
них или координаты газосборного пункта, соответст-
минимуму приведенных затрат, определяют решением
уравнений
dS dS =0
dyi dpt
(IV.92)
В итоге решения задачи об оптимальной системе газосбора
чаще всего строят график зависимости приведенных затрат от
длины шлейфов I или давления газосбора р при различных
диаметрах газосборных сетей D.
Если по трубам транспортируются двухфазные смеси (газ +
+ жидкость), необходимо применять уравнение весового рас-
хода газа и вводить соответствующие поправки, учитывающие
влияние жидкости на снижение пропускной способности газо-
провода.
Если в потоке газа содержится небольшое количество жидко-
сти (до 40 см3/м3), в расчетную формулу пропускной способ-
ности газопровода вводится поправочный коэффициент Е, учи-
тывающий влияние жидкости на снижение пропускной способ-
ности:
/ (pl-p^D5
Q = 103,15 • 104£ I/ -А2!-.
V ЪргТЬ
(IV.93)
215
Здесь рп и рк — соответственно начальное и конечное абсо-
лютные давления газа в газопроводе, МПа; D — диаметр газо-
провода, м; Я,— коэффициент гидравлического сопротивления;
р — относительная (по воздуху) плотность газа; Т — темпера-
тура газа, К; L— длина газопровода, км.
Для гидравлического расчета горизонтальных газопрово-
дов при скорости газа более 15 м/с поправочный коэффициент
Е можно определить по графику (рис. IV. 10).
При скорости газа менее 15 м/с и возможном скоплении
жидкости в пониженных местах газопровода поправочный ко-
эффициент Ь, вводимый
в формулу пропускной способ-
ности газопровода, рекоменду-
ется определять из соотноше-
ния
Z д-0.32 \-1
Е --= I 1,06 — 0,233 —-- ] ,
\ w J
(IV.94)
где К — содержание жидкости
в газовом потоке, л на
1000 м3, w — скорость газа
в газопроводе, м3/с.
Если в транспортируемом
Рис. IV.10. График для определения
поправочного коэффициента Е
газе содержится известное количество жидкости, пропускную
способность газопровода можно также определить при замене
X = A,(Re) на /.см с использованием обычно применяемой для
гидравлических расчетов газопроводов формулы
(р2-р2)О5
Q = 103,15-104 -Е-2---------
ХсмргТ L
(IV.95)
Коэффициент гидравлического сопротивления ?,см при дви-
жении по газопроводу газожидкостного потока можно опреде-
лить с помощью многопараметрической функции
^CM=X(Re, е)ф(Р, Fr,'Jl),
(IV.96)
где X(Re, е) —коэффициент гидравлического сопротивления при
движении потока; Re — число Рейнольдса; в — относительная
шероховатость; ф(р, Fr, ц)—поправочный коэффициент; р =
Wr
=-------------расходное содержание газа; wr, — приведен-
ие +
ные (к полному сечению газопровода) скорости газа и жидко-
сти, м/с; Fr — критерий Фруда смеси;
= (шг 4- а/ж)2 .
gD
216
g — ускорение свободного падения (g = 9,81 м/с2); D — диа-
метр газопровода, м; у. = у.г/ц>к — отношение вязкостей газа
к жидкости.
Для жидкостей вязкостью не более 2 мПа-с предложена
номограмма (рис. IV.11), с помощью которой можно опреде-
лить поправочный коэффициент Y через величины р и Fr.
Последовательность операций при определении ?.см такова.
Сначала определяют X = X(Re) по соответствующим форму-
Рис. lV.lt. Номограмма для определе-
ния поправочного коэффициента.
Критерий Фруда Fr; / — 1; 2 — 2; 3 — 3; 4 —
лам или графикам для движения сухого газа. Затем вычисляют
расходное газосодержание
₽= _________
Шг + Шж
и критерий Фруда смеси
„ _ (шг + к>ж)2
после чего находят отношение вязкости жидкости к вязкости
газа рж/цг. По графику на рис. IV.11 определяют ф, а затем
Х = 7.ф.
§ 5. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений
показывает, что дебит отдельных скважин можно в значитель-
ной мере увеличить за счет как интенсификации притока газа,
так и улучшения техники и технологии вскрытия пласта и усо-
вершенствования оборудования, используемого при эксплуа-
тации скважин.
Для интенсификации притока газа к забою скважин при-
меняют следующие способы:
гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные ва-
рианты, многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на со-
лянокислотной основе и т. д.;
солянокислотную обработку (СКО) и ее варианты — масси-
рованную, поэтапную, направленную;
217
г„™дРопескостРУ^нУю перфорацию и сочетание ее с ГРП и
Для вскрытия продуктивных пластов, а также совершенст-
вования процесса освоения скважин проводят следующие ме-
роприятия:
перфорацию под давлением в газовой среде;
увеличение диаметра забоя скважин;
бурение горизонтальных скважин с кустовыми забоями;
применение безглинистых растворов при вскрытии продук-
тивной толщи;
вскрытие продуктивных пластов с продувкой забоя газом
или воздухом;
приобщение продуктивных пластов без глушения скважины.
К усовершенствованию техники эксплуатации газовых сква-
) жин относятся:
раздельная эксплуатация двух объектов одной скважиной;
эжекция низконапорного газа высоконапорным;
применение плунжерного лифта для удаления с забоя воды;
подача на забой поверхностно-активных веществ для удале-
ния поступающей из пласта воды и механических примесей;
усовершенствование конструкции подземного оборудования
в скважинах и установка в них разгрузочных якорей, пакеров,
глубинных клапанов для ввода ингибитора в фонтанные трубы,
комбинирования труб разного диаметра и т. д.
Методы интенсификации не рекомендуется проводить
в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами;
с колоннами некачественно зацементированными; в обводнив-
шихся скважинах или в тех, которые могут обводниться после
проведения в них работ по интенсификации и в приконтурных
скважинах.
Работы по интенсификации газовых скважин начинают про-
водить в период разведки при опробовании перспективных го-
ризонтов с целью определения их промышленной продуктив-
ности и промышленной разработки.
) Гидравлический разрыв пласта
При выборе пласта для проведения гидроразрыва необходимо
располагать комплексом данных промыслово-геофизических ис-
следований скважин; дебитограмм (или шумограмм), данных
о коллекторских свойствах пластов (проницаемости, пористо-
сти, состава глинистого материала и цемента).
Кроме того, необходимо знать: толщину пласта-коллектора;
расстояние от скважины до контура газоносности и расстояние
от нижних перфорационных отверстий до газоводяного кон-
такта (ГВК); пластовое давление и остаточные запасы
газа.
Гидравлический разрыв проводят в крепких малопроницае-
мых и плотных трещиноватых песчаниках, плотных трещино-
218
ватых известняках или доломитах, переслаивающихся песчано-
глинистых или карбонатно-глинистых породах и т. д.
Наиболее благоприятными объектами являются продуктив-
ные пласты, находящиеся в начальной стадии разработки, ха-
рактеризующиеся низкой проницаемостью (менее 0,1 мкм2) и
высоким пластовым давлением, близким к начальному.
Гидроразрыв можно проводить в любых скважинах, если
залежь работает при газовом режиме. Если же по залежи от-
мечается движение контакта газ — вода, то во всех скважинах
Рис. IV. 12. Головка для гидроразрыва
пласта
Рис. IV.13. Промывочная муфта
крайнего ряда гидроразрыв пласта производить не рекоменду-
ется.
На залежах водоплавающего типа при выборе скважины
для гидроразрыва следует учитывать расстояние до ГВК. Рас-
стояние от трещины гидроразрыва до ГВК на каждом место-
рождении определяют по опытным данным одной из наблюда-
тельных или разведочных скважин. Если дебит скважины
вначале был высокий, а на протяжении короткого времени экс-
плуатации снизился, то гидроразрыв можно повторить, приуро-
чив его к более высокорасположенному пропластку.
Устья эксплуатационных газовых скважин оборудуют стан-
дартной фонтанной арматурой, рассчитанной на давление, пре-
вышающее на 25 % соответствующее статическое давление.
Для проведения ГРП применяют специальную устьевую ар-
матуру типа АУ-5 или специальные головки. Схема такой го-
ловки показана на рис. IV.12.
Для проведения гидроразрывов насосно-компрессорные
трубы устанавливают на 1—2 м под нижними перфорацион-
ными отверстиями. Осуществлять ГРП в газовой скважине без
насосно-компрессорных труб не рекомендуется.
При многократном гидроразрыве способом снизу — вверх
на насосно-компрессорных трубах спускают пакер со шлипсо-
219
вым упором, причем в скважины глубиной более 1000 м шлип-
совый пакер спускают вместе с гидравлическим якорем.
При многократном или однократном гидроразрыве в глубо-
ких скважинах (более 3500—4000 м), где нельзя применять па-
керы с резиновыми элементами при высоких пластовых темпе-
ратурах (свыше 150 °C), используют песочные пакеры. Во из-
бежание прихвата резиновых элементов пакеров во время
работы непосредственно над ними устанавливают промывочную
муфту (рис. IV. 13).
Рабочие жидкости, используемые при гидроразрыве
Для успешного проведения гидроразрыва пластов, содержащих
газ, жидкости гидроразрыва и жидкости-песконосители должны
обладать высокой временной вязкостью (исходная или началь-
ная вязкость должна быть порядка 100 мПа-c) и легко уда-
ляться из пласта. На скважинах должны быть заготовлены
жидкости четырех видов.
1. Жидкость для глушения скважины перед гидроразрывом,
количество ее — 2—2,5 объема скважины.
2. Жидкость гидроразрыва, количество которой для одно-
кратной операции равно объему насосно-компрессорных труб
плюс 5—10 м3 жидкости, идущей на определение коэффициента
приемистости и раскрытие трещины в пласте. При многократ-
ном гидроразрыве указанный объем жидкости увеличивается
(учитывают число планируемых операций).
3. Жидкость-песконоситель в зависимости от ее вязкости
или удерживающей способности песка для однократного гидро-
разрыва в объеме 20—50 м3. Оптимальную концентрацию песка
в жидкости для каждого конкретного месторождения опреде-
ляют опытным путем.
4. Жидкость для промывки скважин, заготовляемая в коли-
честве, равном 1,5 объема скважины.
Перед началом работ по гидроразрыву в скважину рекомен-
дуется закачивать меловые растворы или растворы хлористого
кальция, или хлористого натрия. Если пластовое давление ниже
гидростатического, применяют водоконденсатные, водо-кероси-
новые эмульсии, а также водные или керосиновые (конденсат-
ные) растворы поверхностно-активных веществ с добавками по-
низителей фильтрации —- мела, КМЦ и др.
КМЦ— одно из соединений целлюлозы, получаемое в ре-
зультате взаимодействия целлюлозы с монохлоруксусной кис-
лотой в среде спиртового раствора щелочи. Наибольшее прак-
тическое значение имеют водорастворимые препараты КМЦ,
т. е. ее соли аммония и щелочных металлов. Применяют эту
добавку в виде порошка как загуститель водных растворов для
получения продавочных жидкостей и жидкостей-песконосителей.
Сухой препарат КМЦ заливают потребным количеством
пресной теплой воды, смесь перемешивают в течение 15—20 мпн
220
и оставляют на 1—2 сут. С течением времени вязкость водных
растворов КМЦ повышается. При подкислении водных раство-
ров КМЦ соляной кислотой вязкость снижается, однако в мень-
шей степени, чем при непосредственном растворении КМЦ
в этой кислоте.
Для получения солянокислотных растворов сначала готовят
концентрат КМЦ: 200 кг сухого препарата КМЦ заливают
Таблица IV.3. Составные части раствора КМЦ
Компонент Содержание соляной кислоты в растворе, °о
10 8 6 4 2
%-ный раствор КМЦ \
Концентрат КМЦ, кг 60 60 60 60 60 '
Вода, л 660 718 773 829 884
Концентрированная соля-
ная кислота:
кг 280 222 167 111 56
л 235 188 141 94 47
2 %-нын раствор КМЦ
Концентрат КМЦ, кг 120 120 120 120 120
Вода, л 600 658 713 769 823
Концентрированная соля-
ная кислота:
кг 280 222 167 111 56
л 235 188 141 94 47
3 %-нын раствор КМЦ
Концентрат КМЦ, кг 180 180 180 180 180
Вода, л 540 598 653 709 764
Концентрированная соля-
ная кислота:
кг 280 222 167 111 56
л 235 188 141 94 47
4 %-нын раствор КМЦ
Концентрат КМЦ, кг 240 240 240 240 240
Вода, л 480 538 593 649 704
Концентрированная соля-
ная кислота:
кг 280 222 167 111 56
л 235 188 141 94 47
1 м3 пресной воды; смесь перемешивают и оставляют на 1 —
2 сут. В результате получают однородную массу желеобразной
консистенции. Затем взвешивают требуемое количество концент-
рата (табл. IV.3), заливают водой и смесь перемешивают в ме-
шалке. Когда в растворе не останется комков КМЦ, добавляют
требуемое количество соляной кислоты и вновь перемешивают
смесь. Вязкость таких растворов для различных концентраций
КМЦ и НО можно определить по рис. IV.14 и IV.15. Следует
221
учитывать, что вязкость раствора КМЦ в большой степени за-
висит от интенсивности перемешивания. С течением времени
вязкость водных растворов КМЦ повышается, а солянокислот-
ных — падает.
Для упрощения технологии проведения операций и удешев-
ления работ в качестве жидкости разрыва и жидкости-песко-
носителя во многих случаях можно применять одну и ту же
жидкость. При проведении гидроразрыва пласта в крепких по-
Рис. IV. 14. Изменение вязкости т|
соляной кислоты при добавлении
в нее КМЦ.
/ — водный раствор; содержание НС1 в %:
2 — 2; 3 — 4; 4 — 6; 5 — 8; 6—10
Рис. IV. 15. Изменение вязкости рас-
твора КМЦ при добавлении к нему
соляной кислоты.
Содержание КМЦ в %: 1 — 4; 2 — 3; 3 —
2; 4—1
родах, нерастворимых в соляной кислоте, в качестве таких
жидкостей используют гидрофильную и гидрофобную конденса-
то-кислотную, керосино-кислотную, водо-конденсатную или во-
до-керосиновую эмульсии. В породах с низкой прочностью или
в тех случаях, когда нет возможности приготовить эмульсию
с необходимыми свойствами, применяют пластовую воду, сла-
бый раствор соляной кислоты (1,5—2%), керосин, конденсат,
воду, загущенную КМЦ, каробозолином или стеароксом 6, рас-
творы хлористого кальция и т. п.
Если для освоения скважины применяют меловой раствор,
сначала ее промывают технической водой, а затем проводят
солянокислотную обработку. Соляную кислоту 10—12%-ной
концентрации закачивают в объемах, равных объемам мелового
раствора, поглощенного пластом. Время реакции кислоты дол-
жно быть в пределах 1,5—3 ч.
При гидроразрыве в карбонатных породах используют ста-
бильные гидрофобные углеводородно-кислотные эмульсии.
222
Наземное оборудование при проведении ГРП
Устье скважины оборудуют вышкой с подъемником.
Рабочую жидкость и песок в пласт закачивают с помощью
насосных агрегатов типа 2АН-500, 4АН-700 (не менее четырех).
Для подачи песка в жидкость-песконоситель используют один
или два пескосмесительных агрегата типа ЭПЛ.
Агрегаты для нагнетания жидкостей подсоединяют к устью
через смесительное устройство, входящее в комплект устьевого
Рис. IV.16. Обвязка оборудования устья скважины для проведения ГРП.
1 — агрегат 2АН-500; 2 — пескосмеситель ЭПА; 3 — автоцистерна 4ЦР; 4 — агрегат
ЗЦА-400; 5 — емкость
оборудования. Каждый агрегат подключают к устройству через
линию, на которой монтируют обратный клапан, позволяющий
продолжать закачку жидкости в случае выхода из строя какого-
либо из агрегатов.
Для подачи жидкости к пескосмесителю типа ЗПА преду-
смотрены не менее двух агрегатов ЦА-320 или ЦА-150 или
какие-либо другие передвижные насосные агрегаты низкого
давления (один вспомогательный агрегат на два закачива-
ющих в скважину). Материал для закрепления трещин после
гидроразрыва загружают в бункер пескосмесителя, который
может транспортировать с базы на скважину до 10 т песка.
Рабочие жидкости для гидроразрыва заготавливают в ем-
костях, располагаемых у устья. Общий объем емкостей опреде-
223
ляют по потребности в жидкостях, рассчитанных на глушение
скважины и ее промывку перед началом работ, проведение
разрыва, закачку песка, продавку его в пласт и промывку
скважины после окончания работ. Кроме того, добавляют воду
в количестве 1,5 объема скважины для освоения ее после ГРП
и меловой раствор для глушения скважины в случае аварии.
Каждая из жидкостей размещается в отдельных емкостях.
В схеме обвязки оборудования для проведения гидроразрыва,
приведенной на рис. IV.16, автоцистерны типа 4ЦР выполняют
роль аварийных емкостей с запасом рабочей жидкости на тот
случай, если подающие агрегаты выйдут из строя и потребуется
их замена в процессе работ. В этом качестве две автоцистерны
подключают непосредственно к смесительному бачку.
Для освоения скважины после окончания работ по гидрораз-
рыву используют передвижные компрессорные установки (на-
пример, У КП-80), компрессор которых развивает давление
до 8 МПа и способен снизить уровень жидкости в затрубном
пространстве на 700—800 м.
Процесс гидроразрыва пласта осуществляется следующим
образом (см. рис. IV.16). Рабочая жидкость из емкостей за-
бирается подающими агрегатами и через выкидные линии на-
сосов ЦА-320 подается в бачок пескосмесителя ЗПА. К другому
приему пескосмесителя подключается линия от аварийных ци-
стерн 4ЦР. Из бачка жидкость с песком или без него с помо-
щью центробежного насоса, установленного на пескосмеситель-
ном агрегате, подается под давлением 0,3—0,4 МПа на приемы
насосов закачивающих агрегатов, откуда через выкидные линии
высокого давления поступает в смеситель АУ-5. Из этого сме-
сителя жидкость по одной или двум линиям высокого давления
через устьевую арматуру поступает в насосно-компрессорные
трубы.
Способы гидроразрыва пласта и технология их проведения
Перед проведением ГРП необходимо исследовать скважину.
После обвязки оборудования определяют приемистость. Для
этого с помощью одного, а затем всех агрегатов закачивают
жидкость до стабилизации давления.
Коэффициент приемистости К определяют по формуле
„ У1440
л = --------
ip
(IV.97)
где V — объем закачанной жидкости, м3; t — время закачки,
мин; р — давление закачки, МПа.
Изменение коэффициента приемистости при закачке жид-
кости всеми агрегатами по сравнению со значением, получае-
мым при закачке одним агрегатом, свидетельствует о раскры-
тии одной или нескольких трещин в пласте.
224
При необходимости проведения многократного разрыва
пласта после первого разрыва закупоривают образовавшиеся
трещины либо легки извлекаемыми материалами, либо песком.
Жидкость с песком нагнетают только при получении существен-
ного повышения коэффициента приемистости (на основании
опытных данных) не менее чем в 1,5 раза, свидетельствующего
о раскрытии трещин.
Вначале содержание песка в жидкости незначительно. При
отсутствии каких-либо осложнений в работе наземного оборудо-
вания концентрацию песка увеличивают до расчетной (в преде-
лах 100—350 г на 1 л жидкости). Если в качестве жидкости-
песконосителя используют маловязкую жидкость, закачку и
продавцу ее в трещину следует проводить с максимально воз-
можной скоростью. При этом для более точного регулирования
концентрации песка один из агрегатов подает чистую жидкость
для предотвращения образования песчаной пробки на забое
скважины. После закачки жидкости-песконосителя в трещину
агрегаты останавливают. Со снижением давления на устье
до нуля ствол промывают для удаления остатков песка с забоя
и из насосно-компрессорных труб.
После проведения ГРП скважину плавно осваивают, проду-
вают до выхода сухого газа и исследуют. Из сравнения данных
исследований до и после ГРП определяют его эффективность:
экономическую и гидродинамическую.
На разрабатываемых месторождениях экономическая эффек-
тивность определяется затратами на проведение ГРП и коли-
чеством газа, дополнительно добытого за счет проведения
гидроразрыва. По этим двум показателям определяют третий
показатель — себестоимость дополнительно добытого газа.
В этом случае экономическая эффективность ГРП тем выше,
чем меньше себестоимость дополнительного газа по сравнению
с плановой.
В другом случае, когда целью ГРП является снижение ра-
бочих депрессий скважин, экономическая эффективность выте-
кает из продления срока бескомпрессорной эксплуатации место-
рождения. Экономическая эффективность тем выше, чем на
больший отрезок времени отодвинут срок ввода головной ком-
прессорной станции.
На месторождениях, подлежащих вводу в эксплуатацию,
экономическая эффективность ГРП определяется тем числом
эксплуатационных скважин, которое может быть сэкономлено
за счет его внедрения. Количественно экономическая эффектив-
ность в данном случае определяется разницей затрат на про-
ведение ГРП и затрат на бурение дополнительных скважин.
Гидродинамическая эффективность определяется изменением
коэффициентов а и b в уравнении притока газа (Ш.З). Умень-
шение коэффициента а — показатель увеличения проницаемости
призабойной зоны пласта.
8
Зака < № 317
225
Солянокислотная обработка газовых скважин
Солянокислотная обработка скважин основана на способности
кислот вступать в реакцию с карбонатными породами (изве-
стняками и доломитами), что приводит к очистке и расширению
их пористых каналов, увеличению проницаемости и, как следст-
вие, к повышению производительности скважин. Химические
реакции, происходящие при этом, выражаются следующими
уравнениями.
Для известняка
СаСО3 + 2НС1 = СаС12 + Н2О -|- СО2.
Для доломита
CaCO3 MgCO3 + 4НС1 = СаС12 + MgCl2 -|- 2Н2О -|- 2СО2.
Продукты реакции карбонатных пород с соляной кислотой,
т. е. хлористый кальций СаСЬ и хлористый магний MgC12,
хорошо растворимые в воде, не выпадают в осадок из раствора
прореагировавшей кислоты.
Скорость реакции в известняках и доломитах зависит в ос-
новном от давления и температуры. С увеличением давления и
при использовании солянокислотного раствора пониженной
температуры скорость реакции уменьшается.
Химическими заводами вырабатываются несколько сортов
соляной кислоты. Лучшим сортом является кислота, имеющая
следующие показатели: содержание НС1 — не менее 31 %,
железа — не более 0,02 %, серной кислоты — не более 0,005 %.
В результате взаимодействия окисных соединений железа
с соляной кислотой образуется хлорное железо, которое при
полной нейтрализации кислотного раствора выпадает в пласте
в осадок в форме окиси железа Fe(OH)3 и закупоривает его
поры. Поэтому при содержании железа более 0,02 % для преду-
преждения выпадения осадка необходимо к кислоте добавлять
1 —1,5% уксусной кислоты.
Если в растворе соляной кислоты содержатся примеси сер-
ной кислоты, то последняя, взаимодействуя с карбонатами, об-
разует нерастворимый осадок гипса, способный закупорить
поровое пространство. Эта реакция протекает по уравнению
H2SO4 + СаСО3 = CaSO4 + Н2О + СО2.
Для удаления серной кислоты добавляют хлористый барий
в количестве 0,02—0,05 %. При этом реакция происходит
с образованием осадка сернокислого бария
H2SO4 + ВаС)2 = BaSO4 + 2НС1.
4
После отстоя осадок BaSO4 удаляют.
Для обработки скважины применяют следующие виды соля-
ной кислоты: ингибированную, т. е. кислоту, препарированную
на заводах-поставщиках специальными добавками для сниже-
ния коррозионного воздействия на металл;
226
ингибированную синтетическую, но с пониженной концен-
трацией (до 19—25%);
ингибированную, полученную из абгазов органических
производств при концентрации НС1 от 18 до 22%.
В процессе эксплуатации скважины часть ее перфо-
рированных каналов обычно заглинизовывается. Для очистки
их применяют солянокислотную обработку призабойной зоны.
При этом образование трещин нежелательно, так как кислота,
прорвавшись в пласт, реагирует уже за пределами обрабаты-
ваемой зоны.
Газоносные карбонатные породы не покрыты пленкой
нефти и поэтому кислота вступает в реакцию, как только псъ~~
падает в пласт. Реагируя с породой и расширяя поровые ка-
ралы пиа под-действием собственного веса продвигается вниз.
приближаясь к газоводяному контакту. Поэтому время реакции
кислоты в таких породах значительно меньше, чем в нефтяных
пластах. Если возникает необходимость закачать кислоту
в газоносный пласт как можно дальше от ствола скважины,
например при солянокислотном гидроразрыве, необходимо
прежде закачать экранирующую углеводородную жидкость.
Аналогичного результата по закачке кислоты в пласт на боль-
шое расстояние от ствола можно добиться при использовании
керосине- или конденсато-кислотных эмульсий. Этот способ
имеет перед изложенным ряд преимуществ. При использовании
эмульсий, имеющих высокую вязкость и во много раз снижен-
ную скорость реакции, скорость их закачки и продолжитель-
ность незначительно влияют на результаты.
Эмульсию можно закачать в зону газоносного пласта с хо-
рошей проницаемостью. Это объясняется тем, что керосино- и
конденсатокислотные эмульсии относятся к типу гидрофобных,
а газоносные известняки, особенно при отсутствии в залежах
нефтяных оторочек, как правило, очень плохо принимают
гидрофобные жидкости, даже менее вязкие, чем эмульсии.
Поэтому эмульсия, закачанная в трещину, не фильтруется
сквозь стенки трещины, а реагирует непосредственно на стенках
до тех пор, пока вся кислота не прореагирует. Затем она рас-
падается на подвижные компоненты. В качестве эмульгатора
применяют поверхностно-активные вещества.
Обычно целью солянокислотной обработки является увели-
чение производительности скважин, что можно добиться различ-
ными путями. В одних случаях достаточно очистить призабой-
ную зону после бурения или капитального ремонта; в других —
необходимо увеличить проницаемость прискважинной зоны
пласта в радиусе десятка и более метров; в третьих — необхо-
димо сообщить забой с зонами, обладающими лучшими коллек-
торскими свойствами; в четвертых — достаточно интенсивно
обработать отдельные участки вскрытой толщины пласта, ко-
торые при установленных рабочих депрессиях практически не
продуктивны, и т. п.
8»
227
В зависимости от способа подачи кислоты в пласт опреде-
ляют давление па устье скважины, которое необходимо под-
держивать в процессе закачки. Это давление определяют следу-
ющим образом. Кислота закачивается в пасосно-компрессорные
трубы с максимально возможной скоростью до тех пор, пока
давление на устье не начнет увеличиваться. Затем темп за-
качки снижают до момента, когда пласт начнет принимать
кислоту (или другую жидкость). Это будут как раз те условия,
при которых кислота фильтруется в пласт сквозь поровые ка-
налы. Если такой способ закачки кислоты задан, то давление
в течение всего процесса необходимо поддерживать на уста-
новленном уровне, изменяя темп подачи кислоты в скважину.
Если задан другой вид подачи кислоты в пласт — через систему
микротрещин, то после определения момента приемистости
пласта следует медленно увеличивать давление до тех пор,
пока оно не установится на определенном уровне. Приемистость
скважины в таком случае значительно возрастает. Этот момент
будет соответствовать раскрытию системы микротрещин. Затем
закачивают кислоту при режиме, обеспечивающем поддержание
давления и приемистости на уровне.
При гидроразрыве пласта кислоту (или другую жидкость)
закачивают с максимально возможной скоростью при макси-
мально возможном или допустимом давлении. Скорость ее за-
качки— не менее важный технологический параметр при
солянокислотных обработках, чем давление.
Если скорость закачки кислоты небольшая, основная ее
масса реагирует в непосредственной близости от ствола (осо-
бенно в газоносном пласте), и в отдаленные участки пласта
она поступает в основном не способная к эффективному воздей-
ствию на породу. Кислота гораздо быстрее реагирует с породой
в движении, чем в спокойном состоянии, так как лучше осуще-
ствляется отвод продуктов реакции от места реакции. При за-
качке ее на значительное расстояние от забоя необходимо как
можно быстрее доставить кислоту к месту реакции и с воз-
можно большим процентом концентрации ее в растворе. При
этом замедлить скорость реакции можно либо путем эмульги-
рования кислоты, либо путем добавки к ней соответствующего
ингибитора с повышением давления закачки.
Промысловая практика показывает, что при небольших дав-
лениях в процессе закачки кислоты в пласт солянокнслотпые
обработки наименее эффективны. Малоэффективны также обра-
ботки, проведенные при небольших скоростях закачки в пла-
стах большой мощности.
Выбор объекта для кислотной обработки пласта
При выборе газовой скважины для кислотной обработки
необходимо знать: результаты промысловых н геофизических
исследований; коллекторные свойства пласта, свойства глини-
228
стого раствора, используемого при вскрытии продуктивного
пласта; толщину пласта; расстояние от скважины до контура
газоносности и расстояние от нижних перфорационных отвер-
стий до газоводяного контакта; пластовое давление и остаточ-
ные запасы газа.
Благоприятны для обработки соляной кислотой следующие
объекты.
Карбонатные пласты с хорошо развитой естественной тре-
щиноватостью, продуктивность которых снижена вследствие за-
сорения трещин частицами карбонатных пород и глинистого
раствора в процессе бурения. В этом случае кислота растворяет
проникшие в трещины частицы пород, способствует извлечению
из пласта глинистого раствора и, следовательно, многократ-
ному увеличению дебита скважин.
Карбонатные пласты, в которых трещиноватость развита
слабо. За счет реакции кислоты с породой образуются каналы
растворения с многократным увеличением размеров поровых
каналов, глубоко проникающих в пласт.
Пористые карбонатные пласты, в которых проницаемость
призабойной зоны снижена вследствие фациальных изменений
или проникновения в пласт промывочных жидкостей в процессе
бурения или ремонтных работ. Механизм воздействия кислоты
в этих случаях состоит в том, что она растворяет материал на
стенках поровых каналов.
Плотные слабопористые низкопроницаемые карбонатные
пласты. В этом случае необходимо проводить гидрокислотный
разрыв, в результате чего механическое воздействие жидкости,
обеспечивающее создание трещин разрыва, дополняется хими-
ческим воздействием кислоты на породу.
Для обработки глинокислотой благоприятными объектами
являются: плотные пизкопроницаемые малопродуктивные пес-
чаники с карбонатным или глинистым цементом.
Условия, неблагоприятные для проведения кислотной обра-
ботки: близость подошвенных или контурных вод; значительное
снижение пластового давления (на 60—70 % от первоначаль-
ного); приток в скважину даже незначительного количества
пластовой воды; нарушения в обсадной колонне и отсутствие
возможности изолировать их от обрабатываемого интервала.
Технология проведения кислотных обработок скважин
Концентрация раствора кислоты. Если в составе
пород содержится гипс или ангидрит, то концентрация кислоты
не должна превышать 15%. Более концентрированная кислота
растворяет указанные вещества, и они выпадают в осадок после
ее нейтрализации, закупоривая поровые каналы.
В пластах, представленных карбонатными породами,
с хорошо развитой естественной трещиноватостью, в которых
кислота может прореагировать с породой в непосредственной
229
близости от забоя скважины, при отсутствии возможности при-
менения замедлителей скорости реакции или гидрофобной
эмульсин применяют ступенчатое изменение концентрации,
закачивая в пласт первые порции кислоты 25 %-ной концентра-
ции и последние—10 %-ной концентрации.
При обработке слабопористых и малопроницаемых известня-
ков и доломитов концентрацию увеличивают до 20—25 %.
В большинстве же случаев для обработки карбонатных пластов
применяют кислоту 12—15 %-ной концентрации, а пластов,
представленных терригенными породами,— глинокислоту, т. е.
смесь соляной кислоты 8—10 %-ной концентрации с 3—5%
плавиковой кислоты в расчете на объем кислотного раствора.
При повторных обработках и необходимости увеличения
радиуса обработки для снижения рабочей депрессии применяют
ступенчатое изменение концентрации. Для скважины, в которой
дебит снижен вследствие засорения призабойной зоны в про-
цессе эксплуатации или ремонтных работ, применяют кислот-
ные растворы 8—12 %-ной концентрации. Для кислотных ванн
скважин, перекрытых колонной, применяют соляную кислоту
концентрацией от 12—15 до 20 % в скважинах с открытым
забоем. Для глинокислотных ванн применяют смесь соляной
кислоты 14—16 %-ной концентрации с 3—5% плавиковой кис-
лотой.
Объем кислотных растворов. Для обработки при-
забойных зон пластов в газовых скважинах рекомендуется
объем кислоты из расчета 0,4—2,5 м3 на 1 м толщины пласта.
Объемы кислоты зависят от ее состава, минералогического
состава пород, трещиноватости, пористости, проницаемости,
характера засорения призабойной зоны.
При обработке карбонатных пластов с хорошо развитой
естественной трещиноватостью и проницаемостью более
0,1 мкм2, продуктивность которых снижена вследствие засоре-
ния трещин частицами выбуренной породы и отчасти глинистым
раствором, объемы кислоты составляют 0,4—1,0 м3 на 1 м
толщины пласта. Если трещины и призабойная зона высоко-
проницаемого пласта не засорены, то объем кислоты повышают
до 1,5—2,5 м3 и более на 1 м эффективной толщины пласта.
Когда пласт представлен слаботрещиноватыми пористыми
карбонатными породами, то удельные расходы ее составляют
1 —1,5 м3 на 1 м толщины пласта, исходя из необходимости
расширения сети микротрещин. При обработке пористых ие-
трещиповатых пластов, в которых проницаемость призабойной
зоны снижена вследствие проникновения в пласт промывочной
жидкости, удельные расходы кислоты применяют от 0,5 до 1 м3
при первичных обработках и увеличивают их до 1,5—2 м3 на
1 м толщины пласта при вторичных.
В нетрещиноватых, слабопористых, низкопроницаемых кар-
бонатных пластах проводят гидрокпслотный разрыв с расходом
кислоты более 25 м3 на одну операцию.
230
При обработке песчаных коллекторов соляной кислотой или
глипокислотой, в зависимости от состава пород и характера
цементации, удельные объемы кислоты следует применять 0,4 —
1 м3.
При повторных обработках, проводимых для восстановления
производительности, удельные расходы кислоты увеличивают
на 30—50 % по отношению к объему кислоты, закачанной при
предыдущей обработке, Если повторная обработка проводится
с целью увеличения радиуса воздействия кислоты на пласт,
удельные расходы увеличивают в 2—3 раза.
Продолжительность реакции кислоты с поро-
дой. Для скважин с открытым стволом при кислотных ваннах
это время ориентировочно составляет 16—24 ч (т. е продукты
реакции должны быть извлечены по истечении этого срока),
а при проведении солянокислотных ванн в скважинах, закреп-
ленных обсадной колонной, с целью удаления глинистой
корки — 2—4 ч. Для призабойной зоны карбонатного пласта
в скважинах с открытым забоем с пластовым давлением более
5 МПа и температурой не ниже 30° С при условии, что ствол
в пределах толщины пласта также заполнен кислотой, продол-
жительность реакции составляет 8—12 ч, при пластовом дав-
лении менее 5 МПа — 4—6 ч. Если вся кислота закачивается
в пласт, представленный пористыми карбонатными породами,
необходимая продолжительность реакции составляет 4—6 ч.
При прочих равных условиях, если карбонатный пласт имеет
хорошо развитую естественную трещиноватость, время реакции
следует увеличивать до 8—10 ч.
Для карбонизированных песчаников необходимая продолжи-
тельность реакции с соляной кислотой составляет 4—6 ч. При
обработке слабокарбонизированных песчаников последова-
тельно раствором соляной кислоты, а затем глинокислоты или
песчаников, лишенных карбонатов, только глинокислотой про-
должительность реакции составляет 8—12 ч.
Техника кислотных обработок
Кислотная ванна предназначена для удаления глинистой корки
и очистки фильтровой части скважины. Для различных условий
рекомендуется применять два вида кислотных ванн: без дей-
ствия давления и под давлением.
В первом случае этот метод увеличения производительности
скважин используют для удаления глинистой корки и очистки
фильтровой части скважины перед обработкой призабойной
зоны или перед ремонтными работами, во втором случае кис-
лотную ванну применяют в скважинах, заполненных жидкостью
или газом, по следующей технологии.
Если скважина заполнена жидкостью, ее тщательно промы-
вают до забоя (пресной или минерализованной водой, водным
раствором ПАВ, слабым водным раствором соляной кислоты,
231
водным раствором хлористого кальция, конденсатом, дизтопли-
вом или меловым раствором). При этом если устье не герме-
тизировано, то используют жидкость соответствующей плот-
ности. Затем закачивают кислотный раствор таким образом,
чтобы он разместился в колонне или открытом стволе в пре-
делах вскрытой части пласта. После реакции скважину промы-
вают до забоя легкой жидкостью (водой, конденсатом, слабым
раствором кислоты).
Если ванна проводится в скважине, заполненной газом, то
требуемый объем кислотного раствора закачивают в насосно-
компрессорные трубы, после чего последние соединяют па
устье с затрубным пространством. По окончании реакции кис-
лоты скважину продувают.
Кислотную ванну под давлением применяют не только для
удаления глинистой корки и очистки призабойной зоны, но и
для очистки трещин на забое перед кислотной обработкой.
Технология проведения кислотой ванны под давлением от-
личается тем, что после закачки необходимого количества кис-
лотного раствора на забое создается давление, превышающее
пластовое, но не превосходящее давления промывочного раст-
вора при вскрытии пласта в процессе бурения.
Простая кислотная обработка предназначена для воздейст-
вия на пласт кислотой в радиусе зоны проникновения бурового
раствора или его фильтрата. Порядок работ при этом следу-
ющий.
1. Интенсивно промывают забой и призабойную зону
с целью предварительной очистки фильтрата для последующего
воздействия кислотой.
2. Применяют кислотную ванну для разрушения и удале-
ния глинистой корки, а также очистку трещин.
3. Промывают забой и призабойную зону скважины от
продуктов реакции.
4. Закачивают и продавливают в пласт весь запроектиро-
ванный объем кислоты.
5. Осваивают скважину и вводят ее в эксплуатацию.
При обработке плотного, нетрещиноватого, малопроницае-
мого карбонатного пласта целесообразно предварительное
кратковременное воздействие на пласт высоким давлением
с помощью аппарата АСГ-105.
Массированную кислотную обработку проводят с целью
воздействия на пласт кислотой в радиусе, исчисляемом десят-
ками метров. Технология ее проведения та же, что и простой
обработки. Удельные объемы кислоты берутся максимальными.
Направленную кислотную обработку применяют в тех слу-
чаях, когда из всей вскрытой мощности требуется обработать
определенный интервал. Технология ее проведения следующая.
Глушат скважину, устанавливают башмак фонтанных труб
у подошвы намеченного к обработке пласта, заполняют фонтан-
ные трубы и продуктивную часть скважины вязкой низко-
фильтрующейся жидкостью, продавливают вязкую жидкость
232
кислотным раствором через фонтанные трубы при открытой
затрубной задвижке. Кислотный раствор закачивают до запол-
нения фонтанных труб и ствола скважины в выбранном для
обработки интервале, закачивают расчетное количество кис-
лоты в пласт при закрытой затрубной задвижке, продавливают
кислотный раствор в пласт вязкой низкофпльтрующейся жид-
костью, выдерживают его в пласте для реагирования с поро-
дами и заменяют вязкую жидкость на промывочную.
Глинокислотные растворы применяют для проведения ванн,
простых, массированных, направленных и других обработок
пласта. Состав кислотных растворов и технологию метода
определяют по данным лабораторных исследований и промыс-
ловых опытов.
Обработку с применением двух видов кислот осуществляют
по двум вариантам.
По первому варианту вначале закачивают соляную кислоту,
затем плавиковую (фтористоводородную). С целью исключения
контакта отработанной соляной кислоты с плавиковой, при
котором неизбежно образование осадков фтористого кальция и
втористого магния, объем соляной кислоты должен превышать
объем плавиковой в 2,5—3 раза. После выдерживания кислоты
скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.
По второму варианту вначале закачивают соляную кислоту,
затем извлекают продукты реакции, после чего нагнетают
плавиковую кислоту.
При таком способе обработки скважин скорости закачки
кислоты, особенно соляной, должны быть минимальными
с целью возможно более полного освобождения от карбонатных
отложений в области пласта, в которую закачивают глино-
кисл оту.
Фтористоводородную кислоту применяют только в смеси
с соляной. Такую кислотную смесь (глинокислоту) применяют
для обработки скважин, сложенных карбонатными породами
или сильно карбонизированными песчаниками.
Технология обработки глинокислотой должна исключать
продолжительный контакт ее с металлом труб. С этой целью
при низкой приемистости пласта закачку и продувку кислоты
следует проводить порциями, размещая каждую порцию только
в пределах фильтра или толщины обрабатываемого пласта (при
► открытом забое). При достаточной приемистости закачку кис-
лоты и продавцу ее в пласт необходимо проводить без пере-
рыва.
Если в результате лабораторных и промысловых исследова-
ний будет установлено, что применяемая кислота (соляная или
глинистая) при любой концентрации разрушает скелет пласта,
то в этом случае вместо кислотной обработки следует проводить
гидроразрыв пласта нейтральной жидкостью с обязательным
креплением трещин разрыва. Если после мероприятий по улуч-
шению вскрытия плотного карбонатного пласта, очистке
233
фильтра и увеличению приемистости пласт кислоту не прини-
мает при давлениях, допустимых для колонны, то следует ис-
пользовать гидрокислотный разрыв.
Таблица IV. 4. Количества технической соляной кислоты и воды (вл), необхо
СОЛЯНОЙ кислоты, %
Расчетная массовая доля технической соля
№ п/п водного раствора соляной кислоты, % 16 17 18 19 20 21 22 23 24
1 2 3 5 6 7 8 9 10
1 5 290 710 271 729 255 745 240 760 227 77.3 215 785 205 795 195 805 186 814
348 326 306 289 273 259 246 234 223
Z 0 662 674 694 711 727 741 754 766 777
3 406 380 357 337 318 301 286 273 261
7 594 620 643 663 682 699 714 727 739
4 8 463 537 435 565 409 591 385 615 364 636 345 655 328 672 312 688 297 703
5 9 522 478 489 511 459 541 433 567 409 591 388 612 368 632 351 649 335 665
6 10 579 421 543 457 511 489 481 519 455 545 431 569 410 590 390 610 372 628
7 12 695 305 651 349 613 387 577 423 546 454 518 482 492 508 468 532 447 553
811 760 715 673 636 605 573 546 520
О 14 189 240 285 327 364 395 427 454 480
9 868 816 769 727 690 655 624 595
10 132 184 231 273 310 345 376 405
10 18 865 135 818 182 776 224 737 263 702 298 669 331
11 862 819 780 743
20 138 181 220 257
12 22
Г 1р и ме ч а н н е. В чи слителе — КОЛН чество ® оварной соляи ЭЙ кисл Оты; в знамена
количество концентрированной соляной кислоты и тщательно
перемешивают. В раствор вводят ингибитор и стабилизатор
(уксусную кислоту, хлористый барий). В качестве стабилиза-
димые для приготовления 1 м3 раствора различной концентрации технической
НОЙ кислоты, %
25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
178 170 163 157 151 145 139 134 130 125 121 118 114
— — — — * > —
822 830 837 843 849 855 861 866 870 875 879 882 886
213 204 196 188 181 174 168 162 156 151 146 141 136
— — ' ' ' — 1 — - - - — ...^
787 796 804 812 819 826 832 838 844 849 854 859 864
249 238 228 220 210 202 195 188 182 176 170 165 159
751 762 772 780 790 798 805 812 818 824 830 835 841
284 272 261 251 241 232 223 215 208 200 194 188 182
716 728 739 749 759 768 777 785 792 800 806 812 818
320 306 293 282 270 260 251 242 234 226 218 211 204
680 694 707 718 730 740 749 758 766 774 782 789 796
355 340 326 313 301 289 279 269 260 252 243 235 228
645 660 674 687 699 711 721 731 740 748 757 765 772
426 408 391 376 361 347 334 323 312 301 291 282 273
574 592 609 624 639 653 666 677 688 699 709 718 727
497 477 457 438 421 405 391 377 363 351 340 329 318
503 523 543 562 579 595 609 623 637 649 660 671 682
568 544 522 502 481 463 446 430 416 402 388 376 364
432 456 478 498 519 537 554 570 584 598 612 624 636
639 612 587 564 541 521 502 484 468 452 436 423 410
361 388 413 436 459 479 498 516 532 548 564 577 590
711 680 652 626 602 579 557 538 520 501 486 470 455
— 1 - — 1 " '» 1 11 .... —
289 320 348 374 398 421 443 462 480 499 514 530 545
850 815 783 752 723 697 672 649 627 606 588 569
150 185 217 248 277 303 328 351 373 394 412 431
теле — количество воды.
Технология приготовления водных растворов соляной кис- ТОра в кислотный раствор можно добавлять в количестве 30 %
лоты состоит в следующем. В емкость наливают требуемое ко- отходы химических производств, представляющие собой смесь
личество воды, после чего добавляют по расчету необходимое слабых кислот (уксусной, муравьиной и др.). В последнюю
234
235
очередь добавляют поверхностно-активные вещества, и после
перемешивания оставляют раствор в покое для осаждения и
удаления сернокислого бария. Полученную таким образом
смесь можно считать готовой для обработки призабойной зоны
пласта.
Необходимые количества товарной соляной кислоты и воды
для получения солянокпслотного раствора заданной концентра-
ции приведены в табл. IV.4, составленной с учетом концентра-
ции товарной кислоты, поставляемой заводами. Таким образом,
зная концентрацию товарной кислоты и пользуясь данными
таблицы, можно определить необходимое количество кислоты и
воды для получения раствора заданной концентрации.
Пример. Для обработки призабойной зоны пласта газовой скважины
требуется приготовить 48 м3 водного раствора соляной кислоты 14 %-ной
концентрации.
По лабораторным данным известно, что концентрация исходной товар-
ной кислоты с необходимыми добавками составляет 19,5 %. По табл. IV.4
принимаем ближайшее значение концентрации — 20%.
Таблица 1V.5. Количество плавиковой кислоты (в л),
необходимое для приготовления 1 м3 раствора
глинокислоты различной расчетной концентрации
Расчетная массовая доля плавиковой кислоты в глинокислоте, '*,» Исходная массовая доля плавиковой кислоты. %
40 / 60
1 2 3 4 6 22.2 44,4 66,6 88,8 111,0 133,2 14,1 28,2 42,3 56,4 70,5 84,6
Примечание. Плотность 40%-иой плавиковой кис-
лоты 1,13 г/см1, плотность 60 -ной плавиковой кислоты
1,184 г/см 1.
Для приготовления 1 м3 водного раствора соляной кислоты 14 %-ной
концентрации требуется исходной товарной 20 %-ной кислоты 636 л, воды
364 л (см. табл. IV.4: 8-я строка, 6-я графа).
Следовательно, для приготовления 48 м3 раствора требуется: кислоты
19,5 %-ной концентрации — 0,636X48 = 30,53 м3~30,5 м3; воды — 0,364X48 =
= 17,47 м3~17,5 м3.
При приготовлении водных растворов глинокислоты вначале емкость за-
полняют расчетным количеством воды. Затем добавляют соляную и плави-
ковую кислоты. Требуемое количество исходной соляной кислоты берется
из табл. IV.4, а плавиковой — из табл. IV.5.
Пример. Для обработки пласта требуется приготовить 10 м3 глино-
кислоты, состоящей из кислот: 8% соляной + 3 % плавиковой. Концентрация
исходной соляной кислоты составляет 30 %, плавиковой 40 %. Для приго-
товления 1 м3 такого раствора необходимо: 232 л 30 %-ной кислоты
(табл. IV.4), 67 л 40 %-ной плавиковой кислоты (табл. IV.5) и [1000—(232 +
+ 67)] л воды.
236
Для приготовления 10 м3 глинокислоты заданного состава потребуется:
соляной кислоты 30 %-noii концентрации — 0,2.32Х 10 = 2,32 м*; плавиковой
кислоты 40 %-ной концентрации — 0,067X10 = 0,67 м3; воды — 0,701 X10 =
= 7,01 м3. . :
Для глушения и промывки скважин и для закачки кислот-
ного раствора в пласт применяют агрегаты АзИНМАШ-30,
ЗЦА-400, ЦА-320, АН-500,
2АН-500, 4АН-700.
Для транспортировки кис-
лоты и других рабочих жид-
костей к скважине используют
агрегаты АзИНМАШ-30 и
автоцистерны типа 4ЦР.
После кислотной обработки
скважины осваивают с по-
мощью компрессорных уста-
новок УКП-80 и УКС-80.
Для приготовления рабочих
жидкостей используют метал-
лические емкости объемом
25—50 м3 каждая.
Схемы обвязки оборудова-
ния с устьем скважины пред-
ставлены на рис. IV.17.
Рис. IV. 17. Расположение и обвязка
оборудования, используемого при кис-
лотных обработках с помощью агре-
гатов АзИНМАШ-30.
Емкости: 1 и 2 — для рабочей жидкости;
3 — для промывочной жидкости
Г идропескоструйная
перфорация
Гидропескоструйная перфора-
ция — высокоэффективный ме-
тод интенсификации притока
газа к забою скважины и сообщения ее ствола с продуктив-
ным пластом. Разрушение преград (обсадных колонн, цемент-
ного камня и породы) по этому методу осуществляется за счет
использования абразивного и гидромониторного эффекта высо-
коскоростных песчаножидкостных струй, вылетающих с боль-
шой скоростью из насадок специального глубинного уст-
ройства — пескоструйного перфоратора.
Кроме вскрытия пластов перфорацией этот метод применяют
для интенсификации других способов обработки призабойных
зон, а также при капитальном и текущем ремонтах скважин.
Основные виды гидропескоструйной перфорации:
вскрытие пластов при опробовании и испытании разведоч-
ных скважин;
вскрытие продуктивных пластов в скважинах, оборудуемых
для совместно-раздельной закачки воды и эксплуатации двух
или более пластов в одной скважине;
вскрытие пластов с трещиноватыми коллекторами;
вскрытие слабопроницаемых сцементированных пластов;
237
вскрытие пластов после проведения изоляционных работ и
капитального ремонта скважин;
вскрытие пластов с последующим гидравлическим разрывом;
вскрытие пластов, перекрытых двумя и более колоннами;
работы по вырезке обсадных и других колонн для извлече-
ния их из скважины;
создание специальных отверстий для проведения цементажа
при устранении затрубной циркуляции.
Гидропескоструйный метод перфорации не дает должного
эффекта в интервалах, ранее обработанных соляной кислотой,
или после гидроразрыва, а также повторного вскрытия высоко-
проницаемых пластов с низким пластовым давлением или
сильно обводненных.
Гидропескоструйная обработка скважины осуществляется
с помощью специальных устройств — перфораторов, позволяю-
щих направлять песчаножидкостные смеси на стенку через на-
садку. Выпускаются три типоразмера насадок с внутренним
диаметром 3, 4, 5 и 6 мм. Насадки диаметром 3 мм применяют
для вырезки прихваченных труб в скважинах, закрепленных
обсадной колонной, и когда глубина резания должна быть
минимальной; насадки диаметром 4 и 5 мм —при перфорации
скважин, а также в случаях, когда процесс ограничивается
темпом прокачки жидкости; насадки диаметром 6 мм — при
обработках, ограниченных давлением, а также, когда глубина
вскрытия должна быть максимальной.
Для вскрытия пластов используют пескоструйные перфора-
торы АП-6М, обеспечивающие создание точечных и щелевых
каналов в пластах и спускаемые в скважину на насосно-ком-
прессорных трубах. Устье оборудуют стандартной арматурой
типа 1АУ-700 или специально изготовленной головкой, применя-
емой при ГРП. Для прокачки песчаножидкостной смеси ис-
пользуют насосные агрегаты типа 2АН-500 или 4АН-700, а также
цементировочные агрегаты или буровые насосы.
Песчаножидкостную смесь приготавливают в пескосмеси-
тельных агрегатах (2ПА, ЗПА и др.), а также с помощью сме-
сительных цементировочных воронок. На линии обвязки поверх-
ностного оборудования монтируют фильтры, предупреждающие
закупорку насадок перфоратора и очищающие отработанную
песчаножидкостную смесь от шлама.
В зависимости от вида работ перфорацию осуществляют
по следующим схемам обвязки скважины и оборудования: с по-
вторным использованием песка и жидкости (закольцованная
схема); со сбросом отработанного песка и повторным использо-
ванием жидкости; со сбросом жидкости и песка.
Закольцованную схему (рис. IV.18), как наиболее эконо-
мичную, применяют во всех случаях вскрытия продуктивных
пластов методом гидропескоструйной перфорации. Если ис-
пользуют фонтанную арматуру, оборудование и скважину об-
вязывают по схеме, предусматривающей сброс отработанного
238
песка и повторное использование жидкости (рис. IV.19). Если
продолжительность обработки невелика, а потребный объем
жидкости с песком меньше объема скважины, процесс осущест-
вляется со сбросом жидкости и
песка (рис. IV.20).
Основными материалами
при гидропескоструйных об-
работках являются рабочая
жидкость и песок. Рабочие
жидкости подбирают с учетом
физико-химических свойств
пластов и насыщающих по-
роду жидкостей, а также видов
работ, проводимых в сква-
жине. При этом учитывают,
что она не должна ухудшать
коллекторские свойства
пласта.
Пески применяют с разме-
ром зерен от 0,2 до 2 мм и
с преимущественным (более
50%) содержанием кварца.
Концентрация песка в жид-
кости составляет 50—100 г/л.
Рис. IV. 18. Обвязка агрегатов и устья
скважины по закольцованной схеме:
1, 2 — насосы; 3 — шламоуловитель; 4 —
пескосмеситель; 5 — емкость; 6 — амбар:
7 — устье скважины
Рис. IV. 19. Схема обвязки агрегатов и устья скважины при повторном ис-
пользовании жидкости:
/ -- кран закрыт; // — кран открыт: /// — обратный клапан; / —устье; 2—шламоуло-
витель: 3~ насосы; 4 — пескосмеситель; 5 —емкости
Рис. IV.20. Схема обвязки агрегатов и устья скважины со сбросом песка
и жидкости:
/—///; /—5 —см. рис. IV.19; 6 — амбар
Для вскрытия продуктивных пластов и интенсификации
притоков применяют следующие жидкости: 5—6 %-ный раствор
ингибированной соляной кислоты (коллектор карбонатный),
239
дегазированную нефть; пластовую пли пресную воду (техниче-
скую), содержащую поверхностно-активное вещество (ПАВ);
промывочный раствор (при вскрытии трещиноватых пластов
с аномальными давлениями в них).
При ремонтных работах в качестве рабочих жидкостей ис-
пользуют: дегазированную нефть; 5—6%-ный солянокислотный
раствор; соленую и пресную воду с добавлением ПАВ; про-
мывочный раствор — при осуществлении работ в продуктивном
пласте.
Породы, содержащие глинистые включения, обрабатывают
песчаножидкостными смесями, не вызывающими набухания
глин. Плотность раствора может быть повышена до 1,4 г/см3
путем увеличения содержания в нем мела до 35 % без сущест-
венного изменения характеристик.
Для глушения скважин при подготовке их к перфорации
(при наличии вскрытых продуктивных горизонтов) используют
жидкости, не снижающие фильтрационную характеристику
призабойной зоны и не вызывающие набухания глин.
Плотность отверстий и профиль создаваемого капала опре-
деляют в зависимости от геолого-эксплуатационной характери-
стики продуктивных пластов.
Монолитные, однородные по проницаемости продуктивные
пласты вскрывают точечными каналами. При этом плотность
составляет 2—4 отверстия на 1 м вскрываемой мощности.
В переслаивающихся коллекторах перфорируют каждый из
продуктивных пропластков.
Плотные, абразивостойкие слабопроницаемые и устойчивые
коллекторы (типа песчаника, известняка, доломита) эффектив-
нее вскрывать вертикальными щелями. Высоту щели по мощ-
ности пласта принимают не менее 100 мм и не более 500 мм;
интервалы между щелями по образующей — не менее 500 мм.
Максимальный охват пласта обеспечивает щели, располагае-
мые в шахматном порядке.
При определении перепада давления в насадках учитывают,
что нижний предел допустимых перепадов должен обеспечить
эффективное разрушение металлической колонны, цементного
камня и породы и поэтому не должен быть менее 10—12 МПа
для 6-мм насадок и 18—20 МПа для насадок диаметром 4.5 и
3 мм. С увеличением прочности пород (при о(Ж = 25—30 МПа)
нижний предел перепада давления в насадках целесообразно
увеличивать, доводя его соответственно до 18—20 МПа для
6-мм насадок и 25-30 МПа для 4 - 5-мм насадок.
Минимальную подачу насосных агрегатов принимают, исходя
из условий выноса отработанного песка и шлама, для чего
скорость восходящего в затрубном пространстве потока должна
быть не менее 0,5 м/с.
После спуска перфоратора скважину обвязывают для пря-
мой н обратной промывок. В насосно-компрессорные трубы
опускают шаровой клапан и опрессовывают подземное оборудо-
240
вание на давление, превышающее рабочее в 1,3—1,6 раза. Пер-
форатор устанавливают на заданную глубину, для чего мето-
дом радиоактивного каротажа определяют положение его
по отношению к обрабатываемому пласту, а затем, подняв или
опустив трубы, перфоратор устанавливают у нижнего интер-
вала обработки.
При небольших глубинах или в пластах значительной тол-
щины для контроля установки перфоратора на заданной глу-
бине замеряют длину труб с помощью магнитного локатора,
лебедки АзИНМАШ или геофизического подъемника.
Обратной промывкой вымывают опрессовочный клапан,
а в трубу опускают клапан перфоратора. Опрессовывают на-
земное оборудование и манифольды при давлении, в 1,5 раза
превышающем рабочее. Проводят пробную закачку жидкости >
и устанавливают запланированный режим обработки. После '
этого подают в смеситель песок из расчета 50—100 г на 1 л
жидкости и закачивают в скважину песчаножидкостную смесь.
При точечном вскрытии и перемещении перфоратора в ра-
диальном направлении применяют специальные устройства,
песчаножидкостную смесь закачивают при постоянном устье-
вом давлении.
В процессе вскрытия пластов вертикальными щелями за-
качку песчаножидкостной смеси вначале ведут прп неизменном
устьевом давлении, а затем, снижая темп закачки, уменьшают
давление до значения, необходимого для перемещения перфо-
ратора на длину принятой щели.
Гидропескоструйную обработку пластов осуществляют снизу
вверх. В нижнем (первом) интервале песчаножидкостную
смесь прокачивают дольше запроектированной продолжитель-
ности вскрытия на время, необходимое для заполнения смесью
объема колонны труб. Если при очередной установке перфо-
ратора в новый интервал удаляют одну или несколько труб,
то сначала скважину промывают до чистой жидкости, а затем
извлекают необходимую часть труб. При вынужденной оста-
новке процесса проводят обратную промывку скважины. \
По окончании обработки всех интервалов способом обратной '
промывки вымывают шаровой клапан, а затем скважину про-
мывают до забоя.
После гидропескострупных обработок поднимают перфора-
тор и скважину оборудуют для освоения и эксплуатации.
Эффективное гндропескоструйпого вскрытия оценивают
по индикаторным кривым и по приведенному радиусу скважины,
определенному с помощью кривых восстановления давления.
Глава V
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§ 1. ФАЗОВЫЕ ПРЕВРАЩЕНИЯ
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ
Пластовая газоконденсатная смесь — это сложная система. Со-
стоит она из большого числа углеводородов (метана, этана,
пропана, изобутана, н-бутана, пентана, гексана, гептана, ок-
тана, нонана, декана и более тяжелых), азота, сероводорода,
углекислого газа, гелия, паров воды.
Диаграмма фазовых превращений газоконденсатной смеси
приведена на рис. V.I.
При повышении давления и неизменной температуре или
понижении температуры и постоянном давлении происходят
процессы конденсации пара в жидкость. Зависимость давле-
ния от температуры для чистого углеводорода характеризуется
кривой испарения — скачкообразного изменения агрегатного
состояния вещества (ОК на рис. V.1). Эта кривая — гранич-
ная, ниже которой существует одна паровая фаза, выше, в об-
ласти повышенных давлений,— одна жидкая фаза.
Конечная точка К этой кривой является критической.
Она характеризует максимальную температуру Гкр, при кото-
рой существует граница раздела фаз, т. е. паровая и жидкая
фазы находятся в равновесии. При температуре выше крити-
ческой нельзя превратить паровую фазу в жидкую при сколь
угодном повышении давления. Давление р1(р паров вещества
при критической температуре называется критическим.
Объем вещества при критических температуре и давлении (Ткх>
и Ркр), отнесенный к одному молю или другой единице массы
вещества, называется критическим молярным или
удельным объемом.
Температура, при которой средняя молекулярная кинетиче-
ская энергия становится равной потенциальной энергии притя-
жения молекул, называется критической, так как при бо-
лее высокой температуре невозможно существование жидкой
фазы.
Математически критерием критического состояния является
равенство
Рассмотрим фазовую диаграмму газоконденсатной системы
(см. рис. V.1). Кривая ССкр — линия кипения, выше которой
существует жидкая фаза, СцрБС,;кДИ— линия конденсации,
242
правее и ниже ее расположена газовая фаза. Линией СС1;рС№И
характеризуется двухфазная область (область паровой и жид-
кой фаз). Цифры на линиях означают процентное объемное
содержание жидкой фазы в смеси.
Точка СКр — критическая, в точке Скк (ПРИ максимальной
температуре выше критической Ткр) жидкая и паровая фазы
могут находиться в равновесии,
т. е. в этой точке имеется гра-
ница раздела фаз пар — жид-
кость.
Рассмотрим изотермический
процесс уменьшения давления от
точки А, когда углеводородная
смесь находится в области газо-
вой фазы. Со снижением давле-
ния и увеличением объема со-
суда высокого давления при не-
изменном составе смеси до точки
Б фазовые изменения не проис-
ходят. В точке Б при уменьше-
нии давления образуется первая
капля жидкости, т. е. обратная
конденсация (образование жид-
кой фазы при уменьшающемся
давлении). При дальнейшем сни-
жении давления объем образо-
вавшейся жидкой фазы увели-
чивается и в точке В достигает
Рис. V.I. Диаграмма фазовых
превращений газоконденсатной
системы постоянной массы и со-
става при изменении давления и
температуры
максимального значения. Область СкрВСккБСкр называется о б •
ластью обратной конденсации, линия СкрВСкк — ли-
нией давлений максимальной конденсации.
С дальнейшим снижением давления от точки В до точки Д
ранее образовавшаяся жидкая фаза будет уменьшаться в объ-
еме, испаряться и в точке Д испарится последняя ее капля.
При снижении давления от точки В до точки Д идет про-
цесс испарения жидкости с уменьшением давления. В резуль-
тате дальнейшего падения давления от точки Д до точки Е
фазовые превращения не происходят, в этом случае смесь на-
ходится в газовой фазе. Процесс обратной конденсации наблю-
дается только в интервале температур Ткр—Ткк.
Рассмотрим процесс изобарического (при постоянном дав-
лении) снижения температуры от точки а, в которой газокон-
денсатная смесь находится в жидкой фазе. При ее охлаждении
(до точки б) фазовых переходов нет. В точке б образуется пер-
вый пузырек пара. Образование паровой фазы в процессе по-
нижения температуры при постоянном давлении называется
процессом обратного испарения. Со снижением
температуры от точки б до точки в объем паровой фазы увели-
чивается и в точке в достигает максимума. Область СКрСрСКр
243
называется областью обратного испарения, а ли-
ния СрвСЬр — л и н и е и температур макс и м а л ь н о г о
испарения.
При понижении температуры от точки в до д объем обра-
зовавшейся паровой фазы уменьшается, паровая фаза конден-
сируется и в точке д сконденсируется последний пузырек пара.
С уменьшением температуры от точки в до точки д происхо-
дит процесс нормальной конденсации. Дальнейшее снижение
температуры от точки д до точки е не вызывает фазовых пере-
ходов, углеводородная смесь находится в жидкой фазе. Явле-
ние обратного испарения наблюдается только в интервале из-
менения давления ркр—рР.
Образование жидкой фазы в пористой среде приводит к по-
терям жидкости. При разработке газоконденсатной залежи без
поддержания пластового давления в условиях газового режима
потери жидкого конденсата в пласте могут составлять 30—
60 % от начального (потенциального) содержания конденсата
(С5+) в пластовом газе.
Процесс конденсации в пористой среде с ее громадной
удельной поверхностью протекает иначе, чем в бомбе pVT при
незначительной плоской границе раздела пар — жидкость. В по-
ровых каналах небольшого радиуса (в капиллярах) будет про-
исходить процесс капиллярной конденсации, где граница раз-
дела пар—жидкость будет криволинейной. В связи с проявле-
нием капиллярных сил в пористой среде давление начала об-
разования жидкой фазы, объем образовавшейся жидкости и
объем оставшейся жидкой фазы в пористой среде при одина-
ковом давлении будут больше, чем в бомбе pVT.
Увеличение коэффициента извлечения конденсата и нефти
из залежей достигается различными способами: 1) поддержа-
нием давления в пласте с помощью газообразных и жидких
агентов; 2) испарением выпавшей жидкой фазы в массу зака-
чиваемых сухих углеводородных газов; 3) применением тер-
мических методов воздействия на пласт с целью повышения
его температуры, уменьшения вязкости и испарения жидкости.
За последнее время большое значение приобретают про-
блемы аналитического расчета объемов и составов сосущест-
вующих фаз, особенно в газоконденсатных залежах на боль-
ших глубинах, вопросы прогнозирования процессов фильтра-
ции газоконденсатных смесей в пористой среде, изменения
состава продукции скважин, объема добываемого конденсата,
методов его переработки.
§ 2. АНАЛИТИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ФАЗОВЫХ
ПРЕВРАЩЕНИЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ
ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
Природные углеводородные смеси, находящиеся в поровом
пространстве пласта и движущиеся по стволу скважины, в про-
мысловом оборудовании, промысловых и магистральных газо-
244
проводах, при изменении давления и температуры претерпе-
вают фазовые превращения, т. е. паровая фаза переходит
в жидкую и обратно. Процессы превращения паровой фазы
в жидкую происходят при неизменной температуре не только
с увеличением давления в докритической области, но и с умень-
шением его в определенном диапазоне температур Гкр—Д-к
(см. рис. V.1). Явления конденсации паровой фазы при неиз-
менном давлении происходят не только при понижении темпе-
ратуры и давлении меньше критического, но и с увеличением
температуры в интервале изменения давлений ркр—рр. Мы
имеем дело с явлениями прямой и обратной (ретроградной)
изотермической и изобарной конденсации.
В процессе разработки залежи, добычи, транспортирования
и переработки углеводородных газов большое значение имеет }
правильное прогнозирование составов сосуществующих паро- 1
вой и жидкой фаз, объемов образующихся фаз при различных
давлениях и температурах. Для определения давления начала
конденсации углеводородной смеси в пористой среде, составов
сосуществующих равновесных фаз, объемной насыщенности
пористой среды жидкой фазой, потерь жидкой фазы (потерь
жидких углеводородов в пласте) необходимо иметь представ-
ление о влиянии пористой среды на эти'процессы, уметь ана-
литически рассчитывать это влияние, зная геолого-физические
параметры пористой среды.
Приближенный аналитический расчет диаграммы фазовых
соотношений и объемов образовавшихся жидкой и паровой
фаз можно провести следующим образом.
1. Диаграмму фазовых превращений делят условно на две
области. I область: 1<р<0,7рСх‘, II область: 0,7рсх<р<ргх, где
Рсх — давление схождения, т. е. давление, при котором коэф-
фициенты распределения вещества (каждого компонента смеси)
на паровую и жидкую фазы равны единице. Давление схожде-
ния для начала расчетов приближенно определяют по извест-
ным МСп+ и Рсп+ по формулам (1.132) или (1.133) и уточняют
по рассчитанному составу жидкой фазы по формуле (1.134). )
2. Константы равновесия Ki для компонентов смеси Ci—С5,
N2, СО2, H2S определяют по таблицам констант равновесия,
приведенным в гл. I, без учета характеристического фактора
при определении коэффициента фазового соотношения метана
или по полиномам при их экстраполяции к 1 при р = рСх-
3. Константу равновесия фракции Сп+ (и>5) определяют
по формуле (1.138). Находят плотность жидкой фазы и коэф-
фициент сжимаемости паровой фазы. Коэффициент сжимаемо-
сти паровой фазы вычисляют по уравнению состояния реаль-
ных газов Пенга—Робинсона.
Критические параметры фракции С?+ (или Cs+) определяют
по номограммам Стендинга и Катца по заданным значениям
молекулярной массы Л4С?+ и плотности рСп+ или рассчитывают
245
по уравнениям (1.44) и (1.45). Плотность жидкой фазы нахо-
дят по номограммам Стендинга и Катца или рассчитывают по
уравнению (1.58).
4. Молярные доли паровой V и жидкой L фаз определяют
с помощью уравнения
п п
= у— = 1,
L L+vKi
i “ 1 i «в 1
Pi = KiXit
где Xi и yi — молярные концентрации i-ro компонента соответ-
ственно в жидкой и паровой фазах при различных р и /; тр —
молярная концентрация i-ro компонента в исходной газокон-
денсатной смеси; L и V — молярные доли вещества соответст-
венно в жидкой и паровой фазах при различных р и t (L + V=
= 1); К, = yi/xi — константа равновесия i-ro компонента (функ-
ции р, t) и состава.
По рассчитанному составу жидкой фазы с помощью урав-
нения (1.134) определяют давление схождения рск'. Если рСх
и рсх' отличаются незначительно, расчет считается правиль-
ным. В противном случае расчет повторяют для нового зна-
чения Рсх = (.Рсх + Рсх)/2.
5. Объемы образовавшихся жидкой Йн< и паровой йп фаз
определяют по формуле
= Дп°Мж-,
Рж
где п0 — общее число молей смеси;
Мж = £ xiMp
i—i
Л Vn&RT
Ып •— •
Р
Здесь R—универсальная газовая постоянная.
Во II области (р>0,7 рсх) сохраняется такой же порядок
расчета, изменяется лишь метод определения константы рав-
новесия компонентов.
В критической области константы равновесия компонентов
находят по формуле
М =Си (1----МП+C2i - 1) + 1, (V.2)
\ Рсх / \ Р /
где Сц, C2i и п — некоторые постоянные величины (0<п<1),
для нахождения которых необходимо иметь три уравнения.
Поступаем следующим образом. Задаемся тремя произволь-
ными значениями давлений в докритической области (1ср<
246
<0,7 Рсх), например рь р2 и р3. По этим давлениям, давлению
схождения и заданной температуре находим значения кон-
стант равновесия Ki, К2 и К3 для каждого компонента смеси
по таблицам констант или полиномам. Подставляем значения
Таблица V. 1. Результаты расчета объема жидкости (Т = 399,8 К)
р, МПа мж Рж Z Qn, см3 аж. смз О II 2 а X а 1 V3- %
+ йп
7 214,99 0,8351 0,895 1034,50 66,91 6,06 6,01
28 115,69 0,8443 0,925 238,20 71,44 23,07 23,16
42 81,404 0,8399 1,018 158,10 71,52 31,17 30,27
56 50,464 0,8324 1,300 128,73 62,61 32,67 34,75
60 42,7253 0,8401 1,940 141,53 51,277 25,6 27,0
Примечание. Ур — расчетный объем, Р'э — объем, определяемый эксперимен-
тально.
этих констант и соответствующие им давления в формулу
(V.2) Путем совместного решения трех уравнений определяем
Ci, С2 и п.
Зная Ci, С2 и п, подставляем в эту формулу значения дав-
лений в критической области (0,7рсх<Р<Рсх), определяем
Таблица V.2. Значения Ki, xi и yi при р = 80,0 МПа и Т = 399,8 К (L = 0,35;
V = 0,65)
Параметры сн< с,н. СзН„ я-С^Ню
Ki 1,008 1,000 0,999 0,9705 0,97
Xi 0,8628 0,0349 0,0129 0,0073 0,0038
ш 0,8697 0,0349 0,0125 0,0071 0,0036
Параметры / — С5Н12 п = С5Н12 с6н14 с,н1б+ n2
Ki 0,9706 0,969 0,9355 0,5022 1,03
xt 0,00213 0,00132 0,0198 0,09904 0,0018
iji 0,00207 0,00128 0,00186 0,0498 0,0022
П римечание. Вычисления на ЭВМ «Наири-2» выполнены студентом В. И. Ни-
фантовым.
константы равновесия. При р = Рсх, как это следует из фор-
мулы (V.2), К= 1 для всех компонентов.
Зная геолого-физические параметры пористой среды (коэф-
фициенты проницаемости и пористости), можно определить
структурный коэффициент, коэффициент извилистости и сред-
ний радиус поровых каналов.
Томпсон показал, что при условии насыщенности газа у по-
верхности выпуклого мениска давление конденсации паров
247
в жидкость над плоской и криволинейной границами раздела
пар—жидкость в капилляре можно определять по формуле
Ргк - рпе rRT'^ , (V.3)
где р,к — давление в газовой фазе в капилляре над мениском
жидкости; рп — давление в газовой фазе над плоской поверх-
ностью жидкости; о — поверхностное натяжение на границе
раздела фаз; Ук— молярный объем жидкой фазы; г — радиус
порового канала; R — универсальная газовая постоянная; ср —
коэффициент, равный 0,1 (введен для согласования фактиче-
ских и вычисленных значений величин капиллярных давлений
в пористой среде).
Пример. Рассчитать изотерму конденсации для газожидкостной смеси
следующего состава (молярные доли): \2-0,0019; С114 = 0,8673; С2Н6 = 0,0248;
Сз118 = 0,0127; п -С4Н,П = 0,0071; i-CJ 1,(, = 0,0037; »-C51112 = 0,0021; 1-С5Н1г =
= 0,0013; С6Нц = 0,0019; С7Н,б+ = 0,067; СО2 = 0,0102; Мс7+=295; (><-7+ = 0,8838;
V'o = 2OO см3; рсх=87,08 МПа; г„= 1,95;/? = 82,037 10~7 (МПа см3)/(гмоль К);
7 = 399,8 К; Т„ =240,32 К; рк=0,44 МПа.
Начальное общее число молей смеси
РоУ о
z0RT
___870,8-200
1,95-82,057-399,8
2,723 г - молей.
Результаты вычислений приведены в табл, V.l и V.2.
Использование уравнения состояния для расчетов
парожидкостного равновесия (контактной конденсации)
природных газоконденсатных смесей
Применение уравнений состояния для вычисления констант фа-
зового равновесия основано на использовании термодинамиче-
ских соотношений для фазовых равновесий многокомпонентных
смесей, а именно: равенство летучестей каждого компонента
смеси в сосуществующих равновесных фазах.
В настоящее время известно более 150 уравнений состоя-
ния. При расчетах фазовых равновесий и физико-химических
свойств углеводородных смесей наиболее распространены два
уравнения состояния: Бенедикта—Вебба—Рубина и Редлиха —
Квонга. Эти уравнения являются термодинамической моделью
каждой фазы и опТТсывают^изменение давления от объема при
постоянной температуре как непрерывную фупкцикГ~вО всей
двухфазной области. Однако действительное поведение_веще-
ства в двухфазной областгГ характеризуется йзобар’ич'еским из-
менением объема (см. рис. 1.14).
Первоначально'"уравнение состояния Редлиха—Квонга ис-
пользовали для определения термодинамических и физических
свойств газовых смесей. Применение этого уравнения для рас-
чета свойств жидких углеводородных смесей приводит к боль-
шим погрешностям. Однако простота и удобство использова-
ния уравнения в инженерных расчетах выгодно отличают его
248
от других уравнений состояния. Поэтому не прекращаются по-
пытки его модификации для расширения границ применения.
Пенг и Робинсон предложили новую модификацию уравне-
ния состояния Редлиха—Квонга [1.2]. В знаменатель правой
части уравнения они ввели дополнительный член b(V—b), по-
вышающий точность вычисления плотности жидкой фазы.
Уравнение Пенга—Робинсона имеет вид
RT ____________а (Т)_______
V-b - V (Vb) y.(V-b)b
(V.4)
где V молярный объем; а и b — коэффициенты уравнения,
определяемые критическими параметрами вещества. Коэффи-
циент а — функция температуры.
Уравнение состояния Пенга—Робинсона, записанное отно-
сительно коэффициента сверхсжимаемости г, имеет вид
г3 — (1 — В) г2 + (А - ЗВ2 - 2В) г - (АВ - В2 - В3) .= О, (V.5)
где
R2T2
В-
RT
(V.6)
Если давление измеряется в МПа, температура в К, моляр-
ный объем в см3/гмоль, то /? = 82,057 • 10~7 (м3-МПа)/
(г/моль.К). Уравнение (V.5) имеет один или два действитель-
ных корня. Если смесь находится в двухфазном состоянии, то
больший корень относится к паровой фазе, а наименьший поло-
жительный — к жидкой.
При критических условиях
Я2Т*
а (Ткр) =- 0,45724 -,
Ркр
ь (Ткр) =- 0,0778(V.7)
Ркр
zKp 0,307.
При температурах, отличных от критической,
а(Т) -а(Ткр)а(Тпр, со); b(T)^b(TKp), (V.8)
где а — безразмерная функция приведенной температуры Тпр
и ацентрического фактора со; при критической температуре
а=1.
Для всех веществ зависимость между а05 и Тпр может быть
аппроксимирована уравнением прямой
а0’5-1--|-/п(1-Г°р5), (V.9)
где коэффициент т, определяющий угол наклона прямой к оси
Тпр, является функцией ацентрического фактора со;
т = 0,37464 + 1,54226со — 0,26992со2. (V. 10)
249
При использовании уравнения Пенга—Робинсона для расчета
термодинамических и физических параметров многокомпонент-
ных систем коэффициенты а и b вычисляют по следующим
формулам:
п п
асм = У, У, yiyfiij',
<=| /=1
aij = (1 — Кц) (а,л/)0'5;
R-T'l
ai = 0,45724 --------ац
Pxpi
п
^см = У У [bi-
i=l
(V.ll)
Здесь Кц—-параметр взаимодействия компонентов i и j, кото-
рый определяют по данным экспериментального изучения фа-
зового поведения соответствующих бинарных систем. Учет Кц
в выражениях (V.l 1) вызван тем, что для смесей, содержащих
полярные вещества или сероводород, углекислый газ и водо-
род, расчет ац по выражению ац= (а,^)0’5 приводит к боль-
шим погрешностям.
Уравнение для расчета коэффициента летучести чистого
компонента имеет вид
In —= z — 1 — 1п (г — S)---—111 ( г '!~ 2,4145 \ . (V.12)
Р 2 [ 2В ' г —0.414Д /
Коэффициент летучести компонента i в смеси можно вычис-
лить по следующему уравнению:
In—= -А-(г_ 1) _ in (г- В) -
У1Р b
bi . /г-1-2,414В
— I I п I-
a----------------------------b J \ г —0,414В
Расчет парожидкостного равновесия многокомпонентных
смесей ведут следующим образом.
1. По результатам фракционной разгонки остатка опреде-
ляют содержание фракций в смеси, их критические параметры
ТКр и Ркр и ацентрический фактор. При отсутствии разгонки
критические параметры остатка Тф-р и ркр и ацентрический
фактор со вычисляют по формулам (1.45), (1.44) и (1.26).
2. Тем или иным методом рассчитывают начальные значе-
ния констант фазового равновесия компонентов исходной
250
смеси, например, вычисляют по уравнению для идеальных кон-
стант [1.2]:
5,372697 (14-0;) (1-1,4
Ркр! с
р
(V.14)
3. По уравнению (1.130) вычисляют молярную долю паро-
вой фазы V, по уравнениям концентраций — составы сосущест-
вующих паровой у, и жидкой Xi фаз.
4. Вычисляют коэффициенты а и b по составу жидкой
фазы.
5. Вычисляют по уравнению (V.5) коэффициенты сверх-
сжимаемости паровой za и жидкой гж фаз.
6. Рассчитывают коэффициенты летучести компонентов
в паровой и жидкой фазах с помощью уравнения (V.13).
7. Корректируют константы равновесия компонентов смеси
по формуле
{v.i5)
ini
8. Проверяют неравенство -----------1
I fni
< 10-*.
Если оно выполняется, расчет прекращают, если нет — рас
чет повторяют при новых значениях констант равновесия.
§ 3. РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ
КОНДЕНСАЦИИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
СМЕСЕЙ
Дифференциальная конденсация — процесс обра-
зования жидкой фазы при ступенчатом выпуске из сосуда по-
стоянного объема паровой фазы (ступенчатом изменении дав-
ления) и неизменной температуре.
С математической точки зрения дифференциальная конден-
сация является многократным повторением процесса контакт-
ной (однократной) конденсации для газоконденсатной смеси
переменной массы и состава, проходящей в сосуде постоянного
объема.
В точной постановке процесс дифференциальной конденса-
ции многокомпонентной смеси описывается системой обыкно-
венных дифференциальных уравнений. Широкое использование
их в инженерных расчетах ограничивается необходимостью
предварительного определения многомерных зависимостей и
компонентного состава паровой и жидкой фаз от давления и
состава фаз при постоянной температуре. Объем эксперимен-
тальных исследований для построения этих зависимостей на-
столько велик, что становится практически невыполнимым.
251
Расчет процесса дифференциальной конденсации проводят
приближенно, используя тот или иной вариант метода после-
довательной смены стационарных состояний. Расчет состоит из
двух циклов. По первому циклу определяют количество ото-
бранного газа из бомбы pVT постоянного известного объема
при заданном давлении и состав смеси, оставшейся в бомбе
при этом давлении. По второму циклу рассчитывают разделе-
ние смеси определенного состава на паровую и жидкую фазы
и компонентные составы фаз при заданных значениях давле-
ния и температуры (контактная конденсация).
Разбивают весь процесс дифференциальной конденсации на
/ этапов. Приближенно полагают, что в течение одного этапа
отбирается только паровая фаза, состав ее постоянен и равен
составу этой фазы на начало этапа. Следовательно, не изменя-
ется за период одного этапа и остается равным на начало
этого этапа и состав газоконденсатной смеси в бомбе pVT.
Пусть на начало /-го этапа процесса дифференциальной
конденсации в бомбе pVT имеется NHj молей смеси. Число мо-
лей i-ro компонента в смеси на начало /-го этапа составит
Ai Hi,/ — N н/Т]|./>
где г/,,/ — молярная доля i-ro компонента в смеси на начало
/-го этапа.
Предположим, что за j-й этап отбирается NC)T , молей паро-
вой фазы смеси. Зная состав равновесной паровой фазы в бомбе
pVT на /-м этапе (*/*,>), определим число молей i-ro компо-
нента, отобранных из бомбы на /-м этапе:
N от»,/ — от/!/!,/-
Число молей i-ro компонента смеси в бомбе на начало (/ + 1)-го
этапа дифференциальной конденсации
М н/./+1 — н/'ll/ AioT/J/i./-
Молярная доля i-ro компонента смеси на (/+1)-м этапе в ре-
зультате предположения о неизменности состава смеси в тече-
ние одного этапа составит
Пм-н =
|У н/Т]/./ — М0Т/У1
N п --------- .V0T
(V.16)
Таким образом, по формуле (V.16) пересчитывают состав
смеси в бомбе pVT на следующий этап по данным о предыду-
щем этапе. Значения величин N» / и УУ0Т / определяют по урав-
нению материального баланса, связывающего объемы паровой
Qn и жидкой QH< фаз, образовавшихся в бомбе pVT объема Qo
при дифференциальной конденсации:
Qo — Qw -|- Qn
МГ„(1-У)МЖ /VCMyz„/?T
Рж P
(V. 17)
252
где Л/ем — число молей газоконденсатной смеси в бомбе pVT;
V—молярная доля паровой фазы смеси; Мж — молекулярная
масса жидкой фазы; ож— плотность жидкой фазы; гп — коэф-
фициент сверхсжимаемости паровой фазы; р, Т — абсолютные
давление и температура смеси; R—универсальная газовая по-
стоянная.
Если число молей измеряется в гмолях, объем в см3, плот-
ность в г/см3, давление в МПа, температура в К, то /? =
= 82,057-10-7 (м3 • МПа)/(гмоль• К). Величины V, Л4Ж, рж, za
определяют в процессе расчета парожидкостного равновесия на
каждом этапе дифференциальной конденсации при известных
составе смеси, давлении и температуре.
По уравнению (V.17) можно вычислить число молей смеси
при заданном давлении р. Для этого необходимо знать или
задаться числом молей смеси и ее составом гр, j на начало
/-го этапа при р„ а также давлением на конец /-го этапа рк j,
равным давлению на начало (/+1) этапа. Обычно расчет на-
чинают с давления начала конденсации, когда смесь находится
в однофазном состоянии, т. е. при рк=рНк, VH=1. Затем рас-
считывают процесс парожидкостного равновесия при рк j и гр,
Так как в процессе этапа тр, j = const, а следовательно, и VKj,
(/Иж)к; и (гп)к/ = const на конец /-го этапа, то из уравнения
(V.16) находят число молей NKj в бомбе pVT на конец /-го
этапа
Not = N uj — Nk;-
Далее по формуле (V.16) пересчитывают состав смеси гр, ж
на (/ + 1)-м этапе и, учитывая, что <VK j = 7Vh. j+i, рассчитывают
парожидкостное равновесие на (/ + 1)-м этапе при pKj+\-
Используя описанный метод расчета процесса дифференци-
альной конденсации смеси в бомбе pVT, на каждом этапе оп-
ределяют состав смеси в бомбе, молярные доли и объем обра-
зовавшихся фаз, состав каждой из фаз, их физические свой-
ства и текущие пластовые потери конденсата. Пластовые
потери конденсата (коэффициент потерь) определяют как отно-
шение объема образовавшейся жидкости йж к объему бомбы й0
А'п = ^ж/^0>
где
о VCM(1-V)M«
Ььж — -------------—,
рж
или как отношение объема образовавшейся жидкости йж к на-
чальному объему QH газа в бомбе pVT, приведенному к стан-
дартным условиям
г, _ ^оРнК^С2С
V н — ---------»
2нк^нРс
А Qjk/Qh.
253
В лабораторной практике за потери конденсата при раз-
работке газоконденсатной залежи в условиях газового режима
(Q0 = const) принимают значение коэффициента потерь, полу-
ченного при минимальном абсолютном давлении в бомбе pVT,
равном 0,1 МПа, и пластовой температуре. В этом случае не
учитывают влияние пористой среды на объем образовавшейся
жидкости, наличие высококипящих компонентов в паровой
фазе в пласте, фактическое давление конца разработки место-
рождения, которое всегда больше атмосферного.
Для определения коэффициента извлечения конденсата Ли
из сосуда pVT существует несколько корреляционных зависи-
мостей, учитывающих те или иные физические свойства смеси
в бомбе до начала эксплуатации, например зависимость
С. Л. Критской
К„ = 1 — Кп = 109,566 — 0,115рн — 0,022<7х, (V. 18)
где Лп — коэффициент извлечения конденсата (С5+) при ко-
нечном давлении рк = 3,5 МПа; рн — начальное пластовое дав-
ление, МПа;
щ = -------Mc6+yCiH.-----. (V ,19)
рс6+0,024 (100-ус5+) ’
МС5+, рс5+—молекулярная масса и плотность стабильного кон-
денсата; Ус5+~ объемное содержание остатка в составе исход-
ного газа, %. Средняя погрешность расчета коэффициента из-
влечения конденсата из сосуда pVT составляет 5,5%.
Поскольку в описанном способе расчета дифференциальной
конденсации используется метод последовательной смены ста-
ционарных состояний, то точность расчета при прочих равных
условиях зависит от числа этапов. Практика показала, что во
многих случаях можно ограничиться десятью этапами при на-
чальном давлении рн<30 МПа.
Пример. Рассчитать парожидкостное равновесие и дифференциальную
конденсацию газоконденсатной смесн из скважины (интервал перфорации
2879—2886 м) с помощью уравнения состояния Пенга — Робинсона при сле-
дующих исходных данных: р„ = 29,6 МПа; /Н = 84°С; состав смеси (в %)*.
СН4 —82,65: С2Н6 —6,80; С3Н8 —3,10; i-C4Hlo-O,75; п-С4Н10—0,68;
С5Н12+ — 5,6; N2 — 0,42.
Л4с5+=114; рс5+= 0,739 г/см3.
Фракционная разгонка стабильного конденсата: /,, = 29°С; 10 %—63°С;
50 % — 131 °C; 90 % — 295 °C; — 321 °C; выход —89%; остаток — по-
тери — 11 %. Массовый состав конденсата (в %): ароматических углеводоро-
дов 9,83; нафтеновых 30,49; метановых 59,68. Потенциальное содержание
С5+ в пластовом газе 297,8 г/м3.
Измеренные экспериментально и рассчитанные коэффициенты распреде-
ления компонентов в паровую и жидкую фазы, составы паровой и жидкой
фаз приведены в табл. V.3, V.4 и V.5.
255
254
256
§ 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНИМАЛЬНО НЕОБХОДИМОЙ
СКОРОСТИ ПОТОКА ГАЗА ДЛЯ ПОЛНОГО ВЫНОСА
КОНДЕНСАТА С ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ
При уменьшении давления и неизменной температуре в про-
цессе фильтрации газоконденсатных смесей в пласте могут
происходить фазовые превращения. В процессе эксплуатации
газовых и газоконденсатных скважин скорость газового потока
должна быть достаточной для выноса с забоя скважины твер-
дых частиц и капель жидкости. В противном случае на забое
образуются песчаноглинистые пробки или скапливается столб
Таблица V.6. Результаты экспериментов для построения изотерм конденсации
Рс, МПа /с. СС «г- тыс. м7сут <?к. м’/сут QKlQr- м3 м3
7,5 26,0 35,7 6,48 184,5
5,5 26,5 37,2 6,91 186,0
3,5 26,5 38,0 6,19 163,0
1,3 27,0 38,0 4,97 130,6
1,5 27,0 58,0 8,70 155,0
3,6 27,0 58,0 10,9 188,0
5,5 27,0 56,4 11,0 209,0
7,3 27,2 54,75 11,22 205,0
7,4 27,5 69,29 16.2 234,0
5,5 27.5 74,25 17,4 234,5
3.3 27,3 83,0 16,75 202,0
1,9 27.8 83,0 15,1 180,5
1,9 27,2 103,0 18.7 181,5
3,5 27,4 103,0 21,0 204,0
5,5 27,3 98,6 23,3 234,0
7,4 27,5 92,83 21,6 234,0
жидкости, что создает дополнительное сопротивление потоку
газа, уменьшает дебит скважин, приводит к пульсации при ра-
боте скважин, изменению фракционного состава газовой и
жидкой фаз, поступающих из скважины.
При исследовании скважин с различными скоростями пото-
ков газа (меньше минимально необходимой скорости) полу-
чают противоречивые данные о выходе конденсата в аппара-
тах, неправильно определяется состав пластовой смеси и, сле-
довательно, потенциальное содержание стабильного конденсата
в месторождении, запасы стабильного конденсата, неправильно
устанавливаются плановые цифры по его добыче.
Впервые в СССР в 1959 г. А. С. Беликовский и В. В. Юш-.
кин предложили определять минимально необходимую ско-
рость (или дебит скважины) по неизменности фракционного
состава жидкого конденсата, поступающего из скважины. Для
этого необходимо проводить специальные исследования сква-
жин с различными возрастающими по величине дебитами, от-
бирать пробы жидкой фазы при работе скважины на устано-
9 Закат № 317
257
вившемся режиме, проводить их разгонку в лабораторных усло-
виях, определяя скорость, при которой и выше которой фрак-
ционный состав практически не изменяется. Метод надежен,
физически обоснован, однако требует значительных затрат вре-
мени и сложного лабораторного оборудования.
В 1963 г. А. И. Ширковский предложил определять мини-
мально необходимую скорость (дебит) по неизменности изо-
термы конденсации при различны?
столба жидкости в затрубном i
дебитах или по отсутствию
ространстве на забое сква-
Рис. V.2. Изотермы конденсации при
t = 27 °C и различных дебитах.
/ — линия удельного содержания конден-
сата в газе при разных дебитах и оди-
наковом давлении.
/ __ Q = 38 тыс. м3/сут; 2 — Q — 58 тыс. м3/сут
3 — Qa>83 тыс. мУ'сут; 4 —Q=IOO тыс.
m'Vc VT
жины. При постоянном составе продукции скважины должна
получаться одна и та же изотерма конденсации при неизмен-
ных параметрах работы сепарационного оборудования (скоро-
сти потока газовой фазы в сепараторе, давлении и темпера-
туре) .
Пример. Определить минимально необходимый дебит для полного вы-
носа конденсата с забоя скважины. Данные исследования приведены
Таблица V.7. Высота столба конденсата в затрубном пространстве при различных
дебитах
Рзт, МПа р3, МПа Qr. ТЫС. М4/сут h, м рзт. МПа р3, МПа <?г- тыс. м-‘/сут h, м
15,6 17,98 0 0 15.2 17.61 82 5
15,4 17,85 40 7 15,1 17,44 116 0
15,2 17,79 51 48 15,4 17,97 0 40
15,2 17,74 71 38
в табл. V.6. Из рис. V.2 видно, что одна и та же изотерма конденсации
получается при Qr>83 тыс. м3/сут.
Дебит, при котором высота столба конденсата в затрубном пространстве
равна нулю, можно определить из выражения
0.03415Л (L —h)
Рзте 77 PKgft - Рз. (V.20)
где А—относительная плотность затрубного газа по воздуху; L—расстояние
между плоскостями замеров давления в затрубном пространстве на устье
Рзт и на забое р.,; h — искомая высота столба конденсата в затрубном яро-
258
странстве; рк — плотность конденсата в забойных условиях {рз, ts); г, Т —
средние по длине L коэффициент сверхсжимаемости затрубного газа и аб-
солютная температура, К.
Изменяя дебит газа Qr, получаем различные значения затрубного и за-
бойного давлений. Решая методом последовательных приближений или гра-
фически уравнение (V.20), находим значения высот столба конденсата, соот-
ветствующих различным дебитам. Далее строим график зависимости /1 =
=й(Ог), по которому определяем дебит, соответствующий h = 0.
Пример. Определить минимально необходимый дебит для скважины.
Исходные данные для расчета: Л=1680 м; рк = 0,75 т/м3; Д = 0,73; z=0,864;
7=343 К.
Рис. V.3. Зависимости высоты
столба конденсата в затрубном
пространстве на забое скважины
Л и удельного выхода конденсата
от дебита скважины Q.
I - h,h(Q): 2 — qK—qK{Q] при =
= 3.5 МПа; ,с = 27 "С
Измеренные давления, расходы газа и подсчитанные по формуле (V.20)
высоты столба конденсата h приведены в табл. V.7, по данным которой по-
строен график, приведенный на рис. V.3. С помощью этого рисунка опреде-
ляем /г = 0 при Qr~87 тыс. м3/сут.
Минимально необходимый дебит можно найти приближенно по мень-
шему числу экспериментальных точек, построив зависимость удельного вы-
хода конденсата QK/Qr при одном значении давления, температуры и скоро-
сти потока газа в сепараторе, но при различных дебитах скважины Qr (на-
пример, па рис. V.2 вертикаль I—I изотерм конденсации). Дебит, при кото-
ром Q,(/Qr = const, и будет минимально необходимым.
§ 5. ЛАБОРАТОРНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И МЕТОДЫ
ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ
При исследовании в лаборатории процессов фазовых превра-
щений углеводородной смеси соблюдают термодинамическое
подобие тем процессам, которые происходят в пласте. Для
этого в комплект лабораторной установки включают не менее
двух сосудов высокого давления. В первом, бомбе pVT, прово-
дят изотермическое (при пластовой температуре) снижение
давления от начального пластового до атмосферного. Таким
способом моделируют фазовые превращения в пласте при раз-
работке залежи на режиме истощения.
Соотношения объемов газовой и жидкой фаз измеряют при
контактной и дифференциальной конденсации. При контактной
конденсации масса и состав газоконденсатной смеси остаются
постоянными, а давление снижают, перемещая поршень
в бомбе pVT, т. е. увеличивая ее объем. При дифференциальной
конденсации газ выпускают из бомбы, не изменяя ее объем.
9* 259
Этот процесс имитирует отбор газа из месторождения. Состав
пластовой смеси изменяется, а газовую фазу, отобранную из
«пласта» (бомбы pVT), направляют во второй сосуд высокого
давления — сепаратор, в котором давление и температуру под-
держивают на уровне промысловых условий сепарации. Таким
способом имитируют процесс промысловой обработки газа.
Соблюдение только термодинамического подобия, т. е. ра-
венства параметров р и t в пласте и сепараторе их значениям
в лабораторных условиях, позволяет получать приближенные
исходные данные для перспективного планирования добычи и
изменения состава добываемых газа и конденсата. В совре-
менных лабораторных исследованиях не соблюдаются условия
газогидродинамического подобия процессов фильтрации газо-
конденсатной смеси в пласте, не учитываются влияние пори-
стой среды на фазовые превращения и отклонения реальных
процессов фазовых переходов от условий равновесия, а в сепа-
раторе не соблюдается газодинамическое подобие промысло-
вым процессам подготовки газа к транспортированию. Эти
отличия реальных процессов на месторождении от условий ла-
бораторных исследований обусловили использование лабора-
торных результатов при расчетах разработки в основном по
уравнениям материального баланса.
Сопоставление лабораторных и фактических данных по де-
вяти месторождениям Краснодарского края показало, что до-
быча конденсата по отдельным месторождениям на 30—40 %
ниже рассчитанной по лабораторным данным. Несмотря на
это, лабораторные исследования являются основным методом
прогнозирования фазовых превращений при разработке и экс-
плуатации газоконденсатных месторождений, так как аналити-
ческие (расчетные) методы их прогнозирования менее на-
дежны.
Одним из основных узлов установки УФР-2 (рис. V.4) яв-
ляется бомба равновесия 3, корпус которой состоит из двух
цилиндров: верхнего — газового 2 и нижнего — жидкостного 9.
Пространства со стороны штоков цилиндров связаны обводной
трубкой 6, уменьшающей осевые усилия на поршни и обеспе-
чивающей синхронное их перемещение при механическом воз-
действии на поршень 8 жидкостного цилиндра. Привод поршня
8 осуществляется от синхронного двигателя через редуктор и
безлюфтовую передачу 10.
Объем жидкой фазы отсчитывают по счетчику указателя
объема 11. Сельсин-приемник счетчика дистанционно связан
с сельсин-датчиком привода и соединен со счетчиком кониче-
ской передачей, рассчитанной так, что полный объем (в см3)
замеряют в тот момент, когда уровень жидкой фазы находится
в середине смотрового стекла.
Объем газовой фазы отсчитывают по счетчику указателя
объема 24. Сельсин-датчик счетчика закреплен на валу дви-
гателя, имеющего контактное устройство, которое включает
260
двигатель при перемещении штока 4 поршня газового ци-
линдра. Сельсин-приемник соединен со счетчиком газа цилин-
дрической передачей, рассчитанной таким образом, что объем
жидкой фазы отсчитывают в единицах объема (в см3). В га-
зовом цилиндре проба перемешивается электромагнитной ме-
шалкой 5, ось которой является сердечником электромагнит-
Рис. V.4. Установка УФР-2 для исследования газоконденсатных смесей.
/ — электромагнит; 2 —цилиндр газовый; 3 — бомба PVT; 4—шток поршня; 5— ме«
шалка электромагнитная; 6, 31— трубки обводные; 7 — стекло смотровое; 8 — поршень;
9 — цилиндр жидкостный; 10 — передача безлюфтовая; 11, 24 — указатели объема; 12 —
потенциометр; 13, 25 — поршневой разделитель; 14, 22, 26—29 —манометры образцовые;
15 — манометр электроконтактный; 16, 17, 18— электронагреватели; 19 — плунжер из-
мерительный; 20 — сепаратор; 21 — счетчик; 23 — пробоотборник газа (пикнометр);
30 — бачок напорный; 32 — гидропресс; 33 — насос масляный; 34 — ресивер
ной катушки 1. Раздел фаз исследуемой пробы фиксируется
визуально на зеркале, отражающем луч света от осветителя,
который проходит через смотровое окно бомбы равновесия.
Бомбу равновесия термостатируют электронагревателями
16, 17, 18. Нагревают бомбу нагревателем /7; нагреватель 18
служит для стабилизации температуры в исследуемой пробе;
нагреватель 16 предусмотрен для того, чтобы не выпадал кон-
денсат при отборе пробы через шток цилиндра газовой фазы
и не было оттока теплоты, с его помощью температура по
всему пути движения газа поддерживается равной темпера-
туре внутри бомбы или на 1—2 °C выше.
261
Температура в бомбе равновесия регулируется потенцио-
метром 12 с помощью трех термопар, расположенных у спира-
лей нагревателей. Давление в гидросистеме и рабочей камере
бомбы создается масляным насосом 33 и гидропрессом 32 с ме-
ханическим приводом. Ресивер 34 установлен в системе для
сглаживания пульсаций при работе масляного насоса.
Вторая функция гидропресса: автоматическое поддержание
заданного давления, для этого он снабжен обводной линией 31.
При закрытой обводной линии пресс создает давление до
80 МПа, при открытой — до 160 МПа. Гидропресс включается
в режим регулирования поршневым разделителем 25, снабжен-
ным электрическим индикатором. Регулирование ведут по за-
данному давлению (манометры 26—29). Давление в системе
контролируют по манометру 14, а защита от превышения дав-
ления осуществляется элекгроконтактным манометром 15.
Для определения выхода конденсата из газа по мере сни-
жения давления при различных режимах сепарации в нижней
части сепаратора 20 вмонтированы смотровое окно с освети-
телем и измерительный плунжер 19. Давление в сепараторе
(до 20 МПа) регистрирует манометр 22, а количество отобран-
ного из системы газа — счетчик 21. Рабочую жидкость подают
в систему из напорного бачка 30 через гидропресс и масляный
насос. Поршневым контейнером 13 заполняют бомбы газом и
повышают давление.
Установка снабжена специальным термостатируемым пик-
нометром высокого давления 23 для отбора пробы паровой
фазы при различных режимах работы. Узлы установки жестко
закреплены-на стенде таким образом, что на месте эксплуата-
ции установку легко смонтировать в защитной кабине, причем
щит с управляющими и показывающими приборами может
быть одной из ее стенок. Блок автоматики позволяет автомати-
чески управлять установкой в соответствии с технологическими
требованиями.
Методика исследования на установке УФ Р-2
При полностью вдвинутом поршне и нижнем плунжере бомбу
вакуумируют до 23 мм рт. ст. и заполняют пробой газа из бал-
лона. Под давлением газа поршень уходит в крайнее верхнее
положение. После выравнивания давления в бомбе и баллоне
последний отключают от бомбы и подключают к поршневому
контейнеру, с помощью которого подают дополнительно необ-
ходимое количество газа.
Контейнер наполняют газом до остаточного давления пробы
в баллоне, затем перекрывают баллон, а контейнер соединяют
с масляным насосом и, подняв в нем давление выше, чем дав-
ление в бомбе, пробу газа передавливают в бомбу. Затем кон-
тейнер отключают от бомбы и соединяют с баллоном, чтобы
вытеснить гликоль из контейнера в напорный бачок. Далее
262
цикл повторяется снова, пока в бомбе не будет создано давле-
ние, необходимое для проведения опыта.
Загрузив в бомбу необходимое количество газовой пробы,
рассчитывают объем жидкости, необходимый для загрузки, и
измерительным прессом передавливают ее в бомбу. После за-
грузки бомбы включают обогрев и по достижении определен-
ной температуры опыта включают мешалку. Постоянное дав-
ление в бомбе поддерживается верхним поршнем, который пе-
ремещается под давлением гликоля, нагнетаемого насосом
в камеру бомбы, заключенную между цилиндром и поршнем.
Пробу перемешивают до тех пор, пока не установится фа-
зовое равновесие при заданной температуре и давлении. Фа-
зовые равновесия систем исследуют при температурах от —10
до +200 °C и давлениях от 2 до 100 МПа. Поправки на дав-
ление и температуру к объемам жидкой и газовой фаз опре-
деляют расчетом. Установка позволяет определять такие ха-
рактеристики пластовых газов, как выход конденсата из газа
при различных термодинамических условиях в процессе экс-
плуатации залежей глубокозалегающих газоконденсатных ме-
сторождений, а также потери конденсата в пласте. Получен-
ные данные являются исходными при подсчете запасов газа и
конденсата, потерь конденсата в пласте, обоснования метода
разработки месторождения.
Исследование проб сырого конденсата
и отсепарированного газа
Отобранные на промысле пробы сырого конденсата и отсепа-
рированного газа исследуют в лабораторных условиях на со-
держание этана, пропана и бутанов, а стабильного конден-
сата — на содержание Cs+- Прежде всего пробу сырого конден-
сата необходимо дегазировать на установке дегазации сырого
конденсата (рис. V.5). Контейнер 3, содержащий сырой конден-
сат, помещают в баню 2, температуру в которой поддерживают
с помощью термостата 1. Между контейнером и газометром 8
помещают стеклянные змеевиковые ловушки, погруженные
в охлаждающую смесь льда с солью (—20 °C). Прямая функ-
ция ловушек — улавливание жидких углеводородов, уносимых
газом из контейнера.
Для разгазирования пробы сырого конденсата открывают
вентиль контейнера и выпускают газ в газометр со скоростью
5 л/ч. При этом температуру в бане поддерживают равной
+ 20 °C. После прекращения выделения газа из контейнера при
открытом вентиле температуру в нагревающей бане доводят
до +30 °C. При этом из контейнера выделяется дополнитель-
ное количество газа, которое также собирают в газометр. На-
конец, после прекращения его выделения вентиль закрывают и
контейнер с содержащимся в нем дегазированным конденсатом
охлаждают до 10—15 °C.
263
Для удаления газообразных углеводородов, растворенных
в жидкости, собранной в ловушках, температуру охлаждающей
смеси постепенно повышают, доводя ее до 5 °C. В конденсат,
переливающийся из контейнера в мерный цилиндр, добавляют
жидкий продукт, выделенный из газа, собранный в змеевико-
вых ловушках. После этого измеряют объем полученного жид-
кого продукта (Cs+) и определяют его плотность.
В результате проведенных промысловых исследований сква-
жины и лабораторных анализов проб газа сепарации и сырого
конденсата получают исходные данные для расчета содержа-
ние. V.5. Лабораторная установка для дегазации сырого конденсата.
/ — термостат; 2— баня; 3 — контейнер сырого конденсата; 4— термометр; 5 — вентиль:
6— манометр; 7 — ловушкн жидких углеводородов; 3 — газометр
ния этана, пропана, бутанов, пентанов и вышекипящих в пла-
стовом газе: 1) q — объем выделяющегося сырого конденсата
на 1 м3 отсепарированного газа (в см3) в промысловом сепа-
раторе; 2) V — объем контейнера, в который отбирается сырой
конденсат (в см3); 3) а — объем газа дегазации, выделяемого
из сырого конденсата в объеме контейнера (в л); 4) b — со-
держание жидких углеводородов в контейнере (в см3);
5) плотность и молекулярная масса стабильной жидкой фазы,
оставшейся после дегазации сырого конденсата.
Плотность конденсатов находится в прямой зависимости от
их группового углеводородного и фракционного составов. На-
пример, конденсаты, в которых велико содержание ароматиче-
ских углеводородов, имеют большую плотность (0,806—0,826),
чем конденсаты, содержащие парафиновые углеводороды. От
группового углеводородного состава зависит также и показа-
тель преломления конденсатов (колеблется для исследованных
конденсатов в пределах от 1,39 до 1,46). На основании резуль-
татов исследований стабильных конденсатов более 60 газокон-
денсатных месторождений (исследования ВНИИГаза) уста-
264
физи-
Крега ।
(V.22)
новлена зависимость между плотностью конденсата и его по-
казателем преломления п^>:
pf = 1,90646п“ - 1,96283. (V.21)
При экспериментальном изучении фазовых превращений
газоконденсатных систем на существующей аппаратуре (типа
УГК) количество жидкой фазы бывает настолько мало, что
20 20
определить удается лишь , а для определения р< можно
воспользоваться зависимостью (V.21); относительная погреш-
ность при этом не превышает ±2%. Молекулярная масса ис-
следованных конденсатов колеблется от 92 до 158. Молекуляр-
ную массу М конденсатов часто находят расчетным путем, ис-
пользуя формулы зависимости между М и некоторыми
ческими свойствами конденсатов. Например, формула
связывает плотность рс5+ и молекулярную массу Мс5+
4^29^
°+ 1,03-рсв+
Наибольшую точность при определении молекулярной массы
конденсатов получают по формуле Херша
Мс5+ = 1,939436 + 0,0019764/кип + (2,1500 —n^), (V.23)
где Лаш — средняя температура кипения конденсата, °C. Од-
нако приемлемую точность (относительная погрешность не
превышает ±3,5%) можно получить лишь для конденсатов,
в которых доминируют парафиновые углеводороды. В осталь-
ных случаях молекулярную массу конденсата следует опреде-
лять экспериментально, криоскопическим методом.
§ 6. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
СКВАЖИН И ПРОМЫСЛОВЫЕ УСТАНОВКИ
ДЛЯ ИХ ПРОВЕДЕНИЯ
При исследовании газоконденсатных скважин определяют фа-
зовый и углеводородный составы смеси до начала разработки
месторождения; прогнозируют и контролируют их изменения
в процессе эксплуатации месторождения в системе пласт —
скважина — сепаратор — магистральный газопровод. В Совет-
ском Союзе создание и внедрение методов исследований газо-
конденсатных скважин относится к 1952 г.
Исследования газоконденсатных скважин можно классифи-
цировать следующим образом.
I. Первоначальные исследования разведочных и первых до-
бывающих скважин. Особым условием этих работ должно
быть проведение полного комплекса исследований на всех без
исключения скважинах, что дает возможность изучить харак-
тер изменения газоконденсатной характеристики залежи или
месторождения по площади и разрезу. По составу смеси.
265
отобранной из первой разведочной скважины, уже можно су-
дить о наличии нефтяной оторочки.
II. Текущие исследования скважин для уточнения запасов
и потерь конденсата в пласте, получения исходных данных при
ежегодном планировании добычи конденсата и обоснования
оптимального режима сепарации применительно к текущему
составу газоконденсатной смеси.
III. Специальные исследования фазового и углеводородного
составов газоконденсатной смеси в каждом элементе системы
пласт — скважина — шлейф — сепаратор — газопровод на раз-
личных этапах эксплуатации залежи.
Результатом исследований газоконденсатных скважин всех
видов является комплекс данных, которые принято называть
газоконденсатной характеристикой залежи: фазовый и угле-
водородный составы газоконденсатной смеси в пластовых ус-
ловиях до ввода залежи в эксилуатацию; изотерма конденса-
ции при пластовой температуре; содержание конденсата в до-
бываемом газе и составы газа и конденсата за весь период
снижения пластового давления от начального до остаточного;
изотермы сепарации устьевого газа (при 7'с = 258—293 К и
давлениях 2—10 МПа); физико-химические свойства и составы
газа и конденсата, отобранных на устье скважины или из се-
паратора; фазовое состояние, составы и свойства газа и кон-
денсата в элементах системы скважина—шлейф--сепара гор—
газопровод.
Газоконденсатную характеристику используют для: 1) под-
счета запасов конденсата и компонентов, составляющих газо-
конденсатную смесь; 2) технико-экономического обоснования
способа разработки залежи (на режиме истощения или с под-
держанием давления) и направления использования конден-
сата; 3) проектирования системы разработки и обустройства
промысла; 4) обоснования режима сепарации или режима ра-
боты установок по переработке добываемой газоконденсатной
смеси; 5) контроля и наблюдения за разработкой и эксплуа-
тацией залежи.
Исследования на газоконденсатность проводят комплексно
в промысловых и лабораторных условиях. При промысловых
исследованиях скважин строят изотермы сепарации и отби-
рают пробы газа и конденсата (сосуществующие фазы) на
устье скважины, из сепараторов или других элементов системы
скважина—шлейф—сепаратор—газопровод. Пробы используют
для определения состава и свойств газа и конденсата, расчета
состава газоконденсатной смеси до начала эксплуатации за-
лежи и прогнозирования изменения состава и свойств добывае-
мой смеси.
Рекомбинированием проб, т. е. объединением газа и кон-
денсата в сосуде pVT в соотношении, при котором они ото-
браны на промысле при температуре и давлении отбора, полу-
чают смесь для проведения лабораторных работ.
Промысловые исследования газоконденсатных скважин од-
новременно развиваются в двух направлениях: первое состоит
в исследовании газоконденсатных скважин при их работе на
промышленных расходах — методы отбора промышленных ко-
личеств газа; второе — в исследовании только части промыш-
ленного расхода газа, который по фазовому и углеводородному
составам одинаков с общим промышленным расходом — ме-
тоды отбора «представительных» проб.
Газоконденсатные скважины при отборе промышленных ко-
личеств газа исследуют при помощи промысловых стационар-
ных сепараторов, передвижных блоков сепараторов, сепарато-
ров передвижных установок.
Представительные пробы отбирают из: неподвижного столба
газа; фонтанной арматуры действующей скважины через про-
боотборную трубку, установленную на оси потока; отборного
устройства, установленного вертикально у устья скважины; го-
ризонтального участка шлейфа; смесителя.
Из перечисленных методов наиболее распространены иссле-
дования на промысловом оборудовании; отборы представитель-
ной пробы из фонтанной арматуры или при помощи смесите-
лей с использованием малогабаритных установок; однбвремен-
ный отбор промышленного количества газа и представительной
пробы при помощи передвижной установки ЛПГ-1.
Исследования при помощи промыслового оборудования
(рис. V.6) впервые были проведены в 1964 г. следующим обра-
зом. Поток газоконденсата, выходящий из скважины /, прохо-
дит через ловушку жидкой фазы 2 с замерной емкостью. Да-
лее через штуцер 3, шлейф и распределительную гребенку 4
газ поступает в сепараторы 5, 6, 7 первой и второй ступеней
(р = 4,0 и 1,6 МПа) и затем через расходомер 16 в газопровод.
После каждого сепаратора установлены регуляторы давле-
ния «до себя» 12, поддерживающие заданные давления. Пе-
ред сепаратором первой ступени при исследовании был допол-
нительно установлен измерительный сепаратор 5 с уровнемер-
ным стеклом 14 (р = 21 МПа). Использована также передвижная
установка 13 для замеров объемов воды, сырого конденсата,
газа, выделяющегося из конденсата при изменении давле-
ния и температуры. Газ с установки 13 поступает для сжи-
гания на факел. Выделенный в сепараторах и в измерительной
установке конденсат поступает в сепаратор 8 (р = 0,6 МПа) и
далее после редуцирования в замерную емкость 11, а выде-
ленный из конденсата газ через измерительную диафрагму —
для сжигания на факел.
Для замера температуры в сепараторе 5 через конденсато-
отводящую трубу введена термопара регистрирующего термо-
метра.
Методика построения изотерм, изобар конденсации и части
диаграмм фазовых превращений с помощью обычного промыс-
лового оборудования состоит в следующем.
267
Изотермы конденсации. При достаточной длине
шлейфа температура газа (при одном и том же диаметре шту-
цера на устье скважины) изменяется незначительно и прак-
тически равна температуре грунта. Это используется для под-
держания постоянной температуры в измерительном сепара-
торе, т. е. изотермических условий.
При помощи регулятора давления «до себя» в сепараторе 5
устанавливают различные давления, например 1,5; 3,5; 5,5;
Рис. V.6. Промысловая экспериментальная установка на газоконденсатном
месторождении.
/ — скважина; 2 — ловушка жидкой фазы; 3 — штуцер; 4 — распределительная гре-
бенка; 6, 7, 8 — сепараторы; 5 —сепаратор измерительный; 9, 10 — отводы на факел;
11— емкость мерная; 12— регулятор давления «до себя»; 13— установка для изме-
рения объема жидкости: 14— стекло уровиемерное; 15 — термометр регистрирующий
7,5 МПа. Замеряют дебит газа после сепарации Qr и расход
стабильного конденсата QK. Отношение фк/<2г = <7к — выход кон-
денсата (см3/м3) при различных давлениях.
Изобары конденсации. Для получения изобар кон-
денсации при неизменном штуцере или отсутствии его на сква-
жине, когда дебит газа равен или больше минимально допу-
стимого, изменяют диаметр штуцера непосредственно перед
измерительным сепаратором, поддерживая с помощью регуля-
тора давления «до себя» постоянное давление в сепараторе
при различных температурах. Определяют qK, как и в первом
случае.
При построении части диаграмм фазовых превращений
в диапазоне высоких давлений и температур расход конден-
сата измеряют в ловушке жидкости, так как измерительный
268
или промысловый сепаратор может иметь рабочее давление
ниже необходимого для построения диаграммы.
Исследования при одновременном отборе промышленных
количеств газа и представительной пробы проводят при по-
мощи установки ЛПГ-1 (рис. V.7). При промышленном отборе
газоконденсатная смесь из скважины через регулируемый шту-
цер 1 поступает в циклонный сепаратор с манометром 6. Выде-
ленная жидкость направляется в мерные емкости 4 и 5. Кон-
Puc. V.7. Передвижная газоконденсатная лаборатория ЛПГ-1.
/, 8 — регулирующие штуцеры; 2 — предохранительная мембрана; 3, 6 — образцовые
манометры- 4, 5 — мерные емкости; 7 — сепаратор циклонный; 9 — замерные вентили;
10 — факельная линия; // — расходомер (ДИКТ); 12— малая термостатируюшая уста-
новка
денсатосборники снабжены замерными вентилями 9, при по-
мощи которых измеряют дебит сырого- конденсата. Отсепари-
рованный газ через регулирующий штуцер 8 направляют в га-
зопровод. В первом случае дебит газа измеряют ДИКТом 11,
во втором — промысловыми расходомерами ДП-430.
При промышленном отборе газа в пробоотборники посту-
пают газ и конденсат после сепарации. Содержание конден-
сата в газе определяют при различных давлениях и темпера-
турах сепарации.
Для построения изотерм и изобар конденсации требуются
отбор представительной пробы и ее исследование. Для этих
целей предназначена малая термостатирующая установка
ЛГК.М-3, которая состоит из сепаратора гравитационно-цен-
тробежного типа, термостатируемого с помощью двух электро-
нагревателей (ЭТ-32). Газ из малого сепаратора проходит
269
расширительную камеру, при этом по газовому счетчику РС-100
определяют его расход. Объем отсепарированной жидкости оп-
ределяют замерными краниками, установленными непосредст-
венно на сепараторе.
Представительную пробу отбирают из смесителя. Сепара-
тор калибруют по большому циклонному сепаратору. При этом
в сепараторе регулировочными вентилями создают такие же
давление и температуру, как и в большом. Скорость отбора
части потока из смесителя, при которой обеспечивается оди-
наковый удельный выход конденсата в обоих сепараторах, при-
нимают за рабочую. В дальнейшем при этой скорости термо-
статируют сепараторы при заданных температурах (0, —10,
—20 °C) и создают в них различные давления. По результа-
там измерений дебитов газа и жидкости строят изотермы и
изобары конденсации.
Использование промыслового оборудования дает возмож-
ность оперативно, без специальных затрат, с достаточной точ-
ностью проводить начальные и текущие исследования газокон-
денсатных залежей.
Отбор представительной пробы позволяет создавать мало-
габаритные установки для исследований, при помощи которых
можно проводить все виды исследований: первоначальные, те-
кущие и специальные. Установки просты по конструкции,
удобны в обслуживании, недороги, требуют небольших затрат
труда при исследованиях, имеют небольшие размеры и массы,
что позволяет транспортировать их в условиях севера и пу-
стынь (на вертолетах и др.).
§ 7. РАСЧЕТ СОСТАВА ПЛАСТОВОГО ГАЗА
И БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ КОМПОНЕНТОВ
При расчете состава пластового газа исходят из 1000 молей
отсепарированного газа:
а) число молей газа А, выделяющегося при дегазации сы-
рого конденсата, определяют по уравнению
А = —молей/1000 молей отсепарированного газа; (V.24)
б) содержание в сыром конденсате пентанов и вышекипя-
щих В из расчета на 1000 молей отсепарированного газа оп-
ределяют по формуле
g _ qbp* 24,04 молей/1000 молей отсепарированного газа.
Здесь а — количество газа, выделившегося при дегазации;
b — количество выделившихся пентанов и вышекипящих; V —
количество конденсата, отобранного в контейнере; М—моле-
кулярная масса.
270
Пример. Определить состав газа, поступающего на сепарацию (пла-
стового газа), при следующих исходных данных: на промысле из сепаратора
при давлении 5,7 МПа, температуре 5 °C и дебите, равном 127 тыс. м3/сут,
были одновременно отобраны пробы газа после сепарации и пробы сырого
конденсата. Выход сырого конденсата составил 382 см3/м3 отсепарированного
газа. Сырой конденсат, отобранный в контейнер объемом 150 см3, дегазиро-
Таблица V.8. Состав пластового газа
Компоненты Газ сепарации Газ дегазации Молярная доля пентанов и Суммарное число молей газа Состав пласто-
МОЛИ % МОЛИ вышекипя- щих в еыром конденсате, 96 сепарации, дегазации, С5+ вого газа, %
> 2 3 4 5 6 7 8
сн4 85,4 854 48,9 20,9 874,9 80,5
С2Нв 7,1 71 24,7 10,6 — 81,6 7,5
СЯН8 3,7 37 17,5 7,5 — 44,5 4,1
t-C4Hjo 0,3 3 2,3 1,0 — 4,0 0,4
0,6 6 4,6 2,0 — 8,0 0,8
С5Н12+ 0,2 2 2,0 0,8 42,6 45,4 4,2
n2 2,5 25 0,0 0,0 25,0 2,3
со2 0,2 2 0,0 0,0 — 2,0 0,2
Всего 100 1000 100 42,8 42,6 1085,4 100
вали в лаборатории. При этом было выделено 16,8 л (при 760 мм рт. ст.
и 20 °C) газа, состав которого приведен в табл. V.8.
Выход пентанов и вышекипящих из контейнера составил 96 см3, плот-
ность этих углеводородов Р4 0 =0,725. Молекулярная масса, определенная
криоскопическим способом, равна 100. Состав газа, отобранного на промысле
после сепарации, приведен в табл. V.8.
По формулам (V.24) и (V.25) вычислим А и В:
. 16,8-382
А - -----------
150
— 42,8 молей;
382-96-0,725-24,04
150-100
= 42,6 молей.
Результаты расчетов по определению состава пластового газа приведены
в табл. V.8.
Число молей отдельных компонентов в газе дегазации конденсата опре-
деляют исходя из общего числа молей газа дегазации (42,8) и его состава
(см. табл. V.8, графу 5). Например, для метана 42,8-.0,489 = 20,9. Для опре-
деления состава пластового газа суммируют по компонентам (по строчкам)
число молей газа, прошедшего сепарацию, газа дегазации, пентанов и выше-
кипящих. Полученное число молей каждого компонента делят на общее число
молей смеси (1085,4). Молярная доля паровой фазы отсепарированного газа,
образовавшейся в сепараторе из пластового газа, V= 1000/1085,4 = 0.921.
271
Расчет балансовых запасов
стабильного конденсата
Конденсат, получаемый непосредственно в промысловых сепа-
раторах при данных давлении и температуре, называется сы-
рым. Конденсат, состоящий при стандартных условиях только
из жидких углеводородов (пентанов и вышекипящих), назы-
вается стабильным. Его получают из сырого при дегазации.
Балансовыми запасами стабильного конденсата в газоконден-
сатной залежи являются все содержащиеся в пластовом газе
углеводороды, представляющие собой жидкость при стандарт-
ных условиях, т. е. все пентаны и вышекипящие.
Потенциальное содержание пентанов и вышекипящих в пла-
стовом газе равно сумме содержания этих углеводородов в сы-
ром конденсате и отсепарированном газе из расчета на 1 м3
пластового газа.
1. Содержание пентанов и вышекипящих в сыром конден-
сате (Е) рассчитывают по формуле
Е .-= Ei -J- Е2, (V.26)
где Е\ — содержание Cs+ в стабильном конденсате; Е2— со-
держание Cs+ в газе дегазации сырого конденсата.
bqp^ aqelMl
~V ' 2 ~ 100-24,04 V
(V.27)
Данные многочисленных определений молекулярной массы
С54. в газах дегазации показывают, что она равна примерно 80,
т. е. Aft = 80 г/моль.
С учетом этого Е2 можно рассчитать по формуле
£1=A“5*!l, fv.2S)
V
0 • 03а?е j
(V.29)
2. Содержание пентанов и вышекипящих в отсепарирован-
ном газе (К) определяем по уравнению
К = 10е—(V.30)
24,04
где еь е — объемная доля пентанов и вышекипящих в газе де-
газации и в пробе отсепарированного газа, %; Мс — молеку-
лярная масса пентанов и вышекипящих, содержащихся в от-
сепарированном газе.
Молекулярную массу С54. определяют криоскопическим ме-
тодом. Потенциальное содержание пентанов и вышекипящих
в пластовом газе равно сумме Е+К, т. е.
Пс&+ = Е + К. (V.31)
272
Пример. Определить балансовые запасы стабильного конденсата в пла-
стовом газе по данным предыдущего примера. Содержание Cs+ в сыром кон-
денсате составит
„ 96-382-0,725-г 0,03-16,8-382-2,0 .
Е= ——-------—-----:------------------- = 179,56 г/м3,
150
объемная доля С5+ в отсепарированном газе (по данным анализа газа се-
парации) е=0,2%.
По условию сепарация газа происходила при температуре 5 °C. Моле-
кулярную массу углеводородов Сз+, содержащихся в этом газе, можно оп-
ределить по уравнению
Л1с6+- 70-4-0,128 (/с + 30)1'25; Мс6+ = 81,5.
Тогда содержание Cs+ в 1 м3 отсепарнрованного газа составит
К = 10 0,2 81,5 =6,8 г/м3,
24,04
потенциальное содержание Сз+ в пластовом газе
ПСь+ = 179,56 + 6,8 = 186,36 г/м3.
Пусть первоначальные запасы сухого газа в пласте Q3=25,0- 109 м3. Тогда
балансовые запасы стабильного конденсата составят
25 - 10е
QK = 186,36---------- = 4,66 млн. т.
10е
Расчет балансовых запасов отдельных компонентов
1. Балансовые запасы пластового газа (£Пл) в массовых еди-
ницах определяются по формуле
ЮрпЙМп
zn848T п
5п
(V.32)
и Т„ — соответственно средние по пласту давление
и температура в К; Q— объем порового пространства
------л------------------ -.3. ;1 — коэффициент сверх-
где рп
в МПа
пласта, занятый пластовым газом, м3; zn
сжимаемости пластового газа, определяемый по составу пла-
стового газа; Мп — средняя молекулярная масса пластового
газа.
Объем пластового газа, приведенный к стандартным усло-
виям, определяем по формуле
240405 п 24040рпЙ
VCT --------- -----------
44 п zn848Tn
(V.33)
2. Балансовые запасы
по формуле
г 5пЛ4С5+ГС5+
£с‘+ «— =
пентанов и вышекипящих находят
<?стЛ1с8+Гс5+
24,04-105
(V.34)
где Ус — молярная доля пентанов и вышекипящих в пласто-
*>т
273
вом газе, %; Mc —средняя молекулярная масса пентанов +
+ вышекипящие.
3. Балансовые запасы бутанов, пропана и этана (в тоннах)
определяют по уравнениям:
5<-с4 = -£2- 0,5812Л_с4 Л1п Ост*' (—С4 24040 0,5812 = -^-24,18У(_с4; 10“ 4
5п-с4 = -£lUo,5812y„_c4 Мп ОстГ п—С4 24040 0,5812 = -5а-24,18У„_с4; 10» 4
£с3 = -^-0,4409Гс, = - Л1п 3 9стУсз 0 4409 24040 Ост 10е 18,34Ус3;
fic-s = -^-0,3006Ус, --= - Мп РстГ Со — 0,3006 24040 Ост ~ 10“ 12,5Ус2. (V.35)
Балансовые запасы бутанов (нормального и изомерного
строения), пропана и этана в пласте определяют также на ос-
нове их потенциального содержания в пластовом газе (г/м3
газа) путем их умножения на балансовые запасы сухого газа
(м3), деленные на 106.
Потенциальное содержание бутанов, пропана и этана (г/м3)
определяют на основе состава пластового газа, умножая мо-
лярные содержания их (в %) в пластовом газе на коэффици-
енты: 12,5 для этана, 18,3 для пропана и 24,2 для бутанов — и
деления на молярную долю отсепарированного газа. В нашем
примере указанные углеводороды входят в состав пластового
газа в следующем количестве (в %): этан 7,5; пропан 4,1; н-бу-
тан— 0,8; изобутан 0,4. Следовательно, потенциальное содер-
жание этих углеводородов в 1 м3 газа составляет: этана 7,5 X
X 12,5/0,921 = 102 г/м3; пропана 4,1-18,3/0,921=82 г/м3; н-бутапа
0,8-24,2/0,921=21 г/м3; изобутана 0,4-24,2/0,921 = 10,5 г/м3.
Балансовые запасы этих углеводородов равны: этана 102 • 25 х
X 109/10 = 2550 тыс. т; пропана 82-25- 109/106= 2040 тыс. т; н-бу-
тана 21 • 25• 10э/106 = 527 тыс. т; изобутана 10,5 • 25- 109/106 =
= 263 тыс. т.
§ 8. АНАЛИТИЧЕСКИЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТАВА
ПЛАСТОВОГО ГАЗА
От правильного определения состава пластового газа зависят:
1) балансовые запасы компонентов, входящих в его состав;
2) способы подготовки газа к транспорту и переработке; 3) тех-
нологическая схема сбора, внутрипромыслового транспорта
пластового газа и его транспортировка на ГПЗ; 4) технологи-
ческая схема переработки пластового сырья и производитель-
ность ГПЗ; 5) обоснование способа защиты металлического
274
оборудования скважин и поверхностного оборудования про-
мысла от коррозии; 6) охрана труда людей и защита окружаю-
щей среды.
Инструкция, разработанная сотрудниками института ВНИИ-
ГАЗ, предусматривает проведение промысловых газоконденсат-
ных исследований на скважинах и лабораторных исследований
проб паровой и жидкой фаз, отобранных в сепараторе. При
этом учитываются определенные требования к скважинам, се-
параторам, условиям отбора проб газа сепарации и сырого кон-
денсата.
К газоконденсатным скважинам предъявляются следующие
требования: а) непрерывный, полный вынос пластового газа
в поверхностный сепаратор; б) депрессия в пласте при мини-
мально необходимом дебите для полного выноса жидкости
с забоя газоконденсатной скважины в поверхностный сепаратор
не должна превышать 10 % от начального пластового давле-
ния; в) в призабойной зоне пласта, на забое скважины и в НКТ
не должны отлагаться кристаллогидраты природных газов;
г) пакеры и НКТ должны быть герметичны.
К сепараторам, используемым в процессе определения со-
става пластового газа, предъявляются такие требования: а) ко-
эффициент сепарации паровой фазы от жидкой должен при-
ближаться к единице; б) для точного измерения объема жид-
кости в сепараторе он должен иметь уровнемерное стекло; в) се-
паратор должен устанавливаться вблизи скважины.
Температура газа в сепараторе при отборе проб газа и жид-
кости сепарации не должна превышать 6 °C, пробы газа сле-
дует отбирать в стеклянные емкости при атмосферном давлении
или в специальные пробоотборники.
Выполнить все эти требования во многих случаях невоз-
можно. Особые трудности при определении состава пластового
газа возникают при исследовании пластов, характеризующихся
малыми значениями коэффициента проницаемости. При газо-
конденсатных исследованиях скважин не удается получить де-
битов, необходимых для непрерывного, полного выноса жидко-
сти с забоя скважин даже при очень больших депрессиях
в пласте.
Как определить состав пластового газа в таких месторож-
дениях? С целью сокращения времени исследования газокон-
денсатных скважин, определения состава пластового газа в ме-
сторождениях с плохими фильтрационными свойствами, сниже-
ния трудоемкости и экономических затрат, связанных с опреде-
лением состава пластового газа, предпринимаются настойчивые
попытки разработать аналитические методы расчета. Ана-
литические методы расчета позволяют при тех или иных допу-
щениях определять состав пластового газа прямо у скважины,
получая с помощью портативного хроматографа ХТ-8 состав
газа сепарации, измеряя расход газа и углеводородного конден-
сата в сепараторе при двух значениях дебитов.
275
Сотрудники института УкрНИИгаз разработали газовую
схему для хроматографа ХТ-8, которая позволяет осуществить
обратную продувку, необходимую для элюирования тяжелых уг-
леводородов, вводить пробы дозой и шприцем и использовать
для работы две параллельные колонки. С ее помощью можно
определять не только неуглеводородные компоненты в составе
исследуемого газа, такие как гелий, водород, кислород, азот
и двуокись углерода, но и полный углеводородный состав, вклю-
чая С5Н12+ на одном приборе.
Использование прибора ХТ-8 в полевых условиях позволяет
проводить исследования компонентного состава газов на устье
скважин, УКПГ, ДКС, в определенных местах промысловых га-
зосборных сетей, а также отрабатывать оптимальные условия
отбора проб газа для исследования в лабораторных условиях.
Рассмотрим один из приближенных аналитических методов
установления состава пластового газа по данным исследований
малодебитных газоконденсатных скважин на месторождении
с плохими фильтрационными параметрами.
Заданы: два дебита газа Qt и Q2, меньших минимально не-
обходимого для полного выноса жидкого углеводородного кон-
денсата с забоя скважины, расходы сырого углеводородного
конденсата при этих дебитах газа QKi и Qk2, давление и темпе-
ратура в сепараторе рс и tz, начальное пластовое давление и
температура рп и tn, коэффициенты фильтрационных сопротив-
лений А и В, плотности стабильного углеводородного конден-
сата Р1с5+ и р2Сб+ > составы газов сепарации, определенные на
скважине с помощью хроматографа ХТ-8 при двух дебитах.
Рассчитать аналитически состав пластового газа
Порядок вычислений. 1. Задаемся значением давления схож-
дения для условий сепарации: Рсх = 1,8рс. 2. По полиномам
Г. С. Степановой и Г. Р. Гуревича по заданным давлению и
температуре в сепараторе и давлению схождения рассчитываем
константы равновесия компонентов, входящих в состав газа се-
парации: = tc, Рсх) 3. Рассчитываем состав жидкой
фазы, находящейся в термодинамическом равновесии с паро-
вой фазой в сепараторе: x,c=Pic/^Cic- 4. Рассчитываем приведен-
ную плотность сырого конденсата, в сепараторе при рс и te:
Ркр. ж — SXfPKp i, Ткр. ж = SXiT'jqjрпр = Рс/Ркр. ж, ТПр = Тс/Ткр. ж,
Рпр)Т пр-
Если Рпр/ГПр^5, то определяем приведенную плотность по
формулам С. М. Лютомского (5^р^30 МПа, 260<Т<360 К):
Рпр. ж ~ 2,83 — 0,14рпр/^Пр,
при Рпр/Тпр>5
Рпр. ж ~ 1,465 0,1 ЗЗрпр/Тпр.
276
5. Определяем молекулярную массу и критический объем жид-
кой фазы
МЖ1 =
Укр.Ж —
6. Рассчитываем плотность жидкой фазы в сепараторе
Рж1 = Л1ж1Рпр. Ж1/Укр. Ж1-
7. Определяем число молей и молярные доли паровой и жидкой
фаз в сепараторе
„ -
— ------ “ >
24,04-103
„ _ 0к1Рж1
«Ж1----------
МЖ1
По = п„ 4- Пж1,
у и, =____iCl_______,
V п »
ПГ1 + ПЖ1
, «Ж1
ЬЖ1 — । .
ПГ1 -Г ПЖ1
8. Определяем состав газа на устье скважины (на входе в се-
паратор)
2(1 = Уи (1 — 7.Ж1) -f- Х(1^-ж1*
Установленный состав газа на устье скважины принимаем
за состав паровой фазы, находящейся в термодинамическом
равновесии с жидкой фазой в призабойной зоне пласта при
забойном давлении и температуре газа. Если условия инструк-
ции по определению состава пластового газа выполняются
(У>Умнс, Др<0,1рп, на забое нет жидкости), состав газа на
устье скважины принимается за состав пластового газа.
9. Рассчитаем минимально необходимый дебит для полного
выноса жидкости с забоя скважины в поверхностный сепаратор
QM и соответствующее ему забойное давление р3 путем совмест-
ного решения уравнений
Им 10 [45- 0.0455р.,]1 V?1 2
Qu ум
4 Z3 Рст 71 ст
Рн- /’з = Л<?м + В<?м- (V.38)
10. Рассчитаем температуру газового потока на забое сква-
жины
Т’з -- Т’п - в (рп - Рз).
11. Задаемся новым давлением схождения пластового газа р'
Давление схождения пластового газа во многих случаях равно
(V.36)
(V.37)
277
начальному пластовому. 12. По полиномам Г. С. Степановой и
Г. Р. Гуревича находим константы равновесия компонентов при
Рз, Т-З и р'х.
«зс = К3((Рз' Тз- Рек)-
13. Определяем состав жидкой фазы в призабойной зоне пла-
ста, находящейся в термодинамическом равновесии с паровой
фазой
x3i — %il K~3i-
14. Рассчитаем расход жидкой фазы, который соответствовал
бы минимально необходимому дебиту газовой фазы
<2ж = 4kmQ„ = ki + (<2М - <21) 1 QM- (V • 39)
L (42 — vi) J
15. Определяем число молей и молярные доли паровой и жид-
кой фаз при забойном давлении р3 и температуре газа Т3, по-
ступая аналогично пп. 4—7. 16. Рассчитаем искомый состав
пластового газа
^(0,.) Zi(! ~L3) 1 X3iZ3-
В этой методике расчета приняты следующие допущения:
1) прямолинейная зависимость удельного содержания кон-
денсата в газе от дебита до минимально необходимого дебита
для полного выноса жидкости с забоя скважины;
2) составы паровой и жидкой фаз в призабойной зоне пла-
ста при установившейся фильтрации соответствуют составам
паровой и жидкой фаз в сосуде pVT при контактной конденса-
ции смеси при забойном давлении и температуре;
3) объемные расходы паровой и жидкой фаз при установив-
шейся фильтрации газоконденсатной смеси в призабойной зоне
пласта численно равны молярным долям этих фаз:
РстГ 3
4) давления схождения определены приближенно.
Учитывая принятые в расчетах допущения, следует уточнить
полученный состав пластового газа каким-либо способом:
1) рассчитаем состав пластового газа при втором дебите Q>
и сравним его с составом, определенным при дебите Qt
’ll (<?2) = Zi 0 ^з) + x3i^3'
2) определим молярную долю паровой фазы при р3 и Т3 по фор-
муле (V.40) и сравним ее с полученной ранее по формуле п. 7;
3) рассчитаем молярные доли паровой и жидкой фаз в сепара-
торе при рс и /с, зная состав пластового газа, и сравним их со
значениями, полученными в п. 7
£' 44 п — 44 г с
44 же — 44 гс
(V-41)
278
где Л4ГС = 2yiMi, Мжс = Sx/M,; Л4п = 2т]гМ,;
4) проверим балансовые соотношения при неизменном составе
пластового газа (Afn = idem):
Мж! (Q,) ^31 + ^nl (Q,) 0 ^31) — ^ж2 (Q;)^s2 + Mn2(Q2) ( 1 — ^зг) ’
(V.42)
Zji (1 — ^з1) 4~ XifLai — Zgi (1 — ^32) _Г ^2i^32‘ (У• 43)
В том случае, если балансовые соотношения не выполня-
ются, следует изменить давление схождения для условия сепа-
рации и повторить расчет.
§ 9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА
В ПЛАСТЕ ПРИ ГАЗОВОМ РЕЖИМЕ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ
Остаточный объем жидкости при различных давлениях и пла-
стовой температуре определяют в лабораторных условиях при
исследовании рекомбинированных проб газа сепарации и насы-
щенного конденсата на специальных установках УГК-3, УФР-2.
На установке проводят дифференциальную конденсацию пла-
стовой смеси при изменении давления от начального до атмо-
сферного и пластовой температуре, измеряют оставшийся объем
конденсата в сосуде высокого давления, приводят его к стан-
дартным условиям, делят на начальные запасы конденсата и
определяют таким образом «потери» конденсата. Коэффициент
извлечения конденсата из залежи можно рассчитать по корре-
ляционной зависимости (V.18). В сосуде высокого давления
pVT нет пористой среды. Теоретические и экспериментальные
исследования показывают, что пористая среда влияет как на
давление начала конденсации, так и на потери конденсата, по-
скольку в пласте конденсация углеводородов проходит в капил-
лярах причудливой формы в отличие от конденсации их в сво-
бодном пространстве в сосуде pVT.
По данным исследований скважин при стационарных или не-
стационарных режимах можно определить основные параметры
пористой среды klm, удельную поверхность F и коэффициент
извлечения конденсата из залежи Ки или потери конденсата
(1-Ки).
Ки == Кэ — 27,8-Ю-4/7'2, (V.46)
где Кэ — коэффициент извлечения конденсата, полученный на
установке УГК-3 без пористой среды при р = 0,1 МПа; F —
удельная поверхность пористой среды, см2/см3.
Пример. Определить коэффициент извлечения стабильного конденсата
из залежи при следующих исходных данных: й=5,70 мД; т=0,057; Кэ = 0,37.
Определенный по формуле (V.87) структурный коэффициент т=21,2. Вы-
численная по формуле (V.86) удельная поверхность пористой среды F =
=398 см^/см^.
Коэффициент извлечения конденсата из залежи
ки = 0,37 — гт.зю-^зэв12 0,31.
279
§ 10. ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
При разработке газоконденсатной залежи (в отличие от экс-
плуатации чисто газовой) часто на промысле процессы добычи
и переработки газа объединены. Таким образом, имеется еди-
ное предприятие, в котором геолог, бурильщик, эксплуатацион-
ник и переработчик неразрывно связаны в своей совместной ра-
боте.
Все сооружения для эксплуатации газоконденсатного место-
рождения весьма дороги по первоначальным затратам, так как
требуют высокое качество металла в связи с высокими давлени-
ями, при которых активность корродирующих примесей весьма
значительна. Кроме того, оборудование должно обслуживаться
квалифицированными специалистами. Все эти затраты могут
быть оправданы только в том случае, если газ содержит доста-
точное количество конденсата. Одно время в США был уста-
новлен экономический предел газоконденсатного фактора в раз-
мере 17 600 м3/м3, что соответствует содержанию конденсата
в газе 53 см3/м3. Считали, что при меньшем содержании кон-
денсата разрабатывать месторождения с обратной закачкой су-
хого газа невыгодно.
В последующие годы, когда стали использовать установки
масляной абсорбции высокого давления, детандеры для осу-
ществления низкотемпературной конденсации, этот экономиче-
ский предел резко уменьшился. Масляная абсорбция позволила
довести экономический предел до 13 см3/м3 и снизить содержа-
ние конденсата в отработанном газе до 3 см3/м3. Давление
в абсорбере было поднято до 14 МПа, а в некоторых случаях
и выше. Во входном сепараторе, а также и в абсорбере поддер-
живают давление, равное давлению максимальной конденса-
ции. Во многих случаях это давление равно примерно половине
пластового.
Таким образом, имеется тенденция к повышению рабочего
давления на установках по извлечению конденсата в связи
с увеличением глубины залегания вскрываемых конденсатных
месторождений. Последнее обстоятельство значительно услож-
няет сооружение и эксплуатацию всего промыслового оборудо-
вания при организации разработки газоконденсатного месторож-
дения с возвратом отработанного газа в пласт.
Использование детандеров для осуществления процессов
низкотемпературной конденсации на заводах по переработке
пластового газа существенно улучшает технико-экономические
показатели ГПЗ.
В зависимости от типа газоконденсатной залежи можно при-
менять следующие схемы их разработки.
1. Двухфазная залежь — нефтяная толща и над ней газ, на-
сыщенный конденсатом в процессе обратного испарения. Та-
кую залежь целесообразно разрабатывать совместно: нефть от-
280
бирать из нефтяной толщи фонтанными скважинами, а газ —
из газовой шапки. После извлечения конденсата на ГПЗ весь
газ отправляют обратно в пласт. При этом следует учитывать,
что давление в пласте равно давлению насыщения. С пониже-
нием пластового давления в поровом пространстве пласта бу-
дет образовываться и скапливаться конденсат, частично или
полностью теряемый при добыче газа.
2. Однофазная залежь насыщенная. Здесь также необходимо
поддерживать первоначальное давление, чтобы не потерять кон-
денсат в пласте.
3. Однофазная ненасыщенная залежь. При разработке та-
кой залежи первое время не возвращают газ в пласт, так как
давление в нем выше давления насыщения.
4. Однофазная ненасыщенная и перегретая залежь. Такую
залежь можно эксплуатировать как обычную газовую, т. е. без
возврата отбензиненного газа в пласт.
Во втором и в третьем случаях, если содержание конден-
сата в газе незначительно, то может оказаться, что амортиза-
ция стоимости установки дожимных компрессоров и другого по-
верхностного оборудования промысла и их содержание для об-
ратной закачки газа будут превышать прибыль от реализации
конденсата. Чтобы этого не было, эксплуатацию залежи ведут
разомкнутым циклом: добываемый из пласта газ перерабаты-
вают на конденсатной установке под давлением максимальной
конденсации, после чего отработанный газ направляют не об-
ратно в пласт, а потребителям.
В каждом отдельном случае после технико-экономического
анализа можно выявить наивыгоднейший вариант. При этом
анализе необходимо учитывать теряемый в пласте конденсат,
если выбран вариант без обратной закачки газа.
Выпадающий в поровом пространстве углеводородный кон-
денсат практически является потерянным, так как в будущем,
в истощенной газоконденсатной залежи, извлечение его будет
во многих случаях экономически невыгодным.
Для растворения конденсата в массе закачиваемого сухого
газа процессом обратного испарения потребуется большой объем
этого газа для создания в пласте требуемого давления при
большой кратности циркуляции. К этому необходимо добавить,
что для процесса перехода конденсата в паровую фазу в по-
ристой среде потребуется длительное время.
В отдельных случаях при высокой первоначальной насыщен-
ности газовой фазы конденсатом в результате извлечения па-
ровой фазы из залежи может образоваться остаточное место-
рождение так называемой «белой нефти», представляющей
смесь светлых фракций.
Проектирование разработки газоконденсатных месторожде-
ний— комплексная задача, которую можно решить на базе
использования данных промысловой геологии, подземной газо-
гидромеханики и отраслевой экономики.
28!
Практика разработки газоконденсатных месторождений по-
казывает, что возможны два метода проектирования: с поддер-
жанием пластового давления закачкой в пласт рабочих аген-
тов и без поддержания давления.
На выбор метода проектирования влияют: 1)промышленные
запасы сырого газа; 2) количество и состав конденсата, выде-
ляющегося из сырого газа при снижении давления; 3) режим
эксплуатации пласта; 4) однородность пласта по пористости,
проницаемости, литологическому составу и т. д.
В условиях жесткого водонапорного режима при резкой
фациальной изменчивости коллектора, наличии трещин, зон тек-
тонических нарушений и недостаточных запасах сырого газа
проектируют разработку без поддержания давления по разомк-
нутому циклу. В пласт нагнетают сухой газ до 30—92 % от
всего количества отобранного газа. Часто закачку его начинают
с момента отбора сырого газа, однако в большинстве случаев
нагнетание рабочего агента в пласт начинают с того времени,
когда давление на забоях добывающих скважин снизится до
значения, близкого к давлению насыщения.
В качестве рабочего агента, закачиваемого в пласт для под-
держания давления, можно применять сухой газ, воздух и воду.
Нагнетание воздуха в пласт связано со значительно боль-
шими эксплуатационными затратами, чем при закачке сухого
газа. Эксплуатационные затраты при возврате газообразного
рабочего агента в пласт в значительной степени определяются
величиной степени сжатия
Г = Рв/Рпр,
где г — степень сжатия; рв — давление на выкиде компрессора;
рпр — давление на приеме компрессора.
При одном и том же значении давления рв степень сжатия
в процессе возврата сухого газа будет меньше, так накрпр«рмк
(здесь рМ1/ — давление максимальной конденсации), а при за-
качке воздуха в пласт рпр = 0,1 МПа.
Сухой газ в пласт возвращают дожимными компрессорами
со степенью сжатия г = 2, в то время как воздух сжимают
многоступенчатыми компрессорами со степенью сжатия г —
= 150—300 и выше.
Закачка воздуха в пласт позволяет вести разработку газо-
конденсатного месторождения в один цикл и использовать боль-
шие ресурсы сухого газа в качестве топлива и сырья для хими-
ческой промышленности. При этом, однако, трудно оценить
потери сухого газа в зонах смешения с воздухом. Можно пола-
гать, что в ряде случаев будет целесообразно в качестве рабо-
чего агента закачивать воду.
Преимущества закачки воды следующие: 1) разработку га-
зоконденсатного месторождения ведут в один цикл, при этом
отпадает вторая стадия разработки газоконденсатного место-
рождения как чисто газового; 2) уже в первой стадии разра-
282
ботки возможно использовать большие ресурсы сухого газа в ка-
честве топлива или сырья для химической промышленности,
энергетические затраты на закачку воды в пласт в большинстве
случаев меньшие, чем на закачку воздуха, а иногда и
меньшие, чем на закачку сухого газа; 4) экономически
выгодно использовать постоянный свободный перепад давления
большего значения на двух участках: скважины — конденсат-
ный завод и конденсатный завод — начало магистрального га-
зопровода (или другой потребитель). Свободный перепад дав-
ления можно использовать для получения двигательной силы,
электроэнергии или искусственного холода. Это же наблюда-
ется при нагнетании воздуха в пласт.
В процессе возврата сухого газа в пласт можно использовать
свободный перепад давления только на одном участке: сква-
жины— конденсатный завод.
Закачка воды в пласт возможна при благоприятных геоло-
гических условиях (залежь с большим этажом газоносности,
тектонические нарушения отсутствуют, сообщаемость газонасы-
щенной и водоносной частей затруднена), приемлемом литоло-
гическом и фациальном составе пород и цементирующего мате-
риала, высоком пластовом давлении (достаточно большой глу-
бине залегания пласта), большом содержании углеводородного
конденсата ценных товарных свойств.
Недостатки закачки воды: возможность разбухания глини-
стых пропластков н глинистого цементирующего вещества; за-
купорка пор призабойной зоны и пласта при взаимодействии
породы с водой и механическими взвесями, что в свою очередь
может привести к резкому возрастанию давления нагнетания
воды; образование языков воды может привести к потерям
сырого газа; трудность освоения нагнетательных скважин и др.
При разработке газоконденсатного месторождения с поддер-
жанием или восстановлением давления состав добываемого сы-
рого газа практически не изменяется (до момента прорыва ра-
бочего агента в эксплуатационные скважины). При этом извле-
кают все фракции сырого газа, так как явление обратной кон-
денсации и связанная с ним потеря тяжелых фракций в пласте
отсутствуют.
§ 11. РАСПОЛОЖЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ
И ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА СТРУКТУРЕ
Сырой газ из газоконденсатной залежи отбирают через экс-
плуатационные скважины. Рабочий агент в пласт закачивают
через нагнетательные скважины. Обычно нагнетательные и экс-
плуатационные скважины располагают в виде линейных нли
кольцевых батарей на определенных расстояниях друг от друга,
как показано на рис. V.8.
Экспериментальные исследования в лабораториях и опыт
разработки газоконденсатных месторождений, так же как и тео-
ретические соображения, показывают, что нагнетательные сква-
2КЗ
жины следует располагать в верхней части пласта, добываю-
щие— на крыльях складки, так как сухой газ имеет меньшую
плотность и вязкость, чем сырой газ. Сухой газ стремится пе-
ремещаться по кровле пласта в область наименьшего давления,
т. е. в верхнюю часть структуры. Если нагнетательные сква-
жины расположены на крыльях складки, то газ перемещается
вверх отдельными струйками (языками) с определенной ско-
ростью и не вытесняет сырого газа. Если же закачивать сухой
газ в верхнюю часть залежи, то здесь используется в полной
Рис. V.8. Схемы размещения скважин на структуре и площади газоносности.
Батареи скважин: а —линейные; б — кольцевые: скважины: / — нагнетательные; 2 —
добывающие; 3 — наблюдательные
мере энергия давления газа и происходит как бы поршневое вы-
теснение сырого газа сухим по всей толщине пласта.
Для вытеснения рабочим агентом (сухим газом) максималь-
ного количества сырого газа необходимо расстояние между
скважинами в батареях принимать значительно меньше, чем
расстояние между батареями (в этом случае будет максималь-
ное время, прошедшее от момента закачки сухого газа до его
прорыва в эксплуатационные скважины).
Обычно расстояние между нагнетательными скважинами
принимают 800—1200 м, а между добывающими 400—800 м.
Разработку газоконденсатных месторождений следует вести
при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.
§ 12. РАСЧЕТ ВЫТЕСНЕНИЯ СЫРОГО ГАЗА СУХИМ
Предположим, в центре газоконденсатной залежи (рис. V.9)
расположена батарея нагнетательных скважин, на периферии —
батарея добывающих скважин. Пусть режим пласта — газовый,
284
течение газа — изотермическое. Движение газа описывается ли-
нейным законом. Считаем плотности закачиваемого и сырого
газа практически одинаковыми, контакт сухого и сырого газа —
вертикальной плоскостью. Диффузией газа в зоне контакта пре-
небрегаем, считаем, что от границы раздела до добывающих
скважин движется сырой газ, от нагнетательных до границы
раздела — сухой газ. Для простоты приближенного расчета ба-
тареи скважин заменим дренажными галереями. Пусть суммар-
ный расход закачиваемого через п нагнетательных скважин су-
хого газа Qc = Qc(/) и суммарный дебит
добывающих скважин M = jV(/) заданы
во времени.
Определить изменение во времени по-
ложения границы раздела сырого и су-
хого газа R = R(t), давления на границе
раздела p' = p'(t), давлений на забоях
нагнетательных и добывающих скважин:
Рс = Рс(/), Рз = Рз(/).
Обозначим: Rc — радиус нагнетатель-
ной скважины; Ra—радиус добывающей
Рис. V.9. Газогидроди-
намнческая схема для
расчета вытеснения сы-
рого газа сухим
скважины; k — коэффициент проницае-
мости; т — коэффициент пористости; р,с>
р,ж — динамические коэффициенты вязко-
сти соответственно сухого и жирного га-
за; h — толщина пласта; RK — радиус ок-
ружности галереи, на которой расположены добывающие сква-
жины; R§— радиус батареи нагнетательных скважин.
Используем метод последовательной смены стационарных
состояний.
Расход газа при закачке можно определить по формуле
(V.47)
где Й1—объем порового пространства залежи, занятый сухим
газом,
Qi - nR2hm; (V.48)
р\—средневзвешенное по объему давление в области, занятой
сухим газом; ра — атмосферное давление.
Интегрируя уравнение (V.47) в пределах от нуля до t и от рв
до pt, получим
Q. = Q1P1 ~ Q°Ph (V.49)
Ра
t
где Q3= j Qcdt —объем закачанного газа в пласт, приведен-
й
ный к атмосферному давлению и пластовой температуре; Qo,
285
ря — начальные объем порового пространства и давление в об-
ласти, занятой сухим газом при ^ = 0.
При отборе газа аналогично имеем
(V-50)
где Йн— объем порового пространства газовой залежи, прини-
маемый постоянным, Йн = nR2Khm.
Интегрируя уравнение (V.50) в пределах от 0 до t и от рн
до р2, получим
q Рн (Йн — Qp) — Pi (QH — Qj) (у -1)
Ра
t
где Qot= f Ndt—объем отобранного газа из залежи, приведен-
b _
ный к атмосферному давлению и пластовой температуре; р2—
средневзвешенное по объему давление в области, занятой сы-
рым газом.
Как было показано Б. Б. Лапуком, в случае радиального
движения газа средневзвешенное по объему давление с боль-
шой степенью точности можно принять равным контурному, т. е.
~Р^Р2~Р'.
Тогда, вычитая из выражения (V.49) выражение (V.51),
после простых преобразований получим
Подставляя выражение (V.49) в (V.52) с учетом уравнения
(V.48), будем иметь
R --- д /----(ОзРа -- SqPh) Qh--_ (v 53)
V дйт[рнОн -Г (Оз — Оот)Ра]
Зная p'=p'(t), R — R(t), легко получить все остальные тре-
буемые зависимости.
В том случае, если объемы отбираемого сырого газа и воз-
вращаемого сухого газа в пласт одинаковы, процесс циркуля-
ции можно рассматривать как движение несжимаемой жидкости
в пласте. При этом легко допустить, что вязкости и плотности
сырого и сухого газа практически одинаковы, общий перепад
давлений между нагнетательными и добывающими скважинами
незначителен при высоком пластовом давлении.
Практика показывает, что во многих случаях объемы зака-
чиваемого и возвращаемого в пласт газа примерно одинаковы.
Закачка сухого газа в этом случае приводит к перемещению
контура питания (границы раздела сухого и сырого газа) по
определенному закону к эксплуатационным скважинам или, что
то же, к перемещению контура стока по тому же закону от
286
нагнетательных скважин. Одинаковое количество отбираемого
и возвращаемого в пласт газа приводит к тому, что давление на
перемещающейся границе раздела остается все время постоян-
ным и равным начальному пластовому давлению.
При разработке газоконденсатных месторождений, особенно
на ранней стадии, когда имеются потребители сухого газа, и
в ряде других случаев отмечается, что в пласт возвращается не
все количество отбираемого газа. В этом случае процессы, про-
исходящие в пласте, будут несколько сложнее, и трудно под-
считать необходимое количество нагнетательных и эксплуатаци-
онных скважин, а также число компрессоров.
Для более наглядного представления о физических процес-
сах, происходящих в пласте, приведен пример возврата в пласт
25 % отбираемого газа. Закачка в пласт этого газа равноценна
уменьшению темпа перемещения границы раздела в начале про-
цесса и увеличения его в конце. Следовательно, изменяется за-
кон движения контура питания к эксплуатационным скважинам
(контура стока от нагнетательных скважин) и по линейному
закону уменьшается давление р' на этом контуре при его дви-
жении. Темп падения давления на контуре определяется отно-
сительным количеством возвращаемого в пласт газа.
Построив графики зависимостей падения давлений на за-
боях добывающих скважин во времени для различных относи-
тельных количеств возвращаемого в пласт газа и зная давление
насыщения, можно определить время начала выпадения кон-
денсата в пласте и, следовательно, время начала работ ком-
прессорной станции (КС) по закачке газа в пласт или опреде-
лить необходимое относительное количество возвращаемого
в пласт газа при принятом сроке разработки газоконденсатного
месторождения процессом циркуляции.
Пример. Определить время t вытеснения сырого газа сухим, измене-
ние во времени положения границы раздела /?=/?(/), давления на границе
раздела p' = p'(t) при следующих исходных данных: /?к = 3000 м; /?<>=/?,=
= 0,1 м; ри = ЗО МПа; /1=10 м; /п=0,2; |ЛС = цж = 0,024 сП; А = 0,1 Д, /?« =
= 100 м; давление насыщения рнк = 28,75 МПа; QH = 56,5- 106 м3; Qo=
= 0,0628- 106 м3; Qo = /V = 2- 10е м3/сут.
Время вытеснения сырого газа сухим найдем, приняв в формуле (V.49)
R = RK, Q3 = Q0I, Q3 = QC<:
QHPn ^оРи (56.5 — 0,0628) 300 „ _
t-------------------------------------= 8499 сут = 23,2 г.
QePa 2-10» -1
Положив Q„t = Q;, в формуле (V.52), получим
р’ — Рп - const.
Изменение положения границы раздела во времени определим по фор-
муле (V.53), задаваясь различными значениями времени (.
Значения R в различные моменты времени приведены ниже.
R, м........119 140 164,4 279,5 500 1000 1500 2000 2500 3000
Л сут .... 3.93 9,03 16 64,1 226 931 2110 3750 5870 8466
287
§ 13. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ
И ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
Число добывающих скважин определяют с учетом наиболее
трудных условий их работы в начальный момент закачки су-
хого газа в пласт. В это время может произойти падение за-
бойного давления ниже давления насыщения, что приведет
к некоторой потере конденсата в призабойной зоне, разруше-
нию коллектора вблизи забоя скважины и нарушению требова-
ний охраны недр или образованию конуса подошвенной воды
вследствие значительного градиента давления. Вместе с тем
при определении числа добывающих скважин необходимо учи-
тывать нужную степень вымывания сырого газа сухим. Под
степенью вымывания подразумевается отношение пло-
щади, охваченной процессом вытеснения сырого газа сухим, ко
всей площади в начальный момент прорыва сухого газа в добы-
вающие скважины.
Пусть добывающие скважины расположены в виде кольце-
вой батареи, при этом давление насыщения равно начальному
пластовому.
В формуле
N ___________(Р'2-Рз)
э
_£и_ 1
R + п3
R» \
ft3R3 /
(V.54)
подставим вместо р3 давление насыщения рНк, вместо R — ра-
диус Re окружности, вдоль которой расположены нагнета-
тельные скважины, вместо р' — начальное пластовое давле-
ние ря.
Зная отбор газа N и параметры пласта, можно найти под-
бором из выражения (V.54) требуемое число добывающих сква-
жин. При необходимости учета возможности разрушения кол-
лектора в призабойной зоне в выражение (V.54) вместо р3
следует подставить выражение Njn3C и путем подбора опреде-
лить потребное число п3 добывающих скважин, где С — коэффи-
циент, принятый по данным испытания скважин. После этого
по формуле М. Маскета определяют коэффициент вымыва-
ния Е:
пэ / /ф+2 - 1 Rfs - R2 \
«ЛЖ9-1) V "э+2 ~ "э-2 /
(V.55)
где Ri = Rh/R6-
Если /?]> 10, то приближенно коэффициент вымывания Е —
= Пэ/(Пэ + 2).
Желательно, чтобы коэффициент вымывания имел макси-
мальное значение, равное — 0,9. В этом случае (/?i>10) будем
иметь сравнительно небольшое число добывающих скважин
288
(19—20) и небольшие потери конденсата в пласте. Дальнейшее
увеличение коэффициента вымывания вряд ли возможно в прак-
тических условиях.
При определении числа добывающих скважин необходимо
помнить, что в течение второго цикла разработки газоконден-
сатного месторождения как чисто газового, при том же суточ-
ном отборе газа число этих .скважин будет превышать общее
число скважин, имеющихся при разработке газоконденсатного
месторождения в течение первого цикла.
Пусть давление насыщения рик=28,75 МПа. Принимая
остальные исходные данные из предыдущего примера, подбором
найдем Пэ=19 скважин. Коэффициент вымывания Е при этом
равен 0,905, что удовлетворяет изложенным требованиям.
Число нагнетательных скважин определяют с учетом наибо-
лее трудных условий работы в конце цикла разработки газокон-
денсатного месторождения, с принятием во внимание давления
на выкиде, которое будут создавать установленные дожимные
компрессоры. При этом следует иметь в виду, что чем выше
степень сжатия, тем больше расходы на сжатие газа, но при
этом потребуется меньше нагнетательных скважин при одинако-
вом давлении на приеме КС. Следовательно, число нагнета-
тельных скважин определяют технико-экономическим анализом.
Ориентировочно этот вопрос можно решить так: напишем
выражение для дебита скважины
о =-^-
VC ,
Лн
_____________nkhPa (Pc —Р 2)
гаи /, R , 1 . R
Pc I In-----д_-------In---------
\ Rc «н ftfiRc
(V.56)
Связь давлений на устье и забое скважины определим по
формуле Г. А. Адамова (III.72).
Приравнивая правые части выражений (V.56), с учетом
(Ш.72) получим
РуС2
9,103-10-14z2f2XQ2
d5n2
nkhpa
Qc _______
&
/ R , 1 , R \
Me I In- 4-— in ---- )
\ Rg Пн HhRc /
(V.58)
Учитывая наиболее трудные условия работы нагнетательных
скважин в конце периода вытеснения сырого газа, принимаем
в формуле (V.58) = р'=рн-
Пусть глубина скважины L = 3000 м, давление на устье сква-
жины ру = 26,74 МПа; диаметр фонтанных труб d=75,9-10~3 м;
Ю Заказ Ns 317 289
Х = 0,0248; Д = 0,6; z= l; Т = 323К, остальные данные из предыду-
щего примера.
Подбором из формулы (V.58) найдем необходимое число на-
гнетательных скважин пн- Ойо оказалось равным и8=6 скв.
Изменение давлений на забоях нагнетательных скважин во
времени определим следующим образом. Дебит одной сква-
жины
7 С — <?с/лн.
С другой стороны, этот же дебит можно выразить так:
__________nkhPa (Pc ~ Р 2)
Чс~ /. R , 1 . R \ ’
Цс I In - ----- In ---- )
\ Re Пи nHRc /
Приравнивая дебиты qc, найдем выражение для рс:
(V.59)
Поступая аналогично, найдем выражение для давления р3
на забоях добывающих скважин:
(V.60)
Результаты вычислений по формулам (V.59) и (V.60), т. е.
значений рс, рус, р3, руэ и рс—р3, в различные моменты времени
при Qc = 7V = const приведены ниже.
/, сут . ................. 3,93 64,1 226 931 2110 3750 5870 8466
Рс. МПа.................. 30,3 30,53 30,7 30,9 31,0 31,10 31,17 31,23
Рус. МПа ................. 26,0 26,16 26,3 26,48 26,56 26,64 26,7 26,74
Рз. МПа................... 29,0 29,23 29,4 29,6 29,7 29,80 29,87 29,93
Рус, МПа.................. 29,3 23,95 24,11 24,3 24,45 24,56 24,64 24.69
Рс —Рз, МПа................ 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3
По этим данным построены графики (рис. V.10). Из приве-
денных ниже данных и графиков видно, что при возврате в пласт
всего постоянного количества отбираемого газа общая депрес-
сия в пласте остается постоянной.
Замена батарей добывающих и нагнетательных скважин га-
лереями при расчете вносит определенную погрешность на время
прорыва сухого газа в добывающие скважины в сторону его
увеличения. Расчет этого времени по известным формулам дви-
жения несжимаемой жидкости по линейному закону для бата-
рей скважин показывает, что оно отличается от соответствую-
щего времени для галерей на 10—15 %.
290
Так, например, в нашем случае / = 8466 сут, для батарей
/' = 7675 сут, т. е. 100 = 7675 ~ 8466 . 100 = - 10,3 %.
Г 7675
Число дожимных компрессоров, потребных для осуществле-
ния процесса циркуляции, определяют технико-экономическим
анализом. Упрощенно это число можно найти делением расхода
газа, возвращаемого в пласт, на производительность одного
компрессора в конце процесса циркуляции. В этом случае про-,
изводительность компрессора при постоянном давлении на при-
/1 = 3,39 сут будет примерно pBi = 26 МПа, в конце процесса цир-
куляции при /=8466 сут рв = 26,74 МПа, nK=Qc/?K, где пк — не-
обходимое число компрессоров для осуществления процесса
циркуляции; qK — подача одного компрессора в конце процесса
циркуляции.
Из приведенных данных видно, что при практическом осу-
ществлении процесса циркуляции, постоянном количестве отби-
раемого сырого газа и возвращаемого сухого газа в пласт не-
обходимо уменьшать диаметр штуцера, так как давление до
штуцера (рус) возрастает во времени при постоянном числе экс-
плуатационных скважин (в случае, если рус/р2<2).
Решение для возврата в пласт 25 % количества отбираемого
газа приведено ниже.
R’, tn ... . . . 119 140 164,4 279,5 500
t, сут . . : . . . 15,72 35,9 63,5 250 832
р', МПа . . . . . 29,958 29,895 29,831 29,334 27,79
R', tn ... . . . 1000 1500 2000 2500 3000
t, сут . . . . . . 2790 4820 6425 7640 8466
р', МПа . . . . . 22,57 17,2 12,918 9,7 7,5
Принимая иэ=19 и пн = 6, получим значения рс, рус, рз, руз,
&рс = Рс—р', &рз = р'—рз для второго варианта, которые приве-
дены ниже.
10*
29 J
1, сут .... . 15,72 250 832 2790 4820 6425 7640 8466
Рс, МПа . . . . 30,23 29,9 28,7 23,8 18,65 15,37 12,86 11,45
Рус, МПа . . . 25,93 25,7 24,7 20,85 16,95 14,50 12,75 11,8
Рз, МПа . . . . 28,858 28,534 27,1 22,0 16,66 12,38 9,18 7,5
Руз» А1Па • . Дрс, МПа . . . 23,9 23,6 22,4 18,2 13,76 10,24 7,59 6,2
. . 0,272 0,566 0,91 1,23 1,45 2,42 3,16 3,95
Др3, МПа . . . . 1,1 0,8 0,69 0,57 0,54 0,532 0,52 0
Падение давления в залежи при Qc = 0 (без возврата газа
в пласт) составит:
t, CVT . . . . 3,93 64,1 226 931 2110 3750 5870 8566
р', МПа . . . 29,2 26,7 22,52 16,75 9,20 0
По ЭТИМ данным построены графики (см. рис. V.10) Из
кривых видно, что общая депрессия в пласте возрастает во
времени.
Так, прн /=15,72 сут ДРсз — Рс Рз = 1,372 МПа; при i =
4 Cl л, upn I — IU,I £ '-J1
7640 сут ДрСз = 3,68 МПа.
§ 14. РАСЧЕТ ВЫТЕСНЕНИЯ ГАЗА НЕСЖИМАЕМОЙ ВОДОЙ
ИЗ ЗАМКНУТОЙ КУПОЛООБРАЗНОЙ ЗАЛЕЖИ
ПЛАСТОВОГО ТИПА
Рассмотрим однородную по пористости и проницаемости замк-
нутую газовую залежь, представленную слабоцементированным
средне- или крупнозернистым песком (рис. V. 11). Параметры
пласта (k, т, h, /?н), физические свойства воды и газа известны
и неизменны во времени. Батарея добывающих газовых сква-
жин расположена в центральной купольной части залежи. Число
этих скважин в батарее постоянно.
Воду в газовую залежь закачивают через постоянное число
нагнетательных скважин, расположенных в кольцевой батарее
у внешнего контура пласта. Фильтрация газа в пласте описы-
вается нелинейным законом, воды—законом Дарси. Движение
газа и воды в пласте изотермическое.
В начальный момент времени (/ = 0) давление во всех точ-
ках газовой залежи одинаково p(R, О)=ро. Газ из залежи от-
бирают с постоянным темпом Qr=const. На перемещающейся
границе раздела газ—вода поддерживается постоянное давление
p = Po = const.
Определить изм.енение во времени перемещения границы
раздела газ—вода R — R(t), расхода закачиваемой воды Qn =
= Qb(0> давлений на забоях добывающих p3=p3(t) и водона-
гнетательных скважин pH = pH(t).
При решении задачи примем следующие допущения: жид-
кость несжимаемая, пласт недеформируемый, граница раздела
газ—вода плоская, вертикальная, вытеснение газа водой порш-
невое, с постоянной объемной газонасыщенностью обводненной
зоны а=const, фазовая проницаемость для воды есть функция
объемной газонасыщенности kB = kB(a), не изменяется во вре-
мени. Для решения используем метод последовательной смены
стационарных состояний.
292
Дебит отбираемого газа из залежи
ОгРа= = +
di \ at at J
(V.61)
где p — средневзвешенное по газонасыщенному объему порового
пространства пласта абсолютное давление; Q— газонасыщен-
ный объем порового пространства пласта; ра— атмосферное
давление.
В случае радиальной фильтрации газа р~рк=Ро- Поскольку
по условию p(R, f) =po=const, из уравнения (V.61) получим
Qb — QrPa/рв’ (V.62) ।
где QB — расход воды, закачи-
ваемой в газовую залежь. //z^ I
Найдем изменение во времени z// 0
перемещения границы раздела ЯГ
газ—вода: Я!
вода
й=П(/?2-Я2б)й/п0(1-8в) +
+ л (R2h-R2) ftm0(l-S„)a,
(V.64)
dQ = nhm0 (l~SB)d (R2). (V. 65) "zz/^z/zz'
Интегрируя уравнение (V.62) Рис. V.ll. Схема круговой замкну-
ОТ О ДО t И от 7?н до R, по- той залежи пластового типа
лучим:
R = а Д2--------------. (V. 66)
V лЛт0(1 — SB)(1 — а)
где SB и а определяют по формулам:
SR = 0,437 — 0,155 1g
а = ан Г 1,49 — — 0,3
L \ Рн
ан = (I — 1 >415 VmoPa ) Рн-
Изменение давлений на забоях добывающих и нагнетатель-
ных скважин определим по формулам:
Qrpr Г In -£-4. — in —+ Ь
Яб ПЭ ПэРз
n3nkrh
(V.67)
293
Рн — Ро + PaghB “Г
РгРаЦв Г jn Rh
Po2nkBh L R
In ---3 г £hi + ?H2 1 >
ЛНПс J
(V.68)
где £эь Bhi — коэффициенты, учитывающие несовершенство до-
бывающих и нагнетательных скважин соответственно по сте-
пени вскрытия пласта; £эг, £Н2— то же, по характеру вскрытия.
Пример. Определить изменение во времени расхода закачиваемой воды
в залежь, положения границы раздела газ — вода, давлений на забоях по-
стоянного числа водонагнетательных и добывающих скважин прн разработке
газоконденсатной залежи с поддержанием начального пластового давления
прн следующих исходных данных.
Объем порового пространства газонасыщениой части залежи
QH. м3................................................. 195-10е
Запасы жирного газа Q3, м3............................. 57,5-10®
Запасы стабильного конденсата QK, м3................... 19,2-10е
Абсолютное начальное пластовое давление рн, МПа .... 31,5
Пластовая температура Тн, К................................. 357
Коэффициент эффективной пористости т................... 0,173
Коэффициент эффективной проницаемости k, мкм2.......... 0,065
Коэффициент динамической вязкости газа при пластовых
условиях рг. мПа-с........................................ 0,024
Коэффициент динамической вязкости воды рв. мПа-c . . . 0,4
Эффективная газонасыщенная толщина пласта й, м .... 4,8
Радиус батареи нагнетательных скважин RH, м............... 10 160
Радиус батареи эксплуатационных скважин R^, м.......... 1 500
Радиус нагнетательных и добывающих скважин Rc=Rh, м . 0,1
Глубина нагнетательных скважии LB, м....................... 3 050
Глубина добывающих скважин L3, м........................... 2 980
Относительная плотность жирного газа по воздуху А . . . 0,822
Газоконденсатное месторождение моделируют круговой, замкнутой, одно-
родной по коллекторским свойствам пласта залежью пластового типа.
Коэффициенты фильтрационных сопротивлений:
А = 0,285 ( —--------\ МПа2;
\ тыс. м3 /
В = 0,0881 • 10-3 ( —-уТ — \ МПа2.
\ тыс. м3 /
Условие отбора газа на забое добывающих скважин — по-
стоянная депрессия рк — р3, МПа . ..................... 3,8
Суточный постоянный отбор газа нз залежи N, м3......... 5,45-10®
Дебит одной эксплуатационной скважины Q, тыс. м3/с . . . 650
Число эксплуатационных скважии лэ...................... 9
Срок разработки залежи /, годы......................... 25
Суммарный отбор газа за срок разработки .................85 % запасов
газа
Давление на устье скважины ру, рассчитанное по формуле
Г. А. Адамова, при диаметре колонны НКТ d = 75 мм,
Л --= 0,025, 7 = 340 К, 1= 0,85, МПа................... 25,8
Число водонагнетательных скважин пн.................... 12
294
Результаты вычислений приведены в табл. V.9.
Таблица V.9. Изменение во времени расхода закачиваемой воды, положения
границы раздела газ — вода, давления иа забоях добывающих скважин
Показатели R. и
10 160 9000 7000 5000 4000
р, МПа 31,5 29,16 29,08 28,96 28,9
QB, тыс. м*/сут 18,2 18,36 18,39 18,42 18,44
Рз, МПа 27,7 25,36 25,28 25,16 25,1
§ 15. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ
РАЦИОНАЛЬНОГО ЧИСЛА ВОДОНАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
ПРИ ЗАКАЧКЕ ВОДЫ В ЗАМКНУТЫЕ
ГАЗОВЫЕ ЗАЛЕЖИ
Известно, что с увеличением давления нагнетания увеличива-
ется расход воды, закачиваемой в скважину. При заданном об-
щем расходе закачиваемой воды в залежь увеличение давления
нагнетания позволит уменьшить число водонагнетательных сква-
жин.
С увеличением давления нагнетания возрастают энергетиче-
ские затраты на закачку воды в пласт, что в свою очередь при-
ведет к возрастанию общих эксплуатационных расходов за
время нагнетания воды. Следовательно, задача состоит в том,
чтобы определить рациональное число водонагнетательных сква-
жин и давление нагнетания, при которых общие эксплуатаци-
онные расходы за время нагнетания воды будут минималь-
ными.
Суммарные эксплуатационные расходы за время нагнетания
воды можно определить по уравнению
Э — + ЛнСон^ + oNftt -f- BNt S (Aifgt -f- (V.69)
где Пн — число нагнетательных скважин; Сн — стоимость буре-
ния, освоения и оборудования устья одной нагнетательной сква-
жины, руб.; Сон — стоимость обслуживания одной нагнетатель-
ной скважины (без амортизации) в год, руб.; W— мощность си-
лового привода насосной станции для закачки воды в пласт,
кВт; а — капитальные вложения, пропорциональные 1 кВт уста-
новленной мощности насосной станции, руб.; В — эксплуатаци-
онные затраты на насосную станцию (кроме амортизации),
руб/кВт в год; Ль Д2 — капитальные вложения в прочее обору-
дование системы поддержания давления, не зависящие и зави-
сящие от числа нагнетательных скважин, руб.; ft, f2, fz и —
годовые нормы амортизационных отчислений; t — время работы
по поддержанию давления, годы.
295
Выразив переменные величины, входящие в уравнение
(V.69),. через число нагнетательных скважин пн, взяв производ-
ную d3ldnn и приравняв ее к нулю, получим окончательно при-
ближенную формулу для определения рационального числа во-
донагнетательиых скважин:
пл =
0,0457(?в
(V.70)
где QB — расход нагнетаемой воды, м3/сут; гр— к. п.д. насосных
установок. При 10^лн^30, Л?н/#э>35000 погрешность не пре-
вышает 8 % •
Пример. Определить рациональное число водонагнетательных сква-
жин при следующих исходных данных: а=100 руб. на I кВт; В=60,0 руб.
на 1 кВт в год; Сон = 2000 руб. в год; Сн = 900 000 руб.; <?в=18 200 м3/сут;
/?п=10 160 м; /?л=0,1 м; < = 25,0 лет; щ = 0,8; ц.в=0,4 мПа-c; Л=0,065 мкм2;
й = 4,8 м; f, = 0,087; f2=0,15.
Лн= 0,457-10-1-18200
2,3 1g - — 2^ (100-0,15+ 60,0)0,4
(900000 -0,087 + 2000) 0,065-480-0,8
= 10.
§ 16. КОМПОНЕНТООТДАЧА ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ
В первый период разработки газовых и газоконденсатных ме-
сторождений, залегавших на относительно небольших глубинах,
когда пластовый газ не содержал сероводорода, меркаптанов,
гелия, ртути и использовался главным образом в качестве топ-
лива, рассматривали эффективность разработки залежей с точки
зрения «укрупненных» компонентов: сухого газа (СН«, СгНв,
следы С3Н8, С4Н10) и углеводородного конденсата (С5+).
В настоящее время, когда пластовый газ рассматривается
как сырье для нефтехимической промышленности и источник
энергии, исследуют вопрос о компонентоотдаче и использовании
запасов пластовой энергии.
Компонентоотдача газового, газоконденсатного или нефтя-
ного месторождения характеризуется коэффициентом компо-
нентоотдачи.
Коэффициентом объемной компонентоотдачи
называется отношение объема извлеченного из пласта компо-
нента к его геологическим запасам. Различают конечный
(в конце периода эксплуатации) и текущий (в некоторый момент
эксплуатации) коэффициенты компонентоотдачи. Часто эти ко-
эффициенты выражаются в процентах.
Ki = 100 = (1-100, (V.71)
Qsi \ Qbi /
296
Коэффициенты газо- и конденсатоотдачи выражаются так:
/ 4 4 \
Л'г = ( £ Qml 2 Q3i 100,
\i=l 1=1 /
(V.72)
А к = -дС-5-+ 100.
^зС5+
Практика разработки отечественных и зарубежных место-
рождений показывает, что коэффициент газоотдачи во многих
случаях достигает 85—95 %, в то время как коэффициент кон-
денсатоотдачи изменяется от 30 до 75 %.
Основными физическими факторами, влияющими на коэффи-
циент газоотдачи, являются: 1) режим эксплуатации месторож-
дения; 2) средневзвешенное по объему порового пространства
пласта конечное давление в залежи; 3) площадная и по разрезу
пласта неоднородность литологического состава и фациальная
изменчивость пород пласта; 4) тип месторождения (пластовое,
массивное); 5) темп отбора газа.
В общем случае объем остаточного газа в пласте в конце
периода разработки можно выразить следующим равенством:
(?О= Йк-^- + (Ян- 0к)4т-« (рв. ₽н), (V.73)
ZK Zb \ vs /
где йн и йк— начальный и конечный газонасыщенные объемы
порового пространства пласта, м3; рн/гн и рк/?к, pB/zB— началь-
ное и конечные средневзвешенные по газонасыщенному и обвод-
ненному объемам порового пространства пласта безразмерные
(т. е. отнесенные к атмосферному давлению), приведенные
(т. е. деленные на коэффициенты сверхсжимаемости г) давле-
ния; a — коэффициент остаточной объемной газонасыщенности
обводненной (т. е. йн—Йк) зоны, доли единицы.
С учетом (V.73) коэффициент газоотдачи можно выразить
так:
(V.74)
Исследуем зависимость коэффициента газоотдачи от различ-
ных геологических, эксплуатационных и физических факторов.
1. Коэффициент газоотдачи при газовом режиме эксплу-
атации [ йн = йк — const, а = 0,Q3 = йн |
\ гн /
Ли = —юо = (1 — А/г*Л юо.
Р Рн \ Рн/211 )
г<|
(V.75)
297
2. Коэффициент газоотдачи при жестком водонапорном ре-
жиме эксплуатации ( QH> QK, а>0, =
\ zB ZK
Як
Ян
Рн
?н
Як
Я„
(V.76)
Здесь для песков
Ооп = (1 — 1,415 V/ЛоРи )р«.
для доломитов
«од = (1 — 1,085 VmopH) рн.
В тех случаях, если йк = 0
Квп — 1,415 V«oPh ,
/Свд = 1,085 д/jtiqPh •
(V.77)
(V.78)
(V.79)
(V.80)
3. Коэффициент газоотдачи при упруговодонапорном режиме
Рв > Рк А
-- М юо, (V 81)
Рн
ги
Рк/гК
Ку =
эксплуатации >
Рв/гв
Рн/*Н J Ян \ Рн/гн Рн/гн
где u = aof(pB, Q(0/Qa, литологии пласта); Q(t) —годовой отбор
газа из месторождения.
Если Q(t)/Q3<0,2, пласт представлен:
а) несцементированным песком
I (?в) = 1,49-(-^-0,3^
V Рн J
б) песчаником
[ (рв)= 1,25- (А--о,б)
к Рн J
(V.82)
(V.83)
Пример: а) определить коэффициент газоотдачи при газовом режиме,
если рк/гк = 0,2рн/гн:
Xr= (1 —0,2) 100 = 80 %;
б) определить коэффициент газоотдачи при жестком водонапорном ре-
жиме, если йк/Ян = 0,3; ^о=1 мкм2; то=О,25:
SB = 0,437 — 0,155 1g—5-292- =0,189;
25
рн = 1 —0,189 = 0,811;
а0 = (1 — 1,415 VO,811 0,25 ) 0,811 = 0,295;
Кв = ((1 — 0,295)(1 —0,3)] 100 = 49,3 %;
298
п л PvlI^vl
в) при упруговодонапорном режиме при---= 0,4; -----=0,2,
Рн'гн Ph/Zh
залежь пластового типа, пласт представлен несцементированным песком,
й0=1 мкм2;то=О,25, йк/йв = 0,3; а=ао[1,49—(0,4—0,3)2]=0,295- 1,48=0,437:
Л'у. пл = [(1 _ 0,437-0,4) — 0,3 (0,2 — 0,437-0,4)] 100 = 81,8 %;
г) залежь массивного типа рв/гв«рк/2к=0,2рн/га:
/(у. м= [(1 -0,437-0,2) —0,3(0,2-0,437-0,2)] 100 = 87,9 %.
На коэффициенты газоотдачи, кроме рассмотренных, влияют
и другие факторы: а) охват залежи вытеснением; б) разме-
щение скважин на структуре и площади газоносности; в) глу-
бина спуска колонны насосно-компрессорных труб, которые
рассматриваются в других курсах.
Основными физическими параметрами, влияющими на ко-
эффициент конденсатоотдачи, являются: 1) метод разработки
месторождения (с поддержанием или без поддержания пла-
стового давления); 2) потенциальное содержание конденсата
(С5+) в газе; 3) удельная поверхность пористой среды; 4) груп-
повой состав и физические свойства конденсата (молекуляр-
ная масса и плотность); 5) начальное давление и темпера-
тура.
Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достига-
ется при поддержании начального пластового давления в про-
цессе отбора пластового газа. В этом случае он может дости-
гать 85 % при поддержании давления с помощью газообраз-
ного рабочего агента и 75 % — при поддержании давления при
закачке воды в залежь.
Коэффициент конденсатоотдачи несцементированного песка
или песчаника при вытеснении жидкого углеводородного кон-
денсата водой при постоянном давлении можно рассчитать по
уравнению
Кк = fl — 1,415 / --l11* \ рнкто 'j Рик, (V • 84)
где рнк — начальная конденсатонасыщенность пористой среды,
доли единицы. Коэффициент конденсатоотдачи при разработке
газоконденсатной залежи без поддержания пластового давле-
ния при газовом режиме эксплуатации пласта (QH = const)
можно определить экспериментально в сосуде pVT, не имею-
щем пористой среды (например, на установке УФР-2) в про-
цессе дифференциальной конденсации газа при пластовой тем-
пературе, а далее учесть влияние пористой среды:
Кк = К9 - 27,8-10“ 4F12,
где — коэффициент конденсатоотдачи, определяемый экспе-
риментально; F — удельная поверхность пористой среды,
см2/см3.
Коэффициент конденсатоотдачи при разработке газокон-
денсатной залежи без поддержания пластового давления при
299
газовом режиме эксплуатации пласта (йн = const) можно опре-
делить по различным корреляционным зависимостям, получен-
ным на основе обработки лабораторных экспериментальных
данных. В качестве примера приведем корреляционную зави-
симость С. Л. Критской с поправкой на влияние пористой
среды
Кс = 109,566 —0,115рн — 0,222g —27,8-10~2F12, (V.85)
6т
где Кс5+ — коэффициент конденсатоотдачи при рк = 3,5 МПа и
пластовой температуре; рн—начальное пластовое давление,
МПа;
д _ _____^С5+УС5+______.
РС5+0,024(100-^5+) ’
^c5+'Рс5+; Усъ+ — молекулярная масса, плотность и объем-
ное содержание Cs+ в пластовом газе;
т
— 1,02.10-8V2tI/2
/П /
удельная поверхность пористой среды, см2/см3; k — в мкм2;
т — в долях единицы.
Пример. Определить коэффициент коидеисатоотдачи газоконденсатного
месторождения при газовом режиме эксплуатации. Исходные данные: Л1сб+ =
= 114; рс5+ = 0,739 г/см3; ри = 29,6 МПа; </с5+ = 5,6% об.; /Пл = 84сС; й =
= 0,1 мкм2; т = 0,2.
Определим структурный коэффициент пористой среды.
/<С.. = 109,566 — 0,115-29,6 — 0,022-------------------------
5+ 0,739-0,024(100 —5,6)
§ 17. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ КОМПОНЕНТООТДАЧИ
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Пластовый газ газоконденсатных месторождений состоит из уг-
леводородов гомологического ряда метана, неуглеводородных
компонентов: азота, углекислого газа, серы, меркаптанов, ртути,
гелия, аргона. Он находится в пластах при определенном,
иногда весьма высоком (свыше 100 МПа) давлении.
300
Газоконденсатное месторождение — источник не только цен-
ного сырья для химической промышленности, но и пластовой
энергии. Разработка газоконденсатной залежи представляет со-
бой сложную, комплексную задачу не только наиболее пол-
ного извлечения из нее всех ценных компонентов пластового
газа, но и рационального использования его давления для
транспорта газа, получения холода и механической работы.
При газовом режиме эксплуатации месторождения, т. е.
при постоянном газонасыщенном объеме порового простран-
ства пласта, коэффициент газоотдачи газовых месторождений
можно увеличить, как это следует из анализа уравнения
(V.75), путем уменьшения средневзвешенного по газонасыщен-
ному объему порового пространства давления в залежи (pK/zK).
При этом существенно уменьшается и коэффициент динамиче-
ской вязкости газа.
Особенно высоким коэффициент газоотдачи будет в случае
применения винтовых компрессоров в процессе разработки ме-
сторождения при давлении ниже атмосферного.
При упруговодонапорном режиме эксплуатации газового ме-
сторождения, как это следует из анализа уравнения (V.74),
коэффициент газоотдачи можно увеличить путем уменьшения:
а) давления в газонасыщенной (Рк/^к) и обводненной (рв/гв)
зонах пласта; б) объема обводненной зоны (QH—QK); в) объ-
емной газонасыщенности обводненной зоны а; г) регулирова-
ния отборов газа по площади и разрезу для равномерного стя-
гивания контурной или подъема подошвенной воды в газовую
залежь.
В некоторых случаях снижению давления в газонасыщен-
ной и обводненной зонах будет способствовать периодическая
с высоким темпом отбора газа эксплуатация месторождений
в конечный период, снижение давления в обводненной зоне
будет способствовать при 0,3<рк/Рн< 1,0, как это следует из
уравнения (V.82), увеличению объемной газонасыщенности об-
водненной зоны а, увеличению фазовой проницаемости для
газовой фазы и выходу газа из обводненной зоны (QH—Пк)
в газонасыщенную часть пласта QK-
Конденсатоотдача будет наиболее высокой в том случае,
если в пласте не происходит явление обратной конденсации
углеводородной жидкости. Этого можно достичь путем закачки
в пласт рабочего агента для поддержания начального пласто-
вого давления. При таких условиях жирный пластовый газ
вытесняется к забоям эксплуатационных скважин газообраз-
ным пли жидким рабочим агентом практически без расшире-
ния, увеличения объема. При разработке газоконденсатных
залежей с большим этажом газоносности и содержанием кон-
денсата (С5+) и других ценных компонентов (сероводорода, ге-
лия) в газе поддержание давления может производиться од-
новременно двумя рабочими агентами: а) сухим газом; б) во-
301
дой. Сухой газ закачивается в сводовую часть залежи, вода —
под поверхность начального газоводяного контакта.
При разработке газоконденсатной залежи без поддержания
пластового давления в условиях газового режима (йн=const),
при образовании жидкой фазы в пласте коэффициент конден-
сатоотдачи можно увеличить различными методами воздейст-
вия на пласт и пластовый флюид: 1) прямым испарением жид-
кости в массу закачиваемого в пласт газообразного рабочего
агента; 2) вытеснением жидкого углеводородного конденсата
водой; 3) уменьшением коэффициента динамической вязкости
углеводородного конденсата путем увеличения температуры.
В качестве газообразных рабочих агентов для закачки
в пласт с целью испарения находящегося в его поровом про-
странстве неподвижного конденсата используются: а) сухой
газ, т. е. часть пластового газа (метан, этан, следы пропана и
бутана), оставшегося после отделения от него в промысловых
аппаратах конденсирующихся углеводородов; б) сухой газ,
обогащенный определенным количеством промежуточных ком-
понентов (т. е. пропаном и бутаном) с целью увеличения рас-
творяющей способности рабочего агента; в) углекислый газ.
Глава VI
ОБУСТРОЙСТВО ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПРОМЫСЛОВ
§ 1. ТОВАРНЫЕ КОНДИЦИИ СУХОГО ГАЗА
И СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА
Природный газ наряду с углеводородами может содержать
инертные газы — азот, гелий и аргон, а также кислые газы —
двуокись углерода, сероводород, меркаптаны и другие компо-
ненты.
При использовании природного газа и сопутствующих про-
дуктов как топлива или сырья для химической и нефтехимиче-
Таблица VI.1. Допустимые нормы и опасные концентрации компонентов газа
Компоненты Допустимые нормы загрязнения воздушного бассейна, мг/м3 Опасные концентрации загрязнения воздушного бассейна» мг, м3
Особо охраняемые территории Прочие территории
средняя за 24 ч допусти- мый максимум средняя за 24 ч допусти- мый максимум средняя за 1 ч средняя за 24 ч
Аммиак 0,20 0,20 0,50 1,50
Бензин 1,50 5 80 240
Фенол 0,01 0,01 0,20 0,60
Фториды 0,01 0,03 0,03 0,10
Двуокись серы 0,15 0,50 0,50 1,0 2,620
Сероводород 0,008 0,008 0,15 0,30
Серная кислота 0,10 0,30 0,10 0,30
Хлор 0,03 0,10 0,30 0,60
Сажа 0,05 0,05 0,10 0,10
Двуокись азота 0,085 0,085 0,15 0,50 3,75 0,938
Свинец 0,0007 0,0007 0,001 0,002
Окись углерода 1,0 3,00 2,00 6,00 0,144
ской промышленности к ним должны предъявляться требова-
ния по их качеству и ограничению уровней возможных загряз-
нений окружающей среды при сбросе продуктов сгорания в ат-
мосферу (табл. VI.1).
Природный газ и продукты его переработки, направляе-
мые промышленным потребителям, должны отвечать стандар-
там или техническим условиям их транспортировки, хранения,
поставки и использования. Прием товарных продуктов по ка-
чественным показателям производят в пунктах их сдачи по-
ставщикам. В случае несоответствия их качества установлен-
303
ным стандартам или техническим условиям обычно проводят
повторные определения качества. Порядок разрешения спор-
ных вопросов по показателям качества товарных продуктов
устанавливается по договоренности между поставщиком и по-
требителем в соглашениях на поставку. При невозможности
двустороннего разрешения спорные вопросы решают в арби-
тражном порядке.
Природный газ. Технические условия или стандарты
на природный газ, подаваемый потребителям, должны отра-
Таблица VI.2. Основные требования, предъявляемые к природным газам,
используемым промышленными и бытовыми потребителями
Показатели
подаваемый
в газопроводы
для потребления
Теплота сгорания, кДж/м3
Содержание сероводорода, мг/м3, не более
Точка росы, °C:
летом
зимой
Объемная доля кислорода, %, не более
Содержание механических примесей,
мг/м3, не более
Содержание окиси углерода, мг/м3, не бо-
лее
Запах
I
Регламентируется по союзным
республикам. Допускается от-
клонение ±10% от номинальной
низшей теплоты сгорания
20 20
О ± —15
—5 ± —25
1 1
1-3 I
2
Должен ощущаться при содержа-
нии в воздухе 1 % газа
жать допустимые содержания сероводорода, воздуха или кис-
лорода, углекислого газа, окиси углерода, допустимую влаго-
насыщенность, содержание твердых примесей и других компо-
нентов, теплотворную способность и т. д. Различают требования,
предъявляемые к природным газам, подаваемым в маги-
стральные газопроводы и коммунально-бытовым потребите-
лям. Спецификации на поставку газа включают один или не-
сколько показателей технических условий или стандартов. В ос-
новном указывается содержание воды, углеводородов и кислых
газов, теплотворная способность и плотность природного газа
(табл. VI.2).
При отборе проб газа для контроля качества должны быть
соблюдены условия, исключающие попадание воздуха и посто-
ронних примесей.
Содержание воды в газе определяют по точке росы для
данного давления газа. С помощью номограммы влажности
304
природных газов по значениям точек росы и давления можно
определить содержание воды в килограммах на 1000 м3 газа.
Точку росы газа можно определить конденсационным ме-
тодом. Приборы, основанные на этом методе измерения, со-
стоят из камеры давления с термометром и зеркалом. При ох-
лаждении камеры начало конденсации определяют визуально,
а точку росы по термометру. Указанным способом измеряют
точку росы природных газов по воде и тяжелым углеводородам.
При непрерывном измерении точки росы природного газа по
воде применяют приборы, основанные на определении электро-
проводности гигроскопической соли. Поглощенная влага элек-
тролитическим способом разлагается на водород и кислород.
Сила тока электролиза (чем выше влажность, тем больше сила
тока) является мерой содержания воды в анализируемом при-
родном газе.
Содержание тяжелых углеводородов в природном газе
можно рассчитать по составу газа. Кроме того, содержание их
часто оценивают с использованием малых низкотемпературных
конденсационных установок. Плотность газа определяют взве-
шиванием и сравнением его с массой того же объема воздуха.
Содержание кислых газов — сероводорода, двуокиси угле-
рода, сероуглерода, меркаптанов в природном газе находят
с помощью сорбционных методов. Количество механических
примесей определяют с помощью стандартных фильтров (про-
пуском анализируемой пробы газа через этот фильтр).
Конденсат. Конденсаты различных месторождений за-
метно отличаются по фракционному составу. Различают мета-
новые (или парафиновые) конденсаты, нафтеновые и аромати-
ческие по преимущественному содержанию соответствующих уг-
леводородов. Стабильность или нестабильность конденсата,
содержащего наряду с С54. более легкие компоненты, определяют
по упругости его паров и количеству его выкипания при тем-
пературе 323 К и атмосферном давлении (от 25 до 85 %). Тем-
пература конца кипения большинства конденсатов составляет
423—463 К, а иногда превышает 573 К (для месторождения
с нефтяной оторочкой). Упругость пара стабильного конден-
сата должна обеспечивать возможность хранения его в жид-
ком состоянии при температуре до 310,8 К и атмосферном дав-
лении. Такие параметры конденсата как плотность, концентра-
ция примесей, цвет, содержание серы и парафина определяют
стандартными методами, используемыми при анализе нефти
и нефтепродуктов. Содержание серы оценивают по коррозион-
ной активности на медной пластинке. Количество воды в кон-
денсате допускается в пределах до 1—2 %.
Жидкие продукты газоперерабатывающих предприятий —
этан, пропан, бутан, пропан-бутан, широкая фракция углево-
дородов характеризуются такими показателями, как упругость
паров, плотность, содержание легких фракций, цвет, содержа-
ние примесей и воды (таблЛП.З).
305
Товарный пропан — жидкость, содержащая 95 % про-
пана или пропилена, упругость паров которой при темпера-
туре 310,8 К не превышает 1,5 МПа. Допускается содержание
бутанов до 1—2%; содержание этана ограничивается макси-
мальным давлением паров. Предъявляемые к товарному про-
пану требования по коррозионной активности, содержанию
серы, влажности и плотности регламентируются техническими
Таблица VL3. Температура и давление хранения углеводородов в жидком
состоянии
Этан Пропан Бутан
Т. К р, МПа т, к р, МПа т, к р, МПа
283 3,2 283 0,65 283 0,15
305,2 4,9 310,8 1,3 310,8 0,37
— — 338,6 2,5 338,6 0,77
— — 366,3 4,23 366,3 1,4
— — 369,7 4,3 394,1 2,4
— —- — — 421,9 3,7
— — — — 424,7 3,9
условиями на его поставку. Если пропан используют в качестве
моторного топлива, в нем ограничивают допустимое содержа-
ние пропилена.
Товарный бутан — жидкость, содержащая в основном
бутаны или бутены и имеющая упругость паров не более
0,5 МПа при температуре 310,8 К- При атмосферном давлении
температура испарения 95 % (по объему) товарного бутана
не должна превышать 274,2 К. Требования по ограничению
примесей в товарном бутане аналогичны требованиям, предъ-
являемым к товарному пропану.
Пропан-бутановая смесь. Упругость паров про-
пан-бутановой смеси или сжиженного газа при температуре
310,8 К не должна превышать упругость паров пропана (см.
табл. VI.3). Температура испарения 95 % сжиженного газа
близка к температуре испарения бутана. Сжиженный газ, ис-
пользуемый в качестве топлива для коммунально-бытовых по-
требителей, имеет упругость паров 0,9 МПа при температуре
310,8 К. При этом обеспечивается достаточная летучесть газо-
вого топлива.
Этан, извлекаемый из природных газов, используют в хи-
мической промышленности для получения этилена. Содержа-
ние метана в этане ограничивается до 2 %.
При извлечении товарных продуктов из природного газа
обычно исходят из положения, что целесообразно получать ин-
дивидуальные углеводороды. Впоследствии в зависимости от
технических условий на поставку товарных продуктов осущест-
306
вляют необходимое смешение компонентов, добиваясь требуе-
мого состава продукта поставки.
В зависимости от требуемой упругости паров к конденсату
может быть добавлено определенное количество бутанов или
пропана для обеспечения технических условий поставки кон-
денсата потребителям. В тех случаях, когда упругость паров
товарных продуктов недостаточна, осуществляют фракциони-
рование их с целью удаления более тяжелых компонентов.
§ 2. МЕТОДЫ ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКИ ГАЗА
На промысле газ с помощью установок обрабатывают до опре-
деленной кондиции для обеспечения его транспортирования и
извлечения углеводородного конденсата и других компонентов.
В практике распространены три следующие способа обра-
ботки газа на промыслах:
1) низкотемпературный, предназначенный для извлечения
жидких углеводородов и влаги охлаждением пластового сырья;
2) абсорбция—для извлечения жидких углеводородов и
воды поглощающими жидкостями (маслами, гликолями);
3) адсорбция — для извлечения жидких углеводородов и
воды твердыми поглотителями.
Низкотемпературный способ разделения газов позволяет
в зависимости от глубины охлаждения извлекать от 80 до
100 % тяжелых углеводородов и осушать газ при транспорти-
ровании однофазного компонента до необходимой точки росы
по влаге и углеводородам. На практике применяют одну из
модификаций низкотемпературного способа — низкотемпера-
турную сепарацию (НТС), при которой получают относительно
невысокие перепады температур как за счет использования
энергии избыточного пластового давления (путем дросселиро-
вания газа), так и искусственного холода. В то же время эф-
фект дросселирования газа, как правило, недолговечен, так
как давление по мере истощения залежи падает. Адиабатиче-
ское или политропическое расширение газа в детандерах
(поршневых или турбинных) позволяет получить дополнитель-
ные источники холода и тем самым продлить срок службы ус-
тановок НТС. Для этой же цели предназначены дополнитель-
ные сооружения газовоздушных, газоводяных и газоконденсат-
ных теплообменников.
Применение искусственного холода (холодильных машин)
в установках НТС позволяет обрабатывать газ до конца раз-
работки месторождения, но при этом капвложения в обустрой-
ство промысла увеличиваются примерно в 1,5—2,5 раза.
Абсорбционный способ обработки газа широко применяют
на установках гликолевой осушки, аминовой очистки газа от
кислых газов (СО2 и H2S), а также на маслоабсорбционных
установках ГПЗ, ГБЗ, ГФУ, установках стабилизации конден-
сата и т. д. Этот способ позволяет осуществлять более полное
307
извлечение тяжелых углеводородов с получением целевых про-
дуктов.
Адсорбционный способ разделения газов широко используют
для осушки и отбензинивания газов в северных районах страны,
где требуется минимальное значение точки росы обрабатывае-
мого газа.
С помощью установок короткоцикловой адсорбции само-
стоятельно или в сочетании со схемой предварительной обра-
ботки газа на установке НТС осуществляются одновременно
осушка и отбензинивание газа.
Выбор метода обработки зависит от следующего:
фракционного состава газа и наличия в нем конденсата С54.;
содержания воды в газе (насыщение газа парами воды и
вынос пластовой воды);
содержания в газе неуглеводородных компонентов — серово-
дорода, углекислоты и органических кислот;
давления и температары газа на устье скважины;
климатических и почвенных условий в районе данного ме-
сторождения и по пути транспорта газа по магистральным га-
зопроводам;
запасов газа и срока разработки месторождения;
потребности народного хозяйства в различних компонентах
газа.
Для обработки газа чисто газовых месторождений исполь-
зуют абсорбционный или адсорбционный метод его осушки
с целью предотвращения образования гидратов в магистраль-
ных газопроводах. При обработке газа газоконденсатных ме-
сторождений необходимо, кроме обеспечения точки росы по
воде, извлекать конденсат и другие компоненты, являющиеся
сырьем для химической и нефтеперерабатывающей промыш-
ленности.
С целью более полного извлечения конденсата, пропан-бу-
тановой фракции и этана применяют абсорбционный и адсорб-
ционный способы, а также метод низкотемпературной конден-
сации (до минус 90—120°С). При содержании конденсата бо-
лее 100 см3 в 1 м3 газа используют низкотемпературную аб-
сорбцию с применением углеводородного конденсата в качестве
сорбента.
На газовых и газоконденсатных месторождениях, в газе ко-
торых содержатся сероводород, методы промысловой обработки
газа отличаются от приведенных тем, что газ очищается от
сероводорода и углекислоты. Кроме того, в специальных уста-
новках извлекается из него сера.
Технологические схемы промысловой обработки газа
Принципиальная технологическая схема низкотемпературной
сепарации приведена на рис. VI.1. Сырой газ из скважины
поступает на установку комплексной подготовки (УКПГ), где
308
после предварительного дросселирования (или без него) на-
правляется в сепаратор первой ступени 3 для отделения от ка-
пельной жидкости. Затем газ направляется в теплообменник 5
для охлаждения газом, поступающим в межтрубное простран-
ство из низкотемпературного сепаратора 7. Из теплообменника
газ поступает через эжектор 6 или штуцер в низкотемпера-
турный сепаратор 7, в котором за счет понижения температуры
Рис. VI. 1. Технологическая схема НТС на газосборном пункте.
/— газ сырой; //—газ осушенный; /// — конденсат нестабильный; IV — конденсат
стабильный; V — газ топливный; VI— гликоль насыщенный; V//— гликоль регенери-
рованный; VIII— клапан регулирующий; IX — штуцер регулирующий; X — диафрагма за-
мерная; XI — счетчик; XII — газ выветривания
в теплообменнике и на штуцере (эжекторе) выделяется жид-
кость. Осушенный газ поступает в теплообменник 5, охлаждает
продукцию скважины и направляется в промысловый газосбор-
ный коллектор.
Нестабильный конденсат и водный раствор ингибитора (на-
пример диэтиленгликоля ДЭГ), предотвращающий гидратообра-
зование из сепаратора первой ступени 3, поступают в конден-
сатосборник 4 и далее в емкость 10. Здесь происходит разде-
ление конденсата и водного раствора ДЭГа. Затем конденсат
под своим давлением через теплообменник 9 подается в поток
газа перед низкотемпературным сепаратором, а водный раствор
ДЭГа направляется через емкость 11 и фильтр 12 для очистки
309
от механических примесей в регенерационную установку 13,
после чего регенерированный гликоль из установки с помощью
насоса 19 подается в шлейфы для предотвращения образова-
ния гидратов в них.
Поток нестабильного углеводородного конденсата и водного
раствора ДЭГа направляется в разделительную емкость 15
через межтрубное пространство теплообменников, где охлаж-
дает нестабильный конденсат, поступающий из емкости 10 для
впрыскивания в газовый поток. Водный раствор гликоля через
фильтр поступает в установку регенерации 14, после чего на-
сосом 19 подается в газовый поток перед теплообменником 5.
Конденсат из разделительной емкости 15 направляется через
межтрубное пространство теплообменника 18 в деэтаниза-
тор 16. Установка деэтанизации состоит из тарельчатой ко-
лонны, печи и теплообменника. Заданная температура в ниж-
ней части деэтанизатора поддерживается с помощью теплооб-
менника 18, в котором стабильный конденсат (нижний про-
дукт деэтанизатора), подогретый в печи 17 до температуры
160 °C, отдает тепло насыщенному конденсату, поступающему
из емкости 15. Охлажденный стабильный конденсат подается
в конденсатопровод. По схеме предусматривается также ввод
части холодного нестабильного конденсата на верхнюю та-
релку стабилизатора. В этом случае деэтанизатор работает
в режиме абсорбционно-отпарной колонны.
Если предусматривается транспортирование конденсата
в железнодорожных цистернах, то стабилизация его проводится
в ректификационной колонне, работающей в режиме либо ча-
стичной, либо полной дебутанизации.
Газ выветривания (дегазации) из емкости 15 и газ деэта-
низатора 16 через штуцер поступает в общий поток. Если дав-
ление недостаточно, то предусматривают компрессор 8. Газ
дегазации из емкости 10 также возвращается в общий по-
ток под своим давлением. Периодический контроль за де-
битами газа и жидкости осуществляется с помощью сепара-
тора 1, на выкидной линии которого установлены замерная
диафрагма и конденсатосборник-разделитель 2 со счетчи-
ками.
Если на устье скважины температура газа достаточно вы-
сокая и на его пути до газосборного пункта гидраты не обра-
зуются, то схема подготовки газа упрощается.
На период добычи, когда требуются дополнительные источ-
ники холода на установке НТС для обеспечения требуемой
точки росы газа, в схеме вместо штуцера устанавливают тур-
бодетандер, использование которого дает эффект по снижению
температуры, больший в 3—4 раза, чем при обычном дроссе-
лировании. В этом случае в схеме предусматривается сепара-
тор второй ступени, предназначенный для отделения жидкости
от газа, поступающего в турбодетандер. Осушенный газ из
межтрубного пространства теплообменника 5 поступает на
ЗЮ
прием компрессора, установленного на одном валу с турбоде-
тандером, и далее в промысловый коллектор.
Возможны модификации описанной схемы в соответствии
с конкретными условиями. В частности, дополнительно к теп-
лообменнику 5 устанавливают воздушный или водяной холо-
дильник.
По мере снижения пластового давления для поддержания
постоянной температуры сепарации газа на установках НТС
требуется последовательное увеличение поверхности теплооб-
менников, что приводит к необходимости перестройки уста-
новки. Однако наступает такой период, когда это становится
нерациональным. В таком случае вводят холод извне либо
применяют другие способы подготовки газа.
Эффективность работы установок НТС любого типа опре-
деляется правильностью выбранного технологического режима
эксплуатации скважины. В проектах разработки за оптималь-
ное давление сепарации на газоконденсатных месторождениях
принимается давление максимальной конденсации, которое для
каждого состава газа определяется экспериментальным путем.
Для обеспечения однофазного движения газа по магистраль-
ным трубопроводам температура сепарации определяется ус-
ловиями по трассе трубопровода; для извлечения конденсата —
заданной степенью извлечения целевых компонентов.
§ З.ОС НОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ
ПРИ ОБРАБОТКЕ ГАЗА,
И ЕГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
Для очистки природного газа от жидкой влаги, конденсата и
частиц породы применяют различные сепараторы, которые
можно подразделить по принципу их работы на следующие
типы:
1) гравитационные, в которых главную роль при отделении
примесей играет сила тяжести;
2) основанные на использовании сил инерции;
3) сепараторы с насадками, в которых используются силы
адгезии;
4) смешанного типа, в которых одновременно используются
и силы энергии, и силы тяжести, и силы адгезии.
Наряду с механическими применяют гидравлические спо-
собы очистки газа, в которых частицы отделяются при про-
пускании газа через различные масла.
Наибольший интерес представляют комбинированные спо-
собы, основанные на различных принципах работы аппаратов.
При этом степень очистки газа достигает 97 %.
Теория сепарации не разработана до такой степени, чтобы
можно было определить эффективность работы сепараторов для
конкретных промысловых условий. Поэтому расчет сепарато-
ров обычно проводят для несколько упрощенных условий. При
311
этом следует учитывать, что жидкость в вертикальном и гори-
зонтальном потоках движется в основном по стенкам труб.
Если скорость газа значительная на поворотах труб, а также
при входе в сепаратор, часть жидкости, отрываясь от стенок,
переходит в капельнораспыленное состояние. В последующем
из капель на стенках труб снова может образоваться пленка.
При движении газа с жидкостью в сепараторах объем капель-
ной жидкости также существенно меняется вследствие много-
численных изменений направления и наличии сужений и расши-
рений газовой струи. Кроме того, нужно учитывать и нерав-
номерность подачи жидкости в сепаратор при определенных
структурах движения газожидкостных смесей.
Технологический расчет гравитационных сепараторов
При технологических расчетах сепараторов скорость движе-
ния частиц примесей и газа в вертикальном направлении
обычно принимают постоянной. Считают также, что все ча-
стицы, отделяемые в сепараторах, имеют шарообразную форму
и что в процессе сепарации не происходит ни их дробления,
ни коагуляции. При этом скорость газового потока считается
пропорциональной отношению площадей сечений трубы и се-
паратора.
Газ, входя в сепаратор, несет с собой частицы с определен-
ной скоростью. В сепараторе и скорость газа, и скорость ча-
стиц изменяются. Это происходит в течение некоторого вре-
мени.
В общем случае сила, действующая на частицу в стацио-
нарном потоке газа, может быть выражена зависимостью
Р = G — R cos а,
где Р— сила, двигающая частицы, Н; G — вес частицы, Н;
R— сила сопротивления, Н; а — угол между направлениями
R и G.
Сила тяжести всегда направлена вниз. Сила сопротивления
в зависимости от направления потока газа может иметь раз-
личные направления. В случае вертикального потока в зави-
симости от того, будет ли струя направлена вверх или вниз,
coscc=±l. При осаждении частиц важно знать скорость ча-
стицы относительно стенок сепараторов, так как этим опреде-
ляется эффективность отделения. Частицы будут уноситься по-
током газа, если скорость частиц w будет меньше скорости по-
тока V. Причем частицы будут двигаться вверх со скоростью
w4 = u—w. Если w = v, то щч = 0, т. е. частицы находятся в га-
зовом потоке во взвешенном состоянии. Выпадение частиц про-
исходит, когда w>v, при этом скорость w4 будет равна раз-
ности w—V.
312
Скорости движения частиц в сепараторах определяют по
формуле Стокса
w(P) = ^НРч —Рг(Р, ЛИ (VI. 1>
1,8И (Р. П
где w — относительная скорость движения частицы, м/с; d —
диаметр частицы, м; рч— плотность частицы, кг/м3; рг — плот-
Рис. VI.2. Зависимость скорости осаждения капель воды от диаметра при
разных давлениях
ность газа при рассматриваемых давлениях р и температуре
Т, кг/м3; ц— абсолютная вязкость газа при тех же условиях,
Па-с; g — ускорение свободного падения*(g=9,8 м/с2).
Для частиц размером от 0,3 до 0,8 мм скорость осаждения
0.403d1-14 (р, - Pr)o-V’71
w — ---------------------
(VI. 2)
И0’43р°г129
313
Для частиц размером более 0,8 мм скорость осаждения со-
гласно формуле Ньютона
w = 1,74/Л/-d(P4~Pr)g . - (VI.3)
V Рг
Формулы (VI.1), (VI.2) и (VI.3) справедливы для расчета
скорости осаждения шарообразных частиц. На рис. VI.2 пока-
зан график зависимости скорости осаждения w от диаметра
капель воды для разных давлений, построенный по этим фор-
мулам.
Для всего диапазона встречаемых на практике размеров
частиц различной конфигурации скорость осаждения можно
определить по формуле вида
W = Л// а‘Ц Г+-41(р---.рг)Д.. _ , (VI.4)
V \ 2</ргр* ) Т Зргр* 2</ргр*
где а* и р* — коэффициенты сопротивления, соответственно
равные: для шаров а* = 24 и р* = 0,44; для круглых пластинок
сс* = 17,4 и р* = 1,1.
При конфигурации частицы, отличной от шара, в расчетах
принимается эффективный диаметр частиц.
Приведенные формулы справедливы для установившейся
скорости движения частиц. На практике при входе газа в се-
паратор скорость газа и частиц меняется. За время пребыва-
ния в сепараторе скорость осаждения частиц не достигает по-
стоянного значения. Это следует учитывать при расчетах се-
параторов.
Технологический расчет инерционных сепараторов
При расчете сепараторов с учетом только массы осаждающихся
частиц размеры аппаратов получают значительными, в резуль-
тате чего требуется большой расход металла. Из инерционных
сепараторов чаще применяют те, принцип действия которых
основан на использовании центробежных сил. Такие сепа-
раторы называют циклонными (рис. VI.3). Газ, тангенциально
поступающий через входной патрубок, в сепараторе приобре-
тает вращательное движение и направляется вниз по винтовой
линии к вершине конуса. Жидкость со стенки циклона (уст-
ройство для отделения частиц от газа) стекает вниз. При
выводе расчетных формул обычно принимают, что частицы газа
вращаются с одинаковой угловой скоростью аналогично вра-
щению твердого тела. Вращательное движение газа характери-
зуется тем, что в центральной части сепаратора статическое
давление является минимальным. Чем выше скорость, тем
больше разность давлений в этой части, а также на периферии.
Газ и частицы, поступая в сепаратор, сохраняя первоначальное
направление, прижимаются к стенкам цилиндра и закручива-
ется в нисходящую спираль. По достижении вершины конуса
314
вращающиеся слои газа поворачиваются к оси сепаратора, ме-
няя направление, и начинают двигаться к выходной трубе
в виде вертикального восходящего вихря. Частицы примесей,
двигаясь по стенкам сепаратора, достигают отстойника, в ко-
тором осаждаются. Увеличение скорости газа приводит к уве-
личению разряжения в центральной части циклонного сепара-
тора и появлению силы, тянущей осевшую пленку к выходной
трубе. Таким образом, в таких
ного, происходит движение,
направленное вдоль его оси.
Причем продольное движение
у стенок цилиндра и конуса
направлено вниз, а в централь-
ной части вверх.
Теория расчетов циклонных
сепараторов основана на пред-
положении, что центробежная
сила, действующая на частицу,
равна силе сопротивления, ко-
торую оказывает газ, препят-
ствуя ее движению в радиаль-
ном направлении. Скорость
движения частиц в циклоне w4
в зависимости от размера их
по аналогии с действием силы
тяжести можно определить
по следующим приближенным
формулам:
для мелких частиц
для средних частиц
Л 4ПЯЯЬЫ_0,71„0,29
CMQM Рч g /2X0.7,.
0,43 0,29 ' 7 ’
Г* Гр
сепараторах, кроме вращатель-
Рис. VI.3. Циклонный сепаратор.
/ — переводник; 2 — улитка для выхода
газа; 3—входной патрубок; 4—винто-
вая крышка; 5 — цилиндрическая часть
циклона; 6 — выхлопная труба; 7 — ко*
иусная часть циклона; 8 — выводящее от-
верстие; $ — бункер; /0—прнмесн
(VI. 8>
для крупных частиц
(VI.9}
Здесь г — расстояние в радиальном направлении от оси цик-
лонного сепаратора до частицы, м; <о — угловая скорость газа,
1/с; остальные обозначения те же, что и в формуле (VI.1).
Из формулы (VI.8) следует, что скорость движения частиц
в циклонном сепараторе зависит не только от его диаметра и
состояния среды, но и от конструкции и размеров самого
315
сепаратора. В этом состоит главное отличие центробежной се-
парации от гравитационной.
При отделении жидкости в циклонных сепараторах не сле-
дует допускать больших скоростей движения газа, при кото-
рых происходит дробление жидкости на мелкие капли и вынос
ее. Для каждого циклона имеется своя, оптимальная скорость
сепарации.
На практике гидравлический расчет циклонного сепаратора
сводится к определению его диаметра. Остальные размеры кон-
структивно зависят от этого диаметра.
Диаметр определяют по формуле
D = 0,0122 'l/'---QVTJPct-- t
V (Pl--- PzIPcp^CT
где Q — дебит газа при стандартных условиях, тыс. м3/сут; р —
плотность газа при стандартных условиях, кг/м3; (pi—р2) —
потери давления в сепараторе, МПа; рСр — абсолютное сред-
нее давление, МПа; Т — температура газа в сепараторе, К; z—
коэффициент сверхсжимаемости при рср и Т; рСт = 0,1013 МПа;
Тст = 293 К.
Сепараторы с насадками
Основным элементом этого вида сепараторов является насадка.
На практике широко распространены жалюзийные насадки,
конструктивно представляющие набор пластин различной кон-
фигурации.
Частицы жидкости, содержащиеся в потоке газа, набегаю-
щем на пластины, ударяются о них и прилипают. По мере
накопления на пластинах жидкость стекает в нижнюю часть се-
паратора, откуда периодически удаляется через специальные
патрубки.
Насадка, с одной стороны, не должна создавать больших гид-
равлических сопротивлений потоку, а с другой стороны, иметь
достаточно развитую поверхность для улучшения условий от-
деления жидкости от газа.
Технологический расчет жалюзийного сепаратора сводится
к определению скорости набегания потока газа на жалюзи, при
которой происходит интенсивное прилипание частиц жидкости
к пластинам, но не происходит срыва и дробления капель жид-
кости, осевшей в насадке.
Расчет жалюзийной насадки выполняют с помощью приве-
денного на рис. VI.4 графика, на котором дана зависимость ко-
эффициента уноса жидкости Ку от параметра А:
А =----, (VI. Ю).
/g4> (р' - р")
Л'у =-------’00, (VI. 11)
G" + G2
316
где w" — скорость движения газа, м/с; 6 — поверхностное натя-
жение на границе раздела газа и жидкости, Н/м; р', р"— плот-
ность соответственно жидкости и газа, кг/м3; G" — массовый
Рис. VI.4. Зависимость Ку от А
Рис. VI.5. Зависимость w от р при коэффициентах уноса жидкости Ку (в %).
1 - 1.0; 2 — 0.1; 3— 0.01; 4 — 0.01
расход газа, кг/м3; 0% —массовый расход жидкости после сепа-
ратора, кг/м3.
По графику, приведенному на рис. VI.5, определяют скорость
потока газа как функцию давления в сепараторе и коэффи-
циента уноса жидкости.
Водосборники
На газопроводах, а иногда и у скважины часто устанавливают
водосборники. Назначение их состоит в улавливании и удалении
основной массы сконденсировавшейся влаги и других примесей.
Рис. VI.6. Горизонтальный водосборник.
/—газопровод; 2 — водосборник; 3— отключающая задвижка; 4 — рабочий вентиль;
5 — верхняя задвижка; 6 — перепускной вентиль
317
Они практически ничем не отличаются от горизонтальных се-
параторов, но устанавливают их в зависимости от рельефа
местности обычно в пониженных местах.
Водосборники горизонтального типа врезают в газопровод 1
(рис. VI.6). Скапливающуюся в водосборнике 2 воду и другие
примеси периодически продувают через рабочие вентили 4.
В холодное время года перепускной вентиль 6 должен быть
все время открыт во избежание подъема жидкости в вертикаль-
ной выводной трубке и для предотвращения ее обмерзания. Во
время продувки газопровода этот вентиль закрывают, а вен-
тиль 4 открывают, после продувки открывают вентиль 6 и ко-
нец трубки просушивается сухим газом из газопровода. После
этого вентиль 4 закрывают, а вентиль 6 оставляют открытым.
На практике широко применяют водосборники типа расши-
рительной камеры. Степень очистки от примесей в расшири-
тельных камерах достигает 90 %.
Конструкции сепараторов
На газовых промыслах применяют сепараторы самых различных
конструкций: горизонтальные и вертикальные, цилиндрические
и шаровые с различным внутренним и наружным устройством.
Вертикальные сепараторы. Сепаратор (рис. VI.7)
представляет собой вертикальный сосуд диаметром до 1—2 м,
высотой до 4—5 м. Газ подают через боковой тангенциальный
ввод. Для улучшения условий выделения примесей предусмот-
рено изменение направления потока газа. Отделившиеся ча-
стицы накапливаются в нижней части сепаратора, откуда пе-
риодически удаляются.
В верхней части сепаратора установлена жалюзийная на-
садка. Пространство ниже насадки и кольцевого ввода газа ис-
пользуется для гравитационного осаждения частиц в жидкости.
Горизонтальные сепараторы (длиной до 6—7 м,
диаметром до 1,2 м) по устройству сходны с вертикальными.
В них также изменяется направление потока газа. Эти сепа-
раторы более удобны в монтаже и обслуживании, чем верти-
кальные.
Емкость для отсепарированной жидкости чаще всего прини-
мается в виде самостоятельного сосуда, расположенного вдоль
сепаратора, и связана с ним сливными патрубками. На входе
газа предусмотрен циклонный элемент.
Циклонные сепараторы подразделены на односту-
пенчатые, двухступенчатые и многоциклонные (мультициклоны)
открытого и закрытого типов, преимущественно с кожухом и
с разрывом потока струи (рис. VI.8). Эффективность работы
этого сепаратора достигает 92—98%. Струйка пленочной жид-
кости, поднимающаяся газовым потоком, выбрасывается вра-
щающимся газовым потоком в камеру разрыва. На эффектив-
ность работы сепаратора большое влияние оказывает пульса-
318
ция газожидкостного потока, что приводит к нарушению ре-
жима его работы. В мультициклонах с увеличением скорости
возрастает интенсивность дробления капель до низкодисперс-
ного состояния, уносимых газовым потоком из сепаратора.
Рис. VI.7. Вертикальный се-
паратор
Рис. VI.8. Циклонный сепа-
ратор
В табл. VI.4 приведены ориентировочные значения произ-
водительности циклонов разных диаметров, работающих при
Таблица VI.4. Производительность циклонов в тыс. м3/сут
Диаметр циклона D, мм Рабочее давление. МПа
2,5 6,4 10 16 25
100 50—80 100—200 200—300 300—500 650—750
150 100—170 250—450 400—700 600—1000 1000—1800
200 180—300 500—800 700—1200 1100—1900 2000—3500
250 300—500 800—1200 1200—1900 — —
различных давлениях. Нормальная работа сепараторов обеспе-
чивается при отсутствии образования гидратов в них.
319
Для безопасности работы на корпусе сепаратора или на
подводящих манифольдах устанавливают предохранительные
клапаны.
Масляные сепараторы (пылеуловители диаметрами
500, 800, 1000, 1200, 1400, 1600, 2400 мм). Этот вид сепараторов
Рис. VI.9. Вертикальный
масляный пылеуловитель.
1 — люк-лаз; 2 — штуцера для
дифманометра; 3 — патрубок
ввода газа; 4 — штуцера для
уровнемера; 5 — патрубок вы-
вода газа; 6 — секция, в кото-
рой осаждается пыль; 7, 8 —
контактные и дренажные труб-
ки: 9—трубки для слива и
залива промывочной жидкости
Рис. VI. 10. Кожухотрубный
теплообменник.
1 — вход диэтилеигликоля; 2 и
3 — вход и выход сырого при-
родного газа; 4 — выход сухого
природного газа; 5 — вход су-
хого природного газа
(рис. VI.9) в основном применяют на магистральных газопро-
водах. Пылеуловитель состоит из трех секций: газопромывоч-
ной, осадительной и скрубберной. Очищаемый газ поступает
в нижнюю газопромывочную часть сепаратора, в которой осе-
дают крупные твердые частицы и капли воды. Они скаплива-
320
ются внизу сепаратора под слоем масла и периодически удаля-
ются. По мере загрязнения масло заменяется свежим, а отра-
ботанное подвергается регенерации. При нормальной работе
пылеуловителя расход масла не должен превышать 25 г на
1000 м3 очищенного масла.
Тонкая очистка газа проводится в верхней части сепара-
тора.
Выбор теплообменников и их расчет
Теплообменные аппараты составляют неотъемлемую часть ус-
тановки по обработке газа. На установках низкотемпературной
сепарации часто используют теплообменники типа
«труба в трубе», в которых охлаждающим агентом явля-
ется отсепарированный газ, поступающий в межтрубное про-
странство теплообменника. Широкое применение таких тепло-
обменников объясняется простотой их конструкции, надеж-
ностью работы и несложной системой подачи в них ингибитора
для избежания гидратообразования.
Кожухотрубчатые теплообменники по сравне-
нию с теплообменниками типа «труба в трубе» менее метал-
лоемки, более транспортабельны, занимают меньше места. Но
из-за отсутствия достаточно надежной системы защиты от об-
разования гидратов эти теплообменники применяют в тех слу-
чаях, если в них газ охлаждается до температуры не ниже рав-
новесной температуры образования гидратов или если перед
ними газ предварительно осушается. Одна из конструкций та-
кого теплообменника показана на рис. VI.10.
При конструировании теплообменных аппаратов следует
стремиться к минимальной разности температур на «теплом»
конце теплообменника (недорекуперацию холода). Эта разность
температур представляет собой потерю холода и в значитель-
ной степени определяет энергетические затраты в установке.
Теплообменник должен обеспечивать минимальную разность
температур на «теплом» его конце и минимальные потери дав-
ления. С другой стороны, аппарат должен быть компактным.
Уменьшать разность температур на «теплом» конце теплооб-
менника можно до определенного предела, который должен со-
ответствовать экономически обоснованным энергетическим за-
тратам. Практика показывает, что разность температур на «теп-
лом» конце теплообменника колеблется и в среднем составляет
10 °C.
Расчет теплообменных аппаратов
Расчет процесса теплообмена в основном сводится к получению
количественных соотношений теплоотдачи на основе обобщения
экспериментальных данных и принципов теории подобия,
11
Заказ № 317
321
в частности зависимости между критериями подобия, характе-
ризующими процесс теплопередачи.
Для определения поверхности теплообмена можно пользо-
ваться формулой Ньютона — Фурье
F=—5—,
(VI.12)
где Q — количество вводимой или отводимой теплоты, Дж/м3;
Д/— средняя логарифмическая разность температур, °C; К.—
коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2-К).
Количество тепла, отдаваемое или получаемое газом в про-
цессе теплообмена, определяют по формуле теплового баланса
Q = Qi — Qa = ?iPiCpi (4 — /а) = ?2р2сра (/4 — /з). (VI. 13)
где Qi — количество теплоты, отдаваемого «теплым» газом
в процессе охлаждения, Дж/м3; Q2— количество теплоты, полу-
чаемого «холодным» газом в процессе нагревания, Дж/м3; qi,
q2 — расходы «теплого» и «холодного» газа, м3/ч; рь р2— плот-
ность соответственно «теплого» и «холодного» газа; cpi, сР2 —
удельная теплоемкость соответственно «теплого» и «холодного»
газа, Дж/(моль-К); Л., /2 — температура «теплого» газа на
входе и выходе теплообменного аппарата, °C; /3, tt — темпера-
тура «холодного» газа на входе и выходе теплообменного аппа-
рата, °C.
В формуле (VI. 13) не учтено количество теплоты, выделяе-
мой при конденсации водяного пара и тяжелых углеводородов.
С учетом последних эта формула примет вид
Q = Qi = Q2 = ?ipaCpi (G — /2) + Гк?1?к 4* ^в?1?в = <7гр2ср2 (/4 — /з). (VI. 14)
Здесь qK — количество углеводородного конденсата, сконден-
сировавшегося из газа при снижении температуры от Л до /2,
кг на м3; qB— количество воды, сконденсировавшейся из газа
при снижении температуры от Л до /2, кг на м3; гк и гв— скры-
тая теплота парообразования соответственно воды и углеводо-
родного конденсата, Дж/м3. Если на установке НТС имеется
избыточное давление, то температура
/2 = /з+ЛрР,-, (VI. 15)
где Др — перепад давления на штуцере (дросселе), Па; Di —
коэффициент Джоуля — Томсона; температура h всегда зада-
ется (температура сепарации).
Температура /4 с учетом того, что разность температур на
«теплом» конце принимается равной 10°C, будет на 10°C
ниже t\.
= —5------4-/3. (VI. 16)
<7гр2ср2
В расчетах скрытая теплота парообразования для воды гв и
углеводородного конденсата гк соответственно принимается
2095 и 330—380 кДж/кг.
322
Средняя логарифмическая температура зависит не только
от начальных и конечных температур теплоносителей, но и от
направления движения их потока. Обычно направлениями дви-
жения теплоносителей являются противоток, прямоток, пере-
крестный ток и смешанный ток. В зависимости от направления
движения теплоносителей формула для вычисления логарифми-
ческой разности температур принимает вид:
для прямотока
Д/ = (<1 ~ ~ (Za ~ ; (VI. 17)
2,31g —
<2-/4
для противотока
Д/ = . ~<4^ ~ ~ <3) . . (VI. 18)
2,31g tl~‘4
/2-/3
для смешанного и перекрестного тока
(/1-/4) -(<2--^-)
Д/ = -----------2---------. (VI. 19)
2,3 1g-----------
t /3 4- /4
Если отношение /2—/1/(4—/з<2, то разность температур
между средней логарифмической и средней арифметической их
разностями не превышает 4 %. В этом слачае можно пользо-
ваться формулами для средней арифметической разности тем-
ператур.
Средняя арифметическая разность температур определяется:
для прямотока
Д/ = - — .. (VI.20)
для противотока
д< = 4- — *з)
2
(VI.21)
Если температура одного из теплоносителей (например, ам-
миачного или пропанового испарителя) постоянна, разница
между температурами прямотока и противотока исчезает и фор-
мула средней логарифмической разности температур принимает
следующий вид:
Д/ = ----<а ~ty--. (VI.22)
2,31g /~-t-
t-t,
И*
323
Коэффициент теплопередачи для кожухотрубчатых теплооб-
менников типа «труба в трубе» можно определить по следую-
щим формулам.
При теплопередаче от нагревающей среды к нагреваемой
К =-----------------!--------------. (VI. 23)
1 d-t-dt 1 2d2
otj 2А. 0C2 di -j- di
При теплопередаче от нагреваемой среды к нагревающей
К =-----------------!--------------. (VI.24)
1 МН dH-dB 1
oti da dR 2X o&2
Здесь ai — коэффициент теплоотдачи от нагревающей среды
к стенке трубы, Вт/(м2-К); d2— наружный диаметр труб, м;
d\ — внутренний диаметр труб, м; % — коэффициент теплопро-
водности материала трубы, Вт/(м-К); а2— коэффициент тепло-
отдачи от стенки к нагреваемой среде Вт/(м2*К)-
Если толщина стенки незначительна по сравнению с внут-
ренним диаметром и составляет меньше 1/20 диаметра, то коэф-
фициент теплопередачи можно определить как для плоской
стенки:
(VI.25)
X а2
где s — толщина стенки, м.
Для теплообменников с оребренными трубами формулы
(VI.23) и (VI.24) соответственно примут вид:
К =---------!--------. (VI .26)
-l-+_±+_L А.
ax X а2 F2
^-г^-4- ———
а2 Fi X Ft а2
где Ft — площадь поверхности с гладкой стороны трубки, м2;
F2 — площадь поверхности ребер и самой стенки между реб-
рами, м2.
В формулах (VI.23) и (VI.27) коэффициенты теплоотдачи
си, а2 можно определить на основе экспериментальных данных и
критериев подобия:
а. = 0,023 — Re°’8Pr0,4; (VI. 28)
1 d
Re
324
Рг =
X ’
а, = 0,023 — Z_2l\0,45 Re°’8Pr0'4. (VI.29)
d2 \ di /
Здесь X — коэффициент теплопроводности газа, Вт/(м-К);
d\, d2— внутренний и наружный диаметры внутренней трубы,
м; Re — число Рейнольдса; Рг — критерий Прандтля; D, — внут-
ренний диаметр наружной трубы, м; v — скорость движения
газа, м/с; р — плотность газа, кг/м3; ц — коэффициент динами-
ческой вязкости, Па-с; сР — удельная теплоемкость газа при
постоянном давлении, Дж./(моль- К).
При движении в межтрубном пространстве кожухотрубчатых
теплообменников и при отсутствии поперечных перегородок
а2 = 1,16 (d^Rr)0-6?!-0-33. (VI.30)
Эквивалентный диаметр межтрубного пространства (Di — d2)
определяем по формуле
d3 = —, (VI.31)
п
где П—периметр межтрубного пространства.
Для теплообменников типа «труба в трубе»
Л == л (Dx + da); (VI.32)
для кожухотрубчатых теплообменников
П = n(Di + nd2), (VI.33)
где п — число теплообменных трубок в кожухотрубчатом тепло-
обменнике.
При наличии перегородок
а2= 0,2— Re0,6Pr0,33. (VI.34)
di
Для расчетов кожухотрубчатых теплообменников чаще всего
пользуются уравнением (VI.34), так как в них имеются перего-
родки, которые улучшают теплообмен. После несложных мате-
матических преобразований это уравнение примет вид;
И2=,0,03-^-Г qip2 ~10,6 /Pj£p\°-33 (VI.35)
di L dgXjlg J \ Xa /
В результате исследований, проведенных на промышленных
теплообменниках, получены формулы коэффициента теплопере-
дачи К. При турбулентном режиме (104<Re<107) п при содер-
жании конденсата в газе до 300 см3/м3 используют следующие
325
формулы для определения коэффициента теплопередачи в теп-
лообменниках типа «труба в трубе»:
К = 0,03VReiRea , (VI.36)
К = 115 (tijtij)0,4- (VI.37)
Здесь »1 и иг — скорости соответственно «теплого» и «холод-
ного» газа, м/с.
На установках искусственного холода кроме рекуперативных
теплообменников предусмотрен теплообменник-испаритель
(рис. VI.11) с аммиачным или пропановым хладоагентом.
Рис, VI. 11. Аммиачный испаритель с однотрубным змеевиком
Для определения коэффициента теплопередачи в аммиач-
ных испарителях применяют следующую приближенную фор-
мулу:
K==52t>. (VI.38)
На месторождениях с температурой газа на входе УКПГ
более 40°C для предварительного охлаждения можно исполь-
зовать водяные или воздушные теплообменники, которые от га-
зовых конструктивно не отличаются. В качестве хладоагента
используется вода, подаваемая противотоком в межтрубное
пространство теплообменника.
Расчет водяных теплообменников подобен расчету газовых
теплообменников.
Формула теплового баланса для водяных теплообменников
имеет следующий вид:
<7iPicpi Gi — It) 4" rv-QxQk. 4- гв?!? в = GBcpB (t3 — tt), (VI.39)
326
ав = 42-10~*
где GB— массовый расход воды, кг/ч; срв — удельная теплоем-
кость воды, Дж/(моль-К); /з, /4 — температуры воды соответ-
ственно на входе и выходе теплообменника, °C. Остальные обо-
значения те же, что и в формуле (VI.13).
Формула для коэффициента теплоотдачи воды
02с %. / D. \0,45
______—L) . (VI.40)
Рв (£1 — dt)2 Хв J di \ d2 /
Расчет воздушных теплообменников проводят так же, как и
газовых.
Упрощенную формулу для коэффициента теплопередачи воз-
душных теплообменников можно записать в виде
К --=-----------?------------. (V1.41)
da- di 1 2d2
2Х аа da di
Такое упрощение справедливо, если коэффициент теплоот-
дачи газа в 10 раз и более выше коэффициента теплопередачи
воздуха. Если воздушные теплообменники оребренные, то фор-
мула для коэффициента теплопередачи имеет вид
К =---------------------. (VI.42)
da — di I Fi
2A. aa Fa
При любых климатических условиях воздушные теплообмен-
ники более удобны в эксплуатации, чем водяные.
§4. СОРБЦИОННЫЕ МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ ГАЗА
Абсорбционный способ осушки и отбензинивания
углеводородных газов
Абсорбцией называется процесс проникновения газа или пара
в массу жидкого поглотителя (абсорбента) путем диффузии че-
рез разделительную поверхность. Обратный процесс называется
десорбцией.
Этот процесс осуществляется в абсорбере — вертикальном
цилиндрическом сосуде, имеющем тарелки или насадки, обес-
печивающие контакт между газом и жидкостью — абсорбентом.
По технологической схеме абсорбционного способа осушки
газа (рис. VI.12), влажный газ поступает в нижнюю скруббер-
ную секцию абсорбера 1, где предварительно отделяется от ка-
пельной жидкости и контактирует с абсорбентом. Газ, двигаясь
снизу вверх навстречу абсорбенту, осушается, а затем проходит
в верхнюю секцию, где отделяется от капель абсорбента, уноси-
мого с верхней тарелки контактора. Осушенный газ из абсор-
бера поступает в магистральный газопровод.
327
Насыщенный раствор абсорбента из контактора сначала
проходит теплообменник 9, выветриватель 3, фильтр 4„ затем
паровой подогреватель (ребойлер), установленный в нижней
части десорбера 5, где нагревается до установленной темпера-
туры. Затем раствор поступает в выпарную колонну (десор-
бер) 5.
Водяной пар, выделившийся из абсорбента, поступает в хо-
лодильник 6, где основная часть его конденсируется, а затем
в сборник конденсата 7. Часть воды из этого сборника направ-
ляется обратно в верхнюю часть колонны, чтобы понизить тем-
Рис. VI. 12. Технологическая схема установки осушкн газа гликолями.
I — газ сырой; II — газ сухой; III — ДЭГ регенерированный; IV — насыщенный ДЭГ;
V — конденсат; VI — пар
пературу. В результате пары абсорбента конденсируются и сли-
ваются вниз, что сокращает потерю абсорбента.
Раствор абсорбента, регенерированный до заданной концент-
рации, сначала проходит через теплообменник 9, где охлажда-
ется насыщенным водой абсорбентом, затем дополнительно ох-
лаждается водой в теплообменнике 8 и поступает в контактор
для орошения.
В качестве абсорбента для осушки природного газа широко
применяют гликоли, причем преимущественно диэтиленгликоль
и триэтиленгликоль. Если требуется осушка природного газа,
в котором содержатся углеводородный конденсат с значитель-
ным количеством ароматических углеводородов, то при выборе
абсорбента предпочтение отдается этиленгликолю. В этих усло-
виях этиленгликоль может оказаться экономически эффективнее
диэтиленгликоля и триэтиленгликоля, так как он менее раство-
рим в углеводородном конденсате, содержащем ароматические
углеводороды.
Широкое применение гликолей для осушки природного газа
обусловлено их высокой гигроскопичностью, стойкостью к на-
греву и химическому разложению, низким давлением пара и до-
ступностью при сравнительно невысокой стоимости.
328
Этиленгликоль или, как принято называть, гликоль
(СН2-ОН-СН2-ОН) — простейший двухатомный спирт. Бесцвет-
ная густоватая жидкость сладкого вкуса, без запаха. Молеку-
лярная масса его 62,07, плотность 1,115 г/см3, температура ки-
пения при атмосферном давлении 197,5 °C, удельная теплоем-
кость 2,3 кДж/(кг- К).
Этиленгликоль смешивается с водой в любых отношениях.
Водные его растворы имеют низкую температуру замерзания и
Температура, *С
газов прн контактировании с раство-
газов прн контактировании с раство-
Рис. VI. 13. Равновесные точки росы
рами диэтилеиглнколя
Рис. VI. 14. Равновесные точки росы
рами триэтиленгликоля
широко применяются в качестве незамерзающей жидкости для
охлаждения двигателей автомашин в зимнее время.
Диэтиленгликоль (СН2ОН-СН2-О-СН2-СН4ОН) представ-
ляет собой неполный эфир этиленгликоля. Бесцветная жид-
кость. Молекулярная масса его 106,12, плотность 1,117 г/см3,
температура кипения при атмосферном давлении 244,5 °C. Ди-
этиленгликоль также смешивается с водой в любых отноше-
ниях и гигроскопичнее этиленгликоля.
Из гликолей наиболее эффективным абсорбентом является
триэтиленгликоль (СН2ОН-СН2-О-СН2-СН2-О-СН2-СН2ОН).
Молекулярная масса его 150,17, плотность 1,1254 г/см3, темпе-
ратура кипения при атмосферном давлении 287,4 °C. Упругость
паров его несколько меньше, чем у диэтиленгликоля.
Для триэтиленгликоля существенным недостатком является
то, что его концентрированные растворы способны поглощать
в небольшом количестве тяжелые углеводороды. Поэтому при
осушке газов со значительным содержанием тяжелых углеводо-
родов применяют растворы пониженной концентрации.
Поскольку осушка используется для предотвращения кон-
денсации воды из газов при их охлаждении, точка росы явля-
329
ется более удобным критерием эффективности осушки, чем аб-
солютное влагосодержание. Эффективность любого абсорбента
можно оценивать по разности между точкой росы осушенного
газа и температурой контактирования (депрессии точки росы).
Использование графиков значений точки росы газов, находя-
щихся в равновесии с диэтиленгликолем и триэтиленгликолем,
при различных температурах контакта и концентрациях абсор-
бента (рис. VI.13 и VI.14) значительно упрощает расчет абсор-
бентов (осушительных колонн). По этим графикам можно непо-
средственно определить требуемую концентрацию поглотителя и
температуру контакта, при которых достигается заданная сте-
пень осушки газа. При проектировании абсорберов для осушки
природного газа необходимо учитывать, что эти графики отра-
жают условия, которые на практике полностью не достигаются.
Это объясняется тем, что гликоль, стекая по колонне, разбавля-
ется, а число фактических тарелок, на которых происходит кон-
такт между газом и абсорбентом высокой концентрации, недо-
статочно для установления равновесия.
Опыт эксплуатации установок осушки природного газа позво-
лил установить следующие практические правила для расчетов
и проектирования абсорберов: а) в системе должно циркулиро-
вать не менее 25 л гликоля на 1 кг абсорбируемой воды;
б) в абсорбере должно быть не менее четырех фактических та-
релок.
Из графика депрессии точки росы, достигаемой на промыш-
ленных установках, запроектированных с учетом указанных пра-
вил и теоретической депрессии (рис. VI. 15), видно, что между
фактическими показателями и теоретическим максимумом име-
ются расхождения. Однако достигаемая депрессия точки росы
во всех случаях превышает 33 °C, что достаточно для газопро-
водов подземной прокладки. Поэтому на большинстве установок
осушки природного газа гликолями применяют абсорберы с че-
тырьмя тарелками, к. п. д. которых обычно лежит в пределах
25—40 %. Производительность такой колонны приблизительно
эквивалентна производительности одной равновесной ступени
контактирования.
Более глубокая осушка природного газа может быть достиг-
нута путем увеличения количества циркулирующего абсорбента
на 1 кг абсорбируемой воды.
Из графика (рис. VI.16) видно, что с увеличением количе-
ства циркулирующего абсорбента более чем 75 л на 2 кг воды
депрессия точки росы не повышается.
Одним из основных критериев, определяющих экономичность
работы установки осушки газа, являются потери гликоля, вызы-
ваемые главным образом механическим уносом. Небольшие ко-
личества гликоля неизбежно теряются в результате испарения
и утечек. Возможны также потери при регенерации, т. е. потери
с парами, выделяющимися в десорбере. Если установка осушки
работает в отлаженном режиме, то потери гликоля обычно не
330
превышают 8 мг на 1 м3 осушенного газа. Однако иногда про-
исходят большие потери, когда в осушаемом газе содержится
конденсат, в составе которого имеются ароматические углеводо-
роды или другие компоненты, способные растворять гликоли и
т. д. Чрезмерный унос гликоля обычно является результатом
его вспенивания в абсорбере. Пенообразование может быть вы-
звано загрязнением гликоля тяжелыми углеводородами, тонко-
дисперсными твердыми взвесями или соленой водой, поступаю-
щей в систему. Поэтому перед подачей газа в абсорбер следует
направлять его в эффективно работающий сепаратор. Пенооб-
разование обычно удается уменьшить добавкой противопенных
О 0.4 0.8 1.2 1.6 2,0
Содержание воды
в регенерированном тэг, %
Рис. VI. 15. График депрессии точки росы
Рис. VI. 16. График влияния концентрации гликоля иа депрессию точки росы,
достигаемую в промышленных абсорберах.
Содержание гликоля (в %). / — 99,5; 2 — 99; 3 — 98; 4 — 96
веществ. Для этой цели применяют триоктилфосфат-2; добавка
его в количестве 0,05 % снижает потери гликоля, например,
с 240 до 8 мг на 1 м3 и менее.
Для уменьшения потерь за счет механического уноса не-
редко после абсорбера устанавливают отбойники для улавлива-
ния уносимого гликоля.
Абсорбционный способ отбензинивания
углеводородных газов
Одна из технологических схем отбензинивания углеводородных
газов с помощью абсорбции показана на рис. VI. 17. Сырой газ
поступает в нижнюю часть абсорбера 1. Двигаясь снизу вверх,
газ барботирует через абсорбент, стекающий сверху вниз и по-
глощающий тяжелые углеводороды. Из абсорбера отбензинен-
ный газ поступает в сепаратор 2, где очищается от капель сор-
бента. Далее он направляется в газопровод через регулятор
давления, поддерживающий постоянное давление в абсорбере.
Насыщенный абсорбент из абсорбера стекает в емкость 3.
Во избежание прорыва газа в эту емкость в нижней части аб-
сорбера с помощью регулятора уровня поддерживается по-
стоянный уровень насыщенного абсорбента. В емкости 3 насы-
щенный абсорбент частично освобождается от летучих углево-
дородов за счет снижения давления.
331
Из емкости 3 насыщенный абсорбент поступает в теплооб-
менник 4, где за счет теплообмена с регенерируемым абсорбен-
том нагревается и направляется в подогреватель 5. Нагретый
до температуры выпарки насыщенный абсорбент из подогрева-
теля 5 направляется в десорбер 6.
В верхнюю часть десорбера вводятся жидкие углеводороды,
получаемые из отгоняемых паров, а в нижнюю часть поступает
водяной пар.
Пары углеводородов и воды, отгоняемые из десорбера, на-
правляются в холодильник 7, где охлаждаются, превращаясь
Рис. VI. 17. Технологическая схема абсорбционных газобензиновых установок.
/ — газ сырой; II — газ сухой; III вода; IV — пар
в жидкую фазу. Из холодильника 7 жидкость поступает в раз-
делительную емкость 8, где происходит отделение газового бен-
зина от воды. Вода из емкости удаляется, а газовый бензин по-
ступает в конденсатосборник 9, откуда часть газового бензина
с помощью насоса 10 подается в верхнюю часть десорбера для
орошения.
Восстановленный абсорбент из нижней части десорбера на-
правляется через теплообменник 4 в масляный холодильник 11 и
далее в емкость 12, из которой с помощью насоса подается
в абсорбер. Свежий абсорбент в случае необходимости добавля-
ется из емкости 14. Для смены отработанного абсорбента, кото-
рая производится через определенный промежуток времени, на
абсорбентопроводе от десорбера предусматривается отвод к ем-
кости. Если абсорбент меняется без остановки процесса, то по
этому отводу отрегенерированный абсорбент сливают в емкость
332
13, а в абсорбер из емкости 14 насосом подается свежий аб-
сорбент.
Установка полностью автоматизирована. Уровень жидкости
в абсорбере, десорбере и во всех емкостях поддерживается ре-
гуляторами уровня. Поддержание постоянного давления на вы-
ходе паров или газов из емкостей осуществляется с помощью
регуляторов противодавления. Подача пара в подогреватель и
холодного орошения в десорбер регулируется терморегулято-
рами, которые поддерживают заданную температуру. Автома-
тически поддерживается также соотношение между абсорбен-
том и газом.
В качестве абсорбента используются стабильный углеводо-
родный конденсат, керосин, солярка, лигроин и другие фракции
тяжелых углеводородов.
Аппараты абсорбционных установок и их расчет
Основными аппаратами абсорбционных установок по извлече-
нию любых компонентов из газа являются колонные аппа-
раты — абсорберы и десорберы.
Абсорбер оборудован тарелками с круглыми и желобчатыми
колпачками (рис. VI.18). В нижней его части размещен капле-
отделитель с глухой тарелкой или нижняя скрубберная секция.
Каплеотделитель представляет собой вертикальный жалюзий-
ный сепаратор. В средней части абсорбера над глухой тарелкой
размещены колпачковые тарелки, над которыми установлена
верхняя скрубберная секция.
В нижней скрубберной секции улавливаются масло, вода,
углеводородный конденсат, в верхней скрубберной секции — ка-
пельки концентрированного раствора абсорбента (гликоля),
уносимого очищенным газом. Иногда перед верхней скруббер-
ной секцией устанавливают сетчатые или уголковые отбойники.
Пропускную способность абсорбера по газу определяют по
формуле
Q = (VI.43)
4ТСр д/р
Здесь /< = 0,818; р —избыточное давление в абсорбере, Па; d —
диаметр абсорбера, м; То = 273 К; ТСр — температура контакта,
К; р — плотность газа в рабочих условиях, кг/м3.
Из схемы десорбера, оборудованного тарелками (рис. VI.19),
видим, что нагретый насыщенный ДЭГ поступает на среднюю
тарелку или на 2—4 тарелки выше от нее. Исследования пока-
зали, что в десорберах, имеющих 14—18 тарелок, концентрация
раствора повышается на 2,8—3,5%. При наличии шести таре-
лок концентрация раствора возрастает всего на 0,6%. Поэтому
было предложено число тарелок в десорберах принимать не ме-
нее 14. При этом скорость паров 0,1—0,12 м/с обеспечивает удо-
влетворительную отпарку раствора.
333
Испаритель-ребойлер (рис. VI.20) используют для подогрева
насыщенного раствора ДЭГ. Тепловой его расчет производят по
методике расчета теплообменников.
На установках осушки газа теплообменники применяют для
нагревания насыщенного влагой абсорбента и для охлаждения
Рис. VI. 18. Схема абсорбера.
/—жалюзийная насадка; 2 — люк; 3 — вход газа; 4 — выход гликоля; 5—вход гли-
коля; 6 — выход газа
Рис. VI.19. Схема десорбера.
1 — вход гликоля; 2 — выход гликоля из испарителя; 3 — вход гликоля в испаритель;
4 — выход гликоля; 5 — на орошение; б — выход паров воды; 7 — люк
Рис. V1.20. Испаритель.
/ — вход гликоля; 2 — выход конденсата; 3 — вход пара; 4 — выход гликоля
концентрированного раствора водой. На установках небольшой
производительности (до 1,5 млн. м3 газа в сутки) применяют
теплообменники типа «труба в трубе» на установках большой
производительности, как правило, кожухотрубчатые.
Для создания нормального перетока жидкости из абсорбера
в десорбер между секциями теплообменников устанавливают
334
выветриватель. В последнем насыщенный абсорбент дегазиру-
ется, и тем самым исключается возможность образования газо-
вых пробок в коммуникациях.
Вакуум-насос, необходимый для понижения концентрации
ДЭГ выше 98%, устанавливают после десорбера на сборнике
конденсата. При расчете производительности вакуум-насоса не-
обходимо учитывать наличие газа в парах воды.
Расчет абсорбера. Расчет абсорбера можно рассмот-
реть на примере абсорбционной гликолевой осушки газа. Техно-
логический расчет абсорбционной установки осушки газа заклю-
чается в определении числа тарелок, количества сорбента, его
исходной и конечной концентрации, диаметра аппарата. Для
расчета этих параметров необходимо знать степень осушки газа,
температуру и давление процесса, которые определяются исходя
из условий работы магистрального газопровода. Для расчета
важно знать изменение температуры абсорбции. В практике
принимают, что температура абсорбции остается постоянной по
высоте колонны и равной температуре газа на входе, так как
теплосодержание газа, подаваемого в абсорбер, во много раз
больше теплосодержания абсорбента.
Количество концентрированного свежего раствора ДЭГ (или
ТЭГ), необходимого для осушки газа до определенной точки
росы,
Q = - 117x2 (VI.44)
*1~ *2
где W — количество извлекаемой влаги; xL и х2— массовая
доля абсорбента (ДЭГ, ТЭГ) соответственно в свежем и насы-
щенном растворах.
Число тарелок в абсорбере определяют по графику построе-
нием ступенчатой линии между оперативной линией и кривой
равновесия. Оперативную линию строят на основе уравнения
материального баланса абсорбера
Г(Г1-У2) = £(Х1-Х2), (VI.45)
где V — число молей сухого газа; L — число молей свежего аб-
сорбента; У] и У2— число молей воды на 1 моль сухого газа на
входе и выходе из абсорбера; Х\ и Х2— число молей воды на
1 моль абсорбента на входе и выходе из абсорбера.
Так как оперативная линия является прямой, то для ее по-
строения достаточно определить координаты двух точек ({лх2
и г/2-Ч).
Для построения кривой равновесия берут ряд растворов раз-
личной концентрации и находят координаты точек х и у. Для
этого сначала определяют парциальное давление воды в рас-
творе в зависимости от его концентрации. Затем исходя из ус-
ловия равновесия двухфазной системы находят равновесную
концентрацию водяного пара в газе:
у^-Р— или /=-£-, (VI.46)
Р Р
335
где р — парциальное давление воды в растворе, определяемое
по рис. VI.21; Р — общее давление в колонне; у — молярная кон-
центрация водяного пара в газе, принимается как число молей
воды на 1 моль газа, что не вносит заметной погрешности вслед-
ствие небольшого количества влаги по сравнению с массой газа.
Число долей воды на 1 моль абсорбента (ДЭГ, ТЭГ) опре-
деляют по формуле
Рис. V1.21. Зависимость парциаль-
ного давления воды от температуры.
Цифры иа кривых — содержание воды
в %
числу, диаметр абсорбера — по
X 1—X ....
х =--------:------------, (VI.47)
44 в 44 абс
где X — массовая доля в рас-
творе; 1—X—массовая доля
абсорбента в растворе; Мв и
Л1абс — молекулярные массы
воды и абсорбента.
По найденным координа-
там х и у строят кривую рав-
новесия. Между точками Х\у\
и х2у2 проводят ломаную ли-
нию, число ступеней которой
соответствует числу теоретиче-
ских тарелок Nx.
Рабочее число тарелок оп-
ределяют по формуле
Л/раб = Л^т/Л> (VI.48)
где т) — к. п. д. тарелок, рав-
ный 25—40 %.
Высоту абсорбера находят
по типу рабочих тарелок и их
допустимой скорости в свобод-
ном сечении колонны и уточняют по расчету тарелки, по кото-
рому проверяют подпор Д/г, скорость жидкости в сливном про-
странстве и скорость газа в прорезях тарелки.
Допустимая скорость паров w (в кг/м) в свободном сечении
w = 0.305С Vpn (Рж - рп) . (VI.49)
где С — коэффициент, зависящий от расстояния между тарел-
ками и поверхностного натяжения абсорбента; рп и рж — плот-
ность соответственно газа и абсорбента, кг/м3.
Вследствие склонности гликоля к пенообразованию скорость
принимают ниже расчетной по формулам (VI.49). Для ее
оценки используют формулу вида а> = 0,818/Ур, где р — плот-
ность газа в рабочих условиях, кг/м3.
Высота слоя жидкости на тарелке (подпор)
д
6400/
Здесь q — расход жидкости, стекающей с тарелки, м3/ч; I — пе-
336
риметр слива тарелки, м. Значение ДА находится в пределах
20—30 мм.
Расчет десорбера. Десорбер рассчитывают по анало-
гии с расчетом абсорбера.
Кривую равновесия (водяной пар — раствор ДЭГ или ТЭГ)
можно построить по изобарам, приведенным на рис. VI.22, или
Рис. VI.22. Изобары для построения кривой равновесия.
а — ДЭГ-вода, б — ТЭГ-вода; давление (в МПа): / — 0,06; 2- 0,03; 3 — 0,01
На установках сравнительно малой производительности ре-
генерационную колонну часто монтируют непосредственно на
нагревателе и заполняют кольцами Рашига. Высота слоя 1,8—
4,6 м.
В десорберах большого диаметра (610 мм и более) часто
применяют колпачковые тарелки. Число фактических тарелок
в регенераторах промышленных установок изменяется в преде-
лах 10—20; насыщенный раствор абсорбента обычно подают
в середину колонны.
Адсорбционный способ осушки и отбензинивания
углеводородных газов
Адсорбционный метод разделения газовых смесей основан на из-
бирательном поглощении углеводородов (или влаги) твердыми
сорбентами, которые хорошо адсорбируют высшие углеводо-
роды и практически не поглощают метан.
337
Твердые сорбенты (адсорбенты), применяемые на адсорб-
ционных установках, обладают способностью адсорбировать
влагу и углеводороды из газа при одних условиях и отдавать
при других. Количество адсорбируемых газа и пара зависит от
свойств адсорбента и сорбируемого вещества.
При контакте с поглощаемым веществом адсорбент посте-
пенно насыщается. Полное его насыщение в статических усло-
виях обычно называют статической активностью, а в динами-
ческих условиях — динамической активностью. Динамическая
активность всегда ниже статической и является одним из ос-
новных параметров адсорбента при технологических рас-
четах.
Адсорбционные способы имеют ряд преимуществ по сравне-
нию с абсорбционными, а в условиях, где требуется глубокая
осушка газа, становятся незаменимыми. К преимуществам ад-
сорбционных способов осушки газа относятся: возможность по-
лучения точки росы до минус 50 °C и ниже; незначительное
влияние температуры и давления на процесс извлечения; относи-
тельная простота аппаратуры и малые эксплуатационные рас-
ходы.
Недостатками адсорбционных способов являются: большие
перепады давления, относительно высокие затраты тепла и исти-
рание адсорбента.
В качестве адсорбентов применяют следующие пористые ве-
щества со значительной внутренней поверхностью пор: силика-
гель, алюмогель, боксит, синтетические цеолиты (молекулярные
сита). Эти адсорбенты изготавливают в виде гранул и шариков
для уменьшения гидравлического сопротивления в слое, через
который пропускается осушаемый газ. Для отбензинивания га-
зов применяют также активированный уголь.
Рассмотрим схему адсорбционной установки (рис. VI.23).
Сырой газ высокого давления поступает в сепаратор /, где очи-
щается от капельной жидкости и механических примесей и на-
правляется в адсорбер 2 для осушки и отбензинивания. В это
время адсорбер 3 находится в цикле регенерации и охлаждения.
Осушенный и отбензиненный газ из адсорбера 2 поступает в ма-
гистральный газопровод. Газ для регенерации адсорбента от-
бирается после сепаратора 1 до регулируемого штуцера 4 и на-
правляется в печь 5. Такая схема позволяет поддерживать до-
статочное давление для течения регенерирующего газа через
печь, адсорбер, холодильник 6 и сепаратор 7, после чего этот
газ возвращается в общий поток через штуцер 4. Конденсат,
выделившийся в холодильнике 6 за счет охлаждения регенера-
ционного газа, поступает в сепаратор 7.
Продолжительность периода осушки изменяется в широких
пределах. В практике чаще всего устанавливают восьмичасо-
вую продолжительность цикла. Имеются также установки про-
должительностью 16 и 24 ч. Переключение адсорбента проводят
согласно графику, при этом не полностью используют адсорб-
338
ционную емкость осушителя, т. е. оставляют некоторый резерв,
что повышает надежность работы.
Для осушки и отбензинивания углеводородных газов приме-
няются также установки с укороченным циклом (короткоцик-
ловые) .
газа
Рис. VI.23. Технологиче-
ская схема адсорбцион-
ной установки для осуш-
ки и отбензинивания уг-
леводородных газов
Рис. VI.24. Технологиче-
ская схема видоизменен-
ного процесса корот-
коцикловой адсорбции
для глубокого извлече-
ния из конденсатного
газа углеводородов и
влаги
Возможны различные модификации схемы адсорбционных
установок.
По схеме, приведенной на рис. VI.24, сырой газ поступает
в сепаратор-каплеотделитель 1, откуда очищенный от капельной
жидкости направляется в силикагелевую колонну 6 (7 или S),
где силикагель частично поглощает пары воды и тяжелых угле-
водородов. Далее для более полного извлечения паров воды нз
колонны 6 (7 или 8) газ поступает в колонну с активированным
углем 9 (10 или 11), а сухой газ — в газопровод.
339
Для регенерации адсорбента часть сырого газа отбирается
после каплеотделителя и направляется в нагреватель 4, где его
температура повышается до 200—300 °C и затем подается в си-
ликагелевую колонну. Нагретый газ десорбирует поглощенные
углеводороды и влагу и затем после охлаждения в теплообмен-
нике поступает в сепаратор 2. В последнем выделяется жид-
кость, а газ забирается газодувкой 5 и направляется сначала
в нагреватель 4, а затем в адсорбер. Таким образом, получается
замкнутый цикл регенерации.
Регенерация активированного угля проводится аналогично
регенерации силикагеля также по замкнутому циклу. Разница
Рис. V/.25. Технологическая схема установки короткоцикловой адсорбции для
извлечения конденсата и влаги из газов газоконденсатных месторождений.
/, //, /// — адсорберы; / — нагреватель; 2, 5 — теплообменники; 3, 4 — газодувки; 6 — се-
паратор (р-1 МПа, /“60—70°С); 7 — воздушный холодильник; 5 —адсорбция; 9—де-
сорбция; 10 — охлаждение; //—для открытого цикла регенерации
лишь в том, что газ регенерации перед сепаратором 3 охлаж-
дается до более низкой температуры (минус 5—15 °C и ниже),
чем перед сепаратором 2. Охлаждение адсорберов после регене-
рации осуществляется газом адсорбции, который, выходя из
адсорбера, также поступает в газопровод.
Технологическая схема короткоцикловой установки обычно
бывает трехадсорберной. Если необходимо вести адсорбцию че-
рез два слоя разных адсорбентов, то эти адсорбенты помещают
в одну колонну. В таком случае схема значительно упрощается
(рис. VI.25).
Потребное количество адсорбента в зависимости от расхода
газа и содержания влаги в нем определяют по формуле
QWt
2,4-10’а.
(VI. 50)
340
Газа' м3/сУт= ^-содержание влаги в газе
> продолжительность цикла поглощения ч- а_пябачяя
«тивность адсорбента, %. 1 ’ рабочая
Допустимые скорости определяют по формуле Леду
з и массовая скорость газа кг/с- п и « „™
» рабочих условиях’и пл(Л«пJ адсо%?;,~Х”"^с^
диаметр частиц, м; S' —ускорение свободного падения м/Л
яо Д™ХИе“„Ое₽„°СТЬ Г33а "Р“НВМа“ нес™аь" о ниже
iTo« вследствие неоднородности частиц промышленных адсор.
XpT%x:x?p„“oZZ““газа ,е₽еэ гра"^">»“-»«
Ар _ JtfPrav*
dsgm*
ЛТсоткло°я’Фм^^ кг/м»;
тара га, м/«, а, __Р.?9.ТЬ. отнесениая кп.
те свободного падения, м/с2; tn — пористость.
Коэффициент трения f определяют как функцию от числа
йнольдса. Для пористых сред
Re = ^эРг(
тр
(VI.52)
е |л — абсолютная вязкость газа.
При Re=0,l; 1,0; 10; 100 и 1000 коэффициент трения равен
^ответственно 4500; 500; 50; 10 и 5,3. Если число Рейнольдса
элыне 1000, коэффициент трения можно принимать постойн-
ым и равным 5,3.
Эквивалентный диаметр d3 зависит от фракционного состава
тастиц и размеров свободного пространства. Соотношение
между диаметром и высотой адсорбера принимают от 2:1 до
5:1. Если высота слоя адсорбента большая, то его засыпают на
полки, установленные на расстоянии 1,2—1,5 м. Это позволяет
уменьшить нагрузку на нижние частицы адсорбента, исключить
эбразования в слое каналов и получить более равномерное рас-
лределение потока газа по сечению колонны.
i 5. ОБРАБОТКА ГАЗА НА МЕДВЕЖЬЕМ
ГАЗОВОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Зыбор технологии и оборудования для обработки газа обуслов-
лен точкой росы, объемами обрабатываемого газа, а также не-
обходимостью перехода на индустриальные методы строитель-
ства УКПГ с тем, чтобы сократить срок их сооружения. Сбор
газа со скважин осуществляется в основном по индивидуальным
длейфам условным диаметром 250—300 мм. Прокладка газо-
. 341
проводов выполнена в траншеях с теплоизоляцией, а на отдель-
поступающего в еа-^Работкн на
имеют однотипные оборудование и тех яжлая
пропускная способность 24 млн. м3/сут. Каждая
стоит из четырех технологических цехов осушки
установка co-
газа пропуск-
Рис. V/.26. Технологическая схема цеха осушки газа, применяемая на место-
рождении Медвежье (адсорбция)
ной способностью 6 млн. м3/сут при давлении 7,7 МПа. Техноло-
гическая схема одного цеха, в основу которой положена двух-
сорберная система с открытым циклом регенерации, представ-
лена на рис. VI.26. Газ от эксплуатационных скважин по теп-
лоизолированным шлейфам с температурой 18—24 °C и
давлением 6,8—8,8 МПа поступает на входные манифольды, пе-
ред которыми установлена распределительная гребенка.
Из блоков входных ниток газ поступает в первичный сепара-
тор /, в котором отбиваются пластовая жидкость и механиче-
ские примеси, а затем в один из адсорберов 2, находящийся
в цикле адсорбции. Другой адсорбер находится в цикле регене-
рации или охлаждения адсорбента. Точка росы осушенного газа
не выше —30 °C. Осушенный газ из адсорберов проходит инди-
видуальный для каждой технологической линии узел замера и
поступает затем в общий коллектор. Каждая установка под-
ключается к двум ниткам промыслового коллектора.
342
Регенерация адсорбента производится осушенным газом.
В адсорбере 2 газ регенерации насыщается парами воды и угле-
водородов, поглощенными селикагелем в цикле адсорбции, и по-
ступает в воздушные холодильники 5, где охлаждается. Выде-
лившиеся при охлаждении газа вода и конденсат отбиваются
в сепараторе 6, а газ возвращается в газопровод перед первич-
ным сепаратором. Процесс осушки газа и регенерации селика-
геля полностью автоматизирован.
Управление установкой ведется с центрального диспетчер-
ского пульта, где сосредоточены все основные регулирующие и
контролирующие приборы, ключи управления технологическими
запорными органами и аварийная сигнализация. Система кон-
трольно-измерительных приборов и средств регулирования пре-
Таблица VI. 5. Проектные параметры работы системы адсорбционной осушки
Параметр Адсорбция Десорбция Охлаждение
Номинальный расход газа, 10s м3/ч Направление потока газа Давление, МПа Температура газа, °C Длительность процесса, ч 250 Сверху вниз 7,7 14 35—12 8,1 Снизу вверх 7,85 180—210 20—8 8,1 Сверху вниз 7,85 До 50 6-4
дусматривает работу системы осушки в автоматическом режиме
с поддержанием основных технологических параметров. Для
контроля за работой скважин на установке осушки предусмот-
рен контрольный сепаратор, газ из которого может быть направ-
лен на осушку в любую технологическую линию.
Отсепарированная жидкость из первичных сепараторов, се-
параторов газа регенерации и контрольного сепаратора посту-
пает в разделительную емкость установки сжигания промыш-
ленных стоков.
Расчетный срок службы загрузки адсорбента при работе на
параметрах, указанных в таблице, составляет 2 года. При этом
динамическая емкость адсорбента по воде снижается с 20—24
до 6,8%. Наличие в газе тяжелых углеводородов увеличивает
длительность процесса регенерации адсорбента и уменьшает ди-
намическую емкость селикагеля; точка росы уменьшается с ми-
нус 30—35 °C до минус 20—25 °C.
Особенностью работы адсорбционных установок на место-
рождении является совместное извлечение из газа селикагелем
воды и тяжелых углеводородов. Количественные изменения ад-
сорбционной способности селикагеля при совместной адсорбции
воды и углеводородов определялись на экспериментальных уста-
новках при атмосферном давлении и в промысловых условиях
при рабочих параметрах системы.
343
Адсорбционная емкость силикагеля устанавливалась по ин-
дивидуальным углеводородам — гомологам метана нормального
строения (от гептана до декана включительно) и по изооктану.
Динамическая емкость силикагеля типа А, по индивидуальным
углеводородам С? = С12 при адсорбции из воздуха приведена
ниже.
Компонент ..... C?Hie i—CgHjg CpHgg CjgHaa CjgHge
Масса, %............ 24,6 23,21 29,7 32,9 5,2 2,8
Влияние водяного пара в газовой фазе на емкость адсорбента
по углеводородам исследовалось при различных соотношениях
концентрации воды и углеводородов. С ростом влажности газа
динамическая емкость силикагеля по углеводородам снижается.
При соотношении концентраций воды и углеводородов, равном
единице, что соответствует промысловым данным, емкость сили-
кагеля по гомологам метана С? = С12 составляет 3—6%.
При исследованиях процесса совместного адсорбционного из-
влечения воды и тяжелых углеводородов в промысловых усло-
виях стадия адсорбции считается законченной при влажности
газа, соответствующей точке росы по воде —30 °C при давле-
нии 7,5 МПа.
Регенерация насыщенного адсорбента проводится горячим
газом с температурой на входе 210—230 °C, степень извлечения
тяжелых углеводородов составляет около 80 % от их содержа-
ния в отсепарированном газе. При этом более легкие углеводо-
роды с температурой кипения ниже 190 °C вытесняются водой и
более тяжелыми углеводородами и отводятся из адсорбера с су-
хим газом. Тяжелые углеводороды с температурой кипения
выше 290 °C сорбируются силикагелем.
Абсорбционная осушка газа
Установка комплексной подготовки газа к дальнему транспорту
(рис. VI.27) включает в себя технологические линии абсорбции
газа, установку регенерации абсорбента, насосы для его пере-
качки и емкости со вспомогательным оборудованием.
Природный газ, пройдя узел входных манифольдов, посту-
пает в сепаратор 3, где отделяется выделившаяся на участке за-
боя скважины (например, капельная жидкая фаза), после чего
попадает в нижнюю часть абсорбера 2, на верхнюю ступень
которого насосом 4 подается регенерированный диэтиленгли-
коль. При противоточном движении газа и абсорбента по вы-
соте абсорбера происходит поглощение паров воды гликолем,
после чего осушенный газ, содержащий капли унесенного абсор-
бента, с верха абсорбера поступает в фильтр улавливания гли-
коля. Затем осушенный и очищенный газ, пройдя регулируемый
штуцер, поступает в промысловый коллектор сухого газа.
Насыщенный влагой абсорбент с глухой тарелки, располо-
женной в нижней части абсорбера 2, подается за счет избыточ-
344
кого давления в выветриватель 6, где при давлении 0,3—0,6 МПа
происходит разгазирование раствора гликоля. Насыщенный
абсорбент из выветривателя через теплообменник 7, где он на-
гревается регенерированным абсорбентом, поступает на тарелку
питания десорбера 13.
Тепловой режим работы установки регенерации поддержива-
ется за счет подвода тепла в испаритель 11. Разрежение в испа-
рителе и десорбере создается вакуум-насосом 10, на который
поступают парк! и неконденсирующиеся газы из десорбера, пред-
Рис. VI.27. Технологическая схема абсорбционной осушки газа иа месторож-
дении Медвежье
варительно пройдя воздушный холодильник 8 и распределитель-
ную емкость 9.
Регенерируемый гликоль из испарителя отводится на насосы
12 и подается через теплообменник 7 «гликоль — гликоль» в на-
копительную емкость 5, откуда насосами высокого давления 4
перекачивается на верхнюю контактную тарелку абсорберов 2.
С пуском дожимной компрессорной станции (ДКС), которая
устанавливается перед УКПГ, технология осушки и основные
рабочие параметры остаются неизменными, но перед ДКС раз-
мещается узел предварительной сепарации, а после ДКС — воз-
душные холодильники, которые в условиях северных месторож-
дений большую часть года могут обеспечивать оптимальную
температуру газа, поступающего на абсорбционную осушку.
При давлении газа на выходе из ДКС 7,5 МПа эта температура
равна 10—12 °C, что исключает возможность образования гид-
ратов в воздушных холодильниках и позволяет стабильно полу-
345
чать точку росы по воде осушенного газа —25 °C (р = 5,5 МПа).
При этом в абсорберы подается ДЭГ, массовая доля которого
составляет 99—99,2 %.
Система абсорбционной осушки оснащена средствами кон-
троля и регулирования в объеме, предусматривающем комплекс-
ную автоматизацию управления системой с выводом основных
параметров на диспетчерский пульт управления.
§ 6. обработка газа на оренбургском
МЕСТОРОЖДЕНИИ
Сбор и обработка газа и конденсата на Оренбургском место-
рождении осуществляются по следующей схеме: пласт — сква-
жина— шлейф — установка комплексной подготовки газа
(УКПГ)—газоперерабатывающий завод (ГПЗ) — магистраль-
ный газопровод.
Газ из скважин поступает на УКПГ по шлейфам под давле-
нием 13—17 МПа, где происходят осушка и первичная подго-
товка к транспорту на ГПЗ, на котором подвергается дальней-
шей очистке от сероводорода и углекислого газа, в результате
чего получают жидкие углеводороды, серу и гелий. Очищенный
газ с ГПЗ поступает в магистральный газопровод. Подготовку
газа рассмотрим на примере работы одного из УКПГ. Уста-
новка предназначена для осушки и предварительной подготовки
газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации
(НТС). При осушке и подготовке газа выделяются конденсат и
водный раствор метанола, используемого как ингибитор гидра-
тообразования. Углеводородный конденсат направляется на
ГПЗ для дальнейшей стабилизации. Для предотвращения кор-
розии оборудования применяется ингибитор коррозии, который
подается в скважины и шлейфы в смеси с метанолом.
Газ из скважин подается по шлейфам на установку к вход-
ному манифольду, где он из каждых шести шлейфов объеди-
няется в общий поток и поступает в одну из технологических
линий установки НТС.
На каждом шлейфе на входном манифольде установлены:
запорный, обратный и редуцирующий клапаны, запорные краны
для продувки шлейфов и замера дебита любой из 24 скважин
на контрольном сепараторе. Кроме этого, на каждом шлейфе
манифольда предусмотрены разрывные пластины. Для контроля
за давлением на входе в манифольд после обратного клапана
установлен электроконтактный манометр, аварийный сигнал от
которого поступает на контрольный пункт диспетчера.
Для контроля за давлением в технологической линии уста-
новлен пневмоприводной отсекатель, управляемый с контроль-
ного пункта диспетчером. Положение отсекателя «открыто —за-
крыто» выведено на щит диспетчера на световое табло. Для ви-
зуального наблюдения за давлением в линии после отсекателя
установлен манометр. После регулирующего клапана газ про-
346
ходит через аппарат контроля за коррозией. Контрольное уст-
ройство расположено в части, наиболее подверженной воздей-
ствию коррозии, т. е. между манифольдом и сепаратором I сту-
пени. В сепараторе I ступени (гравитационном горизонтального
типа с встроенными перегородками) происходит отделение сво-
бодной жидкости от газа в результате уменьшения скорости его
движения. Давление в нем контролируется манометром и пре-
образовывается в пневматический сигнал датчиком с регистра-
цией на вторичном приборе, установленном на щите диспетчера.
Температура в сепараторе контролируется термометром и регу-
лируется на щите диспетчера датчиком, установленным на сепа-
раторе. Уровень жидкости в сепараторе регулируется клапаном.
Для контроля за уровнем служит индикатор с выдачей сигнала
на щит диспетчера. Для визуального наблюдения предусмотрен
зеркальный уровнемер. Жидкость обогревается при помощи
змеевика, куда подается горячий 60 %-ный ДЭГ.
Отделившаяся в сепараторе I ступени жидкость скаплива-
ется в трехфазном сепараторе, а газ направляется в теплооб-
менник, перед которым вспрыскивается метанол. В теплообмен-
нике пластовый газ проходит по трубному пространству, холод-
ный— по межтрубному. Температура пластового газа плюс 10°—
минус 10 °C, отсепарированного — минус 22 °C. Газ после тепло-
обменника дросселируется клапаном до давления 7 МПа. В ре-
зультате эффекта дросселирования газ охлаждается до темпе-
ратуры —22 °C и поступает в сепаратор II ступени. За счет ох-
лаждения его происходит конденсация тяжелых углеводородов.
Отделение капельной жидкости достигается инерционными си-
лами, возникающими при изменении направления движения
газа. Конструкция нижней части сепаратора II ступени обеспе-
чивает разделение метанола и конденсата. Вся жидкость с по-
мощью змеевика подогревается до температуры +15 °C. Ме-
танол составляет нижний слой, конденсат — верхний слой.
Температура газа в этом сепараторе поддерживается —22 °C,
давление 7 МПа. Конденсат, количество которого учитывается
счетчиком, направляется через конденсатопровод на ГПЗ. На
конденсатопроводе установлен пневмоприводной отсекатель,
который перекрывает конденсатопровод в аварийных случаях.
Сухой газ из сепаратора II ступени через теплообменник
(или минуя его в зависимости от температуры) направляется
на замер. Давление после этого сепаратора регистрируется ма-
нометром, преобразуется датчиком и передается на щит диспет-
чера. Температура контролируется на месте термометром, пре-
образовывается датчиком и также 'регистрируется на щите
диспетчера с выдачей звукового сигнала при превышении тем-
пературы. Расход газа, вычисляемый с помощью ЭВМ, регист-
рируется на диспетчерском пункте.
В помещении зала счетчиков установлена хроматографиче-
ская колонна для контроля за составом газа. Здесь также
предусмотрен гигрометр для контроля точки росы по влаге и
347
углеводородам. Показания этих приборов выведены на щит
диспетчера. Точка росы по влаге принимается не выше минус
20 °C, точка росы по углеводородам — минус 20 °C.
Отделившиеся в сепараторе I ступени жидкости (конденсат
и насыщенный метанол) поступают в трехфазный сепаратор,
в котором путем отстаивания при температуре —10 °C проис-
ходит разделение жидкости по плотности. Количество конден-
сата, выходящего из трехфазного сепаратора, замеряется счет-
чиком и регистрируется на щите диспетчера. Конденсат после
замера направляется в конденсатопровод. Для регулирования
уровня метанола в трехфазном сепараторе предусмотрены уров-
немер и регулирующий клапан, установленный на линии сброса
метанола в блок выветривателя на складе метанола. Пневмо-
выход с уровнемера подается для сигнализации на щит дис-
петчера.
Для контроля работы одной скважины параллельно четырем
технологическим линиям установлен контрольный сепаратор,
к которому можно подключить любую скважину. Контрольный
сепаратор работает так же как и сепаратор I ступени, за исклю-
чением того, что уровень метанола регулируется отдельно от
уровня конденсата.
Количество проходящего через сепаратор газа замеряется
с помощью диафрагмы, сигналы с которой поступают на пнев-
матический датчик, а затем на щит диспетчера и на ЭВМ.
Глава VII
ПРОМЫСЛОВЫЕ ДОЖИМНЫЕ
КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ ДОЖИМНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
При отборе газа из газовой (газоконденсатной) залежи давле-
ние в процессе разработки непрерывно уменьшается. В опреде-
ленный момент собственного давления недостаточно для подачи
газа потребителю (магистральному газопроводу, ТЭЦ, са-
жевому заводу и т. д.) с заданным расходом. Наступает момент,
когда дальнейшая подача газа потребителям при заданных дав-
лении и расходе становится невозможной, хотя остаточные за-
пасы газа в залежи значительны. Начинается период компрес-
сорной эксплуатации газовой залежи с помощью промысловых
дожимных компрессорных станций (ДКС).
ДКС предназначены для следующих целей.
1. Сжатия газа до необходимого давления, при подаче кото-
рого в магистральный газопровод это давление может изме-
няться от 3,7 до 10 МПа. В процессе транспортирования газа на
химические комбинаты, ТЭЦ, сажевые заводы, на технологиче-
ские нужды промышленных предприятий давление у потреби-
теля изменяется от 0,5 до 1,7 МПа. При работе УКПГ давление
обрабатываемого газа может достигать 8 МПа.
2. Увеличения газоотдачи пласта путем понижения давления
на всем пути движения газа из пласта до приемного коллектора
ДКС и в самой залежи. Практика показывает, что в бескомпрес-
сорный период эксплуатации газовых месторождений можно
отобрать 50—60 % от начальных запасов газа в них, а в ком-
прессорный период эксплуатации отобрать из месторождения
еще 20—30 % •
3. Увеличения дебитов добывающих скважин путем умень-
шения забойного давления и, следовательно, увеличения де-
прессии.
4. Улучшения технико-экономических показателей началь-
ного участка магистрального газопровода большой протяженно-
сти или магистрального газопровода небольшой длины.
Пример. Определить влияние ДКС на технико-экономические пока-
затели головного участка магистрального газопровода.
I вариант головного участка: pi = 5,5 МПа, 6=12 мм, 0=1020 мм.
II вариант головного участка: р, = 7,5 МПа, 6=14 мм, 0=1020 мм.
III вариант головного’участка: р,=7,5 МПа, 6=164-9 мм, 0=1020 мм.
При расходе газа Q = 63,l млн. м3/сут и давлении на выкиде pi=5,5 МПа
и на приеме Рг=4,0 МПа расстояние между компрессорными станциями со-
ставляет примерно 94 км.
Газопровод имеет две нитки. Промысловая дожимная компрессорная
станция оборудуется поршневыми компрессорами типа 10ГК-1, промежуточ-
349
ная — центробежными нагнетателями 280-11-2 с приводом от газовой тур-
бины ГТ-700-4.
Ниже приведены показатели удельных капитальных вложений и годо-
вых эксплуатационных расходов и масса 1 м труб для газопроводов диамет-
рами 0=1020 мм с различной толщиной стенки по данным Укргипрогаза.
6, мм.................... 16 15 14 13 12 11 10
Ку> тыс. руб. на 1 км . 134 126 118 115 104,5 96,4 90
Эу, тыс. руб. на 1 км . 10,4 9,9 9,3 8,82 8,3 7,65 7,2
G, кг ................... 401 369,5 347,3 328,8 298,3 273,7 249,1
9
84
6,75
224,4
Длины участков и соответствующие им толщины стенок
для варианта
III:
/, км...................................
6, мм...................................
50 40 40 30 30 30 30 25
16 15 14 13 12 11 10 9
дкс кс=/
р(=^умла рг=4мпа
КС’2
КС=5
ко*
I
а
ш
120** 120**
р^вмпа.
120** 11
d=0,53n
рк-1,5М!\й
227**
473**
р, =ЗМПа .d^-OfiS*
0-2=0,71*
Р„=1 омпа
0=1*
Рн=1,змпа
d=0,79*
Рис. VII. 1. Варианты (I—IV) магистрального газопровода небольшой длины
для транспортирования 8 млн. м3 газа в сутки
Число рабочих по обслуживанию компрессоров можно определить по
формулам:
для центробежных нагнетателей
Тц = 716,93+ 8КЦ —4,11,
(VII.1)
для поршневых компрессоров
Тп = 7152,3+ 133МП -12,33,
(VII.2)
где Л'п,, Nn — мощность привода соответственно центробежных нагнетателей
и поршневых компрессоров, тыс. кВт.
При обслуживании линейной части газопровода принята норма —
0,174 чел. на 1 км.
В варианте 1 — одна ДКС с давлением на выкиде 5,5 МПа и две про-
межуточные КС с давлением иа приеме 4 МПа, на выкиде 5,5 МПа.
В вариантах II и III одна ДКС с давлением на выкиде 7,5 МПа, длина
участка 275 км. Следовательно, в головной участок входят в общем случае
ДКС, КС и линейная часть.
Основные технико-экономические показатели по сравниваемым вариан-
там головного участка и нх изменение во времени приведены в табл. VII.1,
350
Давление рпр, МПа 7 6.5 6 5.5 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1.5 I вариант 79,0 79,0 79,0 79,0 93,2 95,6 97,8 101,1 105,2 111,7 121,8 140,5 8,82 8,82 8,82 8,82 11,8 12,2 12,6 13,3 14,1 15,5 17,5 21,2 38,3 38,3 38,3 38,3 51,2 52,8 54,9 57,8 61,6 67,4 76,2 92,2 167 167 167 167 170,1 170,5 171,0 171,7 172,6 174,0 176,1 180 126 126 126 126 187 192 197 204 212 222 238 262
Показа- тели
СЧ г- г- bw О Ю со
СЧ СО — —• ОО 05 00 О О оо
СО — 00 О со СЧ -И 00 05 СО
—• сч сч —• — сч
00
ОсОФО 050 со СЧ
О’ФСЧЬО iO ’Ф -и lO О
О —< СО Q0 —
— сч — — СЧ
Ь- о "Ф СО 00 LflbCMN
00 СЧ СЧ чф чф — сч "Ф
о — ю о о 01 — lO 00 01
ю 05
Ь- СО СО — Ю СО СЧ СЧ
—1 О СО СО СЧ 00 О 1О сч
05 —• ‘Ф 05 ОО оо — •ф Q0 оо
о
О Ь- СЧ — 05 ’Ф О СЧ
Ь- 01СЧ СЧ ’Ф оо ’ФОЬ СО 05 О Tf 00 •Ф оо ь*
ОО сч
•ф 01 •—> -ф СО Ь* 05 1О
со’ оо’ 05 —. со О 00 b* 05 СО
00 СО 05 СО 00 со ь* со
ем
X X
св X се X
7 ।
се 05 чф ОО ОО се оо сч ь*
X О оо’ со' о"— X Г* 00 Ю 05 —*
ОО СО О СО г- со ь* со
и
ОО сч
О О — -ф 00 00 О Ю
01 00 LO О со LO Г- ’Ф Q0 со
Г- со 01 lO Ь* СО Ь* Ю
ю 05
со Ь* Ь* — СЧ -ф со сч
Ь- Ь- СО о СЧ •ф’ ь- сч оо сч
Ь* СО 01 LD Г- СО ь-ю
г- ю
0) чф чф 00 оо сч со о
lO t^’ СЧ 05 05 СЧ Ь* —' 00 05
b* СО 00 ’Ф Ь* со Ь- •ф
ю 05
00 сч ю ю Ь* 05 чф Ь*
’ф" Ь- 01 со —’ СО О ь* со
Г- со оо ’Ф Ь* СО Ь* -Ф
00 сч
О О оо -ф оо оо Г*- Ю
’ф’ г-Г о 0? -ф О СО 05 Ь* ’Ф
Г- СО 00 ’Ф Ь- СЧ Ь* -Ф
—. --.
Примечание. К — капитальные вложения в млн. руб.; Э — годовые эксплуатационные расходы в мли. руб/год; С — себестоимость
транспорта газа в коп/тыс. м3; М — металловложення в тыс. т; Т — численность рабочих на участке.
351
из данных которой видно, что вариант III головного участка для газопро-
вода наивыгодиейший. В этом случае начальные капитальные вложения
меньше соответствующих по варианту I иа (79,20—70,8) 100/79,2= 10,4 %,
конечные иа 8,2%; начальная и конечная себестоимость газа меньше соот-
ветственно на 22,4 и 12,6%, конечная численность работающих — на 9,15%.
Лишь металловложеиия несколько выше — в начале на 6,3 % ив конце на
5,85 % и начальная численность работающих больше иа 14,3 %-
Существенную экономию получают при использовании топливного газа
для привода компрессоров: расход топливного газа по варианту III при
рПр = 1,5 МПа меньше, чем по варианту I на 140 мли. м3 в год. Кроме
этого, значительную прибыль получают по варианту III за время строитель-
ства двух промежуточных компрессорных станций по варианту I. Пропу-
скная способность газопровода варианта III с начала работы будет равна
Таблица VII.2. Технико-экономические показатели вариантов магистрального
газопровода
Показатели Варианты
I II Ш IV
Капвложения в газопровод, млн. руб. Капвложения в КС, млн. руб. Общие капвложения, млн. руб. Число компрессоров Общая годовая прибыль, мли. руб. Удельная прибыль, руб/рубХ капвл. Числеииость трудящихся Производительность труда, мли. м3/чел. Объем сэкономленного газа, млн. м3/год Общая прибыль за первые четыре года работы, млн. руб. 30,6 3,74 34,34 23 19,55 0,57 272 10,7 0 60,65 45,8 1,77 46,97 7 18,35 0,39 212 13,8 44,9 71,55 40,2 40,2 19,83 0,49 140 20,9 64,5 79,32 43,6 43,6 19,3 0,44 140 20,9 64,5 77,20
проектной, а варианта I меньше проектной: в первый год — 58%, во вто-
рой— 71 % при условии строительства одной КС в год, начиная со второй.
На рнс. VII.1. приведены схемы вариантов магистрального газопровода
небольшой длины для транспортирования 8 млн. м3 газа в сутки, в табл.
VII.2 — основные технико-экономические показатели при различных парамет-
рах работы ДКС.
Из данных таблицы следует, что вариант III, по которому не предусмот-
рена установка ДКС, до уменьшения давления газа в начале газопровода до
3 МПа с практической точки зрения иаилучший так как: 1) требуется наи-
меньшее время на строительство; 2) эксплуатация газопровода с самого на-
чала при проектной производительности; 3) обеспечение наивысшей произво-
дительности труда, общей годовой прибыли и прибыли за четыре года
работы; 4) за первые четыре года получение дополнительной прибыли от
реализации газа по сравнению с вариантом I, равной 18,6 млн. руб., по-
скольку пропускная способность газопровода по варианту III с первого года
работы равна проектной, а по варианту I — 4,93; 5,44; 6,08 и 7,09 мли. м3/сут
в первый, второй, третий и четвертый годы, если предположить, что соору-
жают одну КС в год, начиная от потребителя.
Экономия топливного газа для привода компрессоров по варианту III
составит 64,5 млн. м3 в год или в денежном выражении 0,438 мли. руб. За
четыре года экономия топливного газа в денежном выражении составит
1,752 млн. руб. Недостатком варианта III является то, что он требует на
32 % больше металла, чем по варианту I.
352
§ 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАБОТЫ
ПРОМЫСЛОВЫХ ДКС ПРИ ГАЗОВОМ РЕЖИМЕ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ
При газовом режиме эксплуатации залежи давление в ней и
в каждой точке газопровода по пути движения газа до промыс-
ловой ДКС уменьшается во времени. Подача газа в магист-
ральный газопровод или другому потребителю должна происхо-
дить при постоянном давлении. Следовательно, с увеличением
объема добываемого газа из залежи давление в приемном газо-
проводе ДКС будет уменьшаться, степень сжатия газа не-
Рис. VII.2. Изменение во времени на приеме ДКС давления рПр, степени
сжатия газа г, мощности силового привода компрессоров N, времени разра-
ботки газовой залежи t от объема добытого газа ФДОб
прерывно увеличиваться до некоторого максимального значе-
ния, например равного 15.
При уменьшении давления газа рп? на примере ДКС увели-
чивается мощность силового привода N для сжатия газа, умень-
шается производительность одного компрессора (рис. VII.2).
При постоянном расходе Q отбираемого газа из залежи возра-
стает как число ступеней сжатия газа, так и число компрессо-
ров, работающих параллельно в одной ступени.
Увеличение мощности дожимных КС позволяет уменьшить
время извлечения из месторождения заданного объема газа.
Действительно, из рис. VII.2 следует, что при одинаковом объ-
еме добытого газа (QA = idem), NC>NE>NA, а tc<tB<tA.
Для каждого месторождения можно методами оптимизации
определить постоянный годовой отбор газа, число эксплуата-
ционных скважин, мощность привода компрессоров на ДКС,
длительность бескомпрессорного и компрессорного периодов
12 Заказ № 317 353
эксплуатации, пластовое давление в конце компрессорного пе-
риода эксплуатации, при которых получают минимальные экс-
плуатационные затраты в процессе отбора газа и его подачи
в магистральный газопровод.
Таким образом, эксплуатация промысловой дожимной ком-
прессорной станции характеризуется непрерывно изменяющейся
степенью сжатия газа, расходом перекачиваемого газа одним
компрессором и всей станцией, увеличением числа компрессо-
ров, сложной технологической схемой их компоновки, необходи-
мостью регулирования компрессоров для уменьшения удельной
мощности на сжатие газа, сравнительно небольшим сроком ра-
боты при эксплуатации газового месторождения с большим на-
чальным пластовым давлением и относительно небольшими за-
пасами газа.
Требования, предъявляемые к газоперека-
чивающему агрегату для промысловых дожим-
ных компрессорных станций: 1) высокий к. п. д. ком-
прессора при широком изменении степени сжатия газа и его
расхода; 2) большая степень сжатия газа в одной ступени (аг-
регата) для уменьшения числа машин, работающих последова-
тельно; 3) большая подача одного компрессора для уменьшения
числа машин, работающих параллельно; 4) возможность регу-
лирования подачи и степени сжатия газа в агрегате для пол-
ного использования мощности силового привода; 5) привод
дожимного компрессора должен иметь небольшие массу на еди-
ницу мощности и габаритные размеры, допускать полную авто-
матизацию работы и дистанционное управление; 6) компрессор-
ные агрегаты должны быть транспортабельными, размещаться
в легких сооружениях сборного типа; 7) высокая надежность и
большой ресурс работы основных элементов; 8) низкий уровень
шума и вибраций; 9) высокий уровень заводской готовности и
комплектности, блочность исполнения.
Для сжатия газа до заданного давления на промысловых
ДКС можно использовать поршневые, центробежные и винто-
вые компрессоры.
§ 3. ДОЖИМНАЯ КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ,
ОБОРУДОВАННАЯ ПОРШНЕВЫМИ КОМПРЕССОРАМИ
Поршневые компрессоры — это машины статического сжатия
газа путем уменьшения объема, занимаемого постоянной мас-
сой газа.
Мощность силового привода для политропного процесса сжа-
тия газа в поршневом компрессоре можно рассчитать по фор-
муле политропного процесса
д, = 104Д1РнУц|Хп f / Рв — 1
(т — 1) 60- 102г| \\ рп /
VI 1.3)
где т — показатель политропы; —геометрический объем,
описываемый поршнями компрессоров в единицу времени; цп—
354
объемный коэффициент подачи газа; рв, рп абсолютные дав-
ления соответственно в выкидном и приемном = коллекторах ком-
прессора; т] — к. п. д. привода.
(VII.4)
где С—относительный объем вредного пространства цилиндра
компрессора, доли единицы; гп, zB — коэффициенты сверхсжи-
маемости газа при давлениях и температурах газа соответст-
венно в приемном и выкидном коллекторах компрессора.
Коммерческую подачу поршневого компрессора при стан-
дартных условиях рассчитывают по формуле
Qn = (VII.5)
гп Рс
Здесь гс; Тс, Рс — соответственно коэффициент сверхсжимаемо-
сти, температура и давление при стандартных условиях.
Для компрессоров типа 10ГК-1 при постоянной температуре
газа в приемном коллекторе Тп = 288 К, средних значениях гп и
рп подачу компрессора можно определить по приближенному
уравнению (погрешность расчета ±1 %)
Qn» 26,7рп—170,9, тыс. м3/сут (VII.6)
при 15^рп^7,5 МПа.
Число компрессоров, работающих параллельно при одной
ступени сжатия газа, с учетом подачи можно определить так
n Q°(f) =—---------------- .... 17)
(?п 26,7рп - 170,9
или с учетом мощности
пм = ЛГЛУ0, (VII.8)
где No — мощность силового Привода выбранного типа компрес-
сора. Число ступеней сжатия газа на ДКС компрессоров,, рабо-
тающих последовательно, можно определить так
«с = lg(—W (VII.9)
\ Рп /
где го — степень сжатия газа в одном компрессоре.
Общее число компрессоров при пс ступенях сжатия газа
можно определить по уравнению
(VII. 10)
Из рис. VII.3 видно, что при давлении на приеме, равном
рп = 0,75 МПа и С = 0,1, Vo=300 кВт, Q„ = 100 тыс. м3/сут.
В компрессорный период эксплуатации месторождения с ДКС
давление газа в приемном коллекторе компрессора уменьша-
12*
355
ется. Длительное время оно может быть больше 0,75 МПа (на-
пример, 1,5 МПа), Из графиков видно, что для сжатия газа
с 1,5 до 3,5 МПа при С=0,1 необходима рабочая мощность си-
лового привода, равная ~400 кВт, что превышает установлен-
ную мощность силового привода компрессора, равную N=
= 300 кВт. Также следует, что область рационального исполь-
зования компрессорного агрегата находится в интервале давле-
ний 1,5<рп<3,5 МПа, так как с увеличением давления на при-
Рис. VII.3. Зависимость мощности N и
подачи Q поршневого компрессора при
различных объемах вредного простран-
ства С от давления иа приеме рпр.
Значения N: / — С—0,1; 2— С—0,3. Значения
Q: 3 —С-0,1; 4 — С-0,3
еме возрастает расход перекачиваемого газа и уменьшается
мощность для его сжатия.
Как же использовать высокое давление газа для уменьше-
ния числа работающих компрессоров, не прибегая к дроссели-
рованию газа на приеме ДКС? Это можно сделать путем
изменения относительного объема С вредного пространства
цилиндра компрессора до такого значения, при котором уста-
новленной мощности силового привода будет достаточно для
сжатия газа повышенного давления на приеме до конечного.
Подставим в левую часть формулы (VII.3) N = А/о=300 кВт.
Определим коэффициент цп для нового значения рПр=1,5 МПа,
Таблица VI 1.3. Основные технико-экономические показатели поршневых ГПА
Марка ГПА Мощность. кВт Частота вращения вала. мин-*1 Число ц нлиндров двигателя Наибольшее число цилиндров компрессора
ГМ-8 440 600 8 4
юг км 735 300 10 5
югкн‘ 1100 300
10ГКНА 1100 300 10 5
МК-8 2060 300 8 4
ДР-12 5500 330 12 6
6М25 * 4000 375 Электро- 6
двигатель
КС-550 ** 400 600 8 4
• Поршневой компрессор с электроприводом.
** Автономная блочная компрессорная станция с ГМК типа ГМ-8.
356
подставим его в левую часть равенства (VH.4) и рассчитаем но-
вое значение Сь Выполнив математические вычисления, полу-
чим Ci = 0,3.
Производительность компрессора при Ci = 0,3 и повышенном
давлении на приеме рп= 1,5 МПа при Nq=300 кВт будет больше,
чем при С = 0,1 и рп = 0,75 МПа (Qj = 150 тыс. м3/сут). Таким
образом, число компрессоров, работающих параллельно для пе-
рекачки заданного общего расхода газа, уменьшится в 1,5 раза.
Практика показывает, что поршневые компрессоры рацио-
нальнее использовать на дожимных компрессорных станциях
в тех случаях, когда степень сжатия газа больше 2 (г>2), дав-
ление на приеме достаточно высокое (рп>3,0 МПа), расход пе-
рекачиваемого газа относительно небольшой.
Поршневые ГПА характеризуются большим расходом ме-
талла, удельной площадью: удельная масса агрегата на 1 кВт
силового привода составляет 28—62 кг, удельная площадь цеха
2,5—6,85 м2 на 100 кВт.
Основные технико-экономические показа-
тели поршневых газоперекачивающих агре-
гатов. В отечественной и зарубежной практике используют
поршневые газоперекачивающие агрегаты двух типов: 1) газо-
мотокомпрессоры (ГМК), состоящие из газового двигателя и
поршневого компрессора, соединенные одним коленчатым ва-
лом; 2) комбинированные (спаренные) агрегаты, состоящие из
газового (или электрического) двигателя и соединяемого
с ним через муфту или непосредственно отдельного поршневого
компрессора.
В табл. VI 1.3 приведены основные технико-экономические
показатели отечественных поршневых газоперекачивающих аг-
регатов с газовыми двигателями.
Применение газомоториых компрессоров (ГМК) в общем
случае более эффективно, чем комбинированных поршневых
К. п. д. двигателя Абсолютное давление, МПа Подача газа, млн. м\сут Масса, т Удельная площадь цеха, № на 100 кВт
всасывания нагнетания
0.275 3,0—3,5 1,3—1,5 0,12—0,17 25,2 6,85
0,226 2,5 5,5 0,55 58,5
65,0 5,13
0,295 3,0—3,8 5,6 0,98—1,25 63,6
0.36 2,5-4,3 5,6 1,54—5,28 126,8 3,2
0.36 3.5—4,5 5,5 8,04—13,3 270,0 2,7
0,96 0,25—0,45 5,6 0,68—0,87 110,6
0,275 0,40—0,45 6,0—6,4 0,07—0,08 56,9
357
газоперекачивающих агрегатов с отдельным газовым двигателем
(ПГПА); использование же комбинированных поршневых газо-
перекачивающих агрегатов может быть экономически целесооб-
разным лишь при агрегатной мощности менее 4000—5000 кВт и
в особых условиях, где предъявляются специальные требования
к блочности поставки. Создание поршневых ГПА с отдельным
газовым двигателем мощностью более 5000 кВт нецелесооб-
разно.
Ниже приведены основные технические показатели ряда
поршневых газоперекачивающих агрегатов.
Газоперекачивающий агрегат МК-8
Тип компрессора.......................................Горизонтальный,
одноступенчатый
Число ступеней сжатия........................................ 1
Число цилиндров.............................................. 4
Число рабочих полостей в цилиндре............................ 2
Диаметр цилиндра, м.................................. 0,34
Диаметр штока, м..................................... 0,1
Длина хода поршней, м...................................... 0,485
Частота вращения вала, с-1 ................................. 330
Средняя скорость поршня при частоте вращения
330 мин-1, м/с............................................. 4,85
Абсолютное давление всасывания, МПа...................... 2,66—4,15
Абсолютное давление нагнетания, МПа......................... 5,6
Производительность в млн. м3/сут при абсолютных да-
влениях всасывания, МПа: 1
4,2...................................................... 4,75
3,4...................................................... 2,71
2,6...................................................... 1,82
Номинальная мощность, кВт................................ 2200
Адиабатический к. п. д. компрессора........................ 0,85
Относительный объем «мертвого» пространства, % . . . . 60 j
Газоперекачивающий агрегат ГПА-5000
Двигатель 61ГА 16-цилиндровый, двухрядный, с противоположно-движущи-
мися поршнями, развивает мощность 3680 кВт при номинальной частоте
вращения коленчатых валов 710 мин-1.
Тип компрессора.......................................Горизонтальный,
одноступенчатый
Число ступеней сжатия........................................ 1
Число цилиндров.............................................. 6
Число рабочих полостей в цилиндре............................ 2
Диаметр цилиндра, м........................................ 0,36
Диаметр штока, м............................................ 0,1
Ход поршней, м.............................................. 0,4
Частота вращения вала, с-1:................................. 375
Средняя скорость поршня при частоте вращения 375 с-1 5,0
Абсолютное давление всасывания,, МПа................. 3,4—4,4
Абсолютное давление нагнетания, МПа......................... 5,6
Производительность, млн. м3/сут при абсолютных давле-
ниях всасывания, МПа:
4,4...................................................... 10,45
3,85............................................... 6,93
3,4................................................ 5,22
Номинальная мощность, кВт.................................. 3680
Адиабатический к. п. д. компрессора...................... 0,83—0,87
358
Относительный объем «мертвого» пространства полостей,
%:
крышки............................................... 39,91
вала................................................... 29,37
цилиндра............................................... 30,64
регулятора производительности ......................... 44,20
Расход масла при номинальной мощности, кг/ч........ 19,1—19,5
Удельный расход топливного газа, Дж/Вт............. 1850—1940
Газоперекачивающий агрегат 6М25К-10/130—450
Тип компрессора.....................................Горизонтальный,
шестирядный,
двухступенчатый
Число ступеней сжатия.................................... 2
Число цилиндров.......................................... 6
Диаметр цилиндра I и II ступени, м................. 0,15
Диаметр штока, м....................................... 0,1
Длина хода поршней, м................................. 0,4
Частота вращения вала, с-1:
номинальная............................................ 375
минимальная............................................. 220
Средняя скорость поршня при частоте вращения 375 с-1 5
Условия всасывания I ступени
Абсолютное давление, МПа........................... 13,0—15,0
Температура, К............................................ 313
Относительная влажность газа, %........................... 100
Условия нагнетания II ступени
Давление, МПа...................................... 35,0—45,0
Температура, К........................................... 355
Подача при условиях всасывания I ступени, отнесенная
к нормальным условиям, млн. м3/сут:
при давлении нагнетания I ступени 35, МПа.......... 1,955—2,355
при давлении нагнетания II ступени 45, МПА....... 1,0—1,71
Механический к. п. д. компрессора.................. 0,95
Мощность на валу, кВт.............................. 3490—3760
Удельные капитальные вложения в газомоторные поршневые
ГПА в зависимости от мощности агрегата Na можно рассчи-
тать по формуле
Лп= 43,8+-^-, (VII.11)
^п5
где 736<Wn< 11 000 кВт.
Численность трудящихся на ДКС, оборудованной поршне-
выми ГПА, ориентировочно составит: Тп=17дМ, где п — число
поршневых компрессоров.
Основные направления технического прогресса в области со-
здания поршневых ГПА: повышение агрегатной мощности; сни-
жение удельной массы; повышение экономичности; расширение
диапазона регулирования; увеличение степени автоматизации;
повышение надежности работы; обеспечение блочной поставки
и монтажа; снижение эксплуатационных расходов.
359
§4. ДОЖИМНАЯ КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ,
ОБОРУДОВАННАЯ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ КОМПРЕССОРАМИ
Центробежные компрессоры — это машины динамического сжа-
тия газа путем значительного увеличения скорости его движе-
ния с последующим превращением кинетической энергии потока
в потенциальную энергию давления в диффузорах
Рис. VI 1.4. Зависимость
степени сжатия газа, по-
литропного к. п. д. ком-
прессора Т]п и мощности
на сжатие газа V от
объемной подачи комп-
рессора при условиях
всасывания (рп, Та) — v
По графикам, приведенным на рис. VI 1.4, можно определить
степень сжатия газа г, к. п. д. компрессора т)п и мощность, по-
требную для сжатия газа N, в зависимости от объемной подачи
компрессора при условиях всасывания (рП) Тп) — V для нагне-
тателя типа ГПА-Ц-6.3/56М.
Объемную производительность центробежного компрессора
прн стандартных условиях можно рассчитать по уравнению
Qu= 0,00214pnV,
360
(VII.12)
где рп — плотность сжимаемого газа при абсолютных давлении
ра и температуре Тп во всасывающем газопроводе компрессора,
10*рп (VII. 13)
RTnzn
где R — удельная газовая постоянная; zn — коэффициент сверх-
сжимаемости газа при рп и Та.
Объемная подача центробежного компрессора V функцио-
нально связана со степенью сжатия газа г.
При постоянной частоте вращения ио = 82ОО с-1 эта зависи-
мость имеет вид
г = 0,91 + 0,84- 10~Ч' — 0,28- 10-*V*. (VII. 14)
где V—в м3/мии, 140<V<250, 1,1^7г^71,6.
Если частота вращения центробежного компрессора отлича-
ется от номинального по при постоянной объемной производи-
тельности (V=const), приближенно зависимость степени сжатия
г от относительной частоты вращения компрессора п можно вы-
разить так
(VII. 15)
«1 ni
где п = п/п0 0,7<и<1,1.
Зависимость мощности, потребляемой компрессором для
сжатия газа при постоянной частоте вращения компрессора
(no = const), от объемной производительности V можно выра-
зить уравнением
Ve = 1690 + 23,6V, (VII. 16)
при 140<V<250, Ио = 82ОО с-1.
Если частота вращения компрессора не равна 8200 с-1, эту
зависимость приближенно можно выразить так
vsve/_l_). (VII. 17)
\ «о /
Зная общую степень сжатия газа на ДКС, равную отноше-
нию абсолютных давлений нагнетания рв к давлению всасыва-
ния рп(га = рв/рп), число ступеней сжатия газа ис, можно опре-
делить степень сжатия газа в одной ступени:
ГС = ¥'рв/Ра , (VII.18)
а затем рассчитать V, N, Q.
Приводом для центробежных компрессоров может служить
авиационная турбина НК-12МВ, переоборудованная на газовое
топливо. Номинальная мощность этой турбины 6300 кВт, номи-
нальная частота вращения вала турбины 8200 с-1, диапазон из-
менения частот вращения 6150—8500 с-1. Центробежный ком-
прессор с авиационным двигателем позволил получить транс-
портабельный, блочный газоперекачивающий агрегат, обладаю-
361
щий высоким коэффициентом готовности, полной автоматиза-
цией работы, автономностью, легкостью замены компрессора
или турбины, дистанционным управлением. Удельная масса
центробежных компрессоров со стационарным газотурбинным
приводом составляет 8—19 кг на 1 кВт, с авиационным двига-
телем 0,3—0,7 кг на 1 кВт.
§ 5. ДОЖИМНАЯ КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ,
ОБОРУДОВАННАЯ ВИНТОВЫМИ КОМПРЕССОРАМИ
Винтовые компрессоры принадлежат к классу объемных (порш-
невых) машин, повышающих давление сжимаемого газа путем
уменьшения объема рабочей полости компрессора в цикле про-
цесса сжатия.
Рис. VII.5. Зависимость
адиабатного к. п. д. и
коэффициента подачи от
степени сжатия газа е.
Частота вращения (в
об/мин:) / — 1200; 2 — 2500;
3 — 3200
Степень сжатия газа в компрессоре, определяемая формой,
площадью и относительным расположением контуров всасываю-
щих и нагнетательных окон, шагом спирали зубьев, впадин на
роторах и длиной роторов, а также значением зазоров между
роторами, между роторами и стенками корпуса, называется
внутренней.
Изменение степени сжатия газа в регулируемом винтовом
компрессоре достигается с помощью золотникового устройства,
изменяющего площадь и форму нагнетательного окна. На прак-
тике используют винтовые компрессоры, имеющие подачу при
нормальных условиях в пределах 6,3—400 м3/мин, степени сжа-
тия газа в одной ступени до 5.
На рис. VII.5 приведена зависимость адиабатического к. п. д.
и коэффициента подачи от степени сжатия газа, на рис. VII.6—
зависимость подачи и адиабатического к. п. д. от степени сжа-
тия газа и относительного числа оборотов ведущего ротора.
Как видно из рис. VII.5, адиабатный к. п. д. и коэффициент
подачи винтового компрессора имеют устойчивые высокие зна-
чения в широком диапазоне подачи и давлений газа.
Винтовые компрессоры характеризуются отсутствием функ-
циональной связи между их подачей и степенью сжатия газа;
362
высоким совершенством процесса сжатия газа вследствие того,
что не происходит соприкосновение и трение роторов, незначи-
тельных газодинамических потерь давления газа на входе и
выходе (так как отсутствуют клапаны и мертвые пространства),
малой пульсации газового потока, прямоточности движения
газа, быстроходности.
Винтовые компрессоры превосходят поршневые и при тех же
значениях подачи и степени сжатия газа имеют массу в 10—
100 раз меньше и габаритные размеры — в 3—10 раз меньше.
С учетом требований, предъявляемых к ГПА для промысло-
вых ДКС, привод винтового компрессора должен характеризо-
Рис. VII.6. Зависимость подачи и адиа-
батного к. п. д. от степени сжатия газа
и относительной частоты вращения ве-
дущего винта
200
ЧОО SOO ООО
Подача Q,m3/muh
ваться: мобильностью; быстрым набором мощности; простотой и
надежностью эксплуатации; большой мощностью при незначи-
тельной массе; широким диапазоном регулирования по частоте
вращения; высокой степенью автоматизации; высокими технико-
экономическими показателями при работе на номинальном и пе-
ременном режимах; автономностью.
В качестве привода винтовых компрессоров используют авиа-
двигатели, переведенные на газообразное топливо.
Теоретическая объемная подача идеального винтового ком-
прессора при условиях всасывания
Qt = Vn, (VII.19)
где V — геометрический объем впадин ведущего и ведомого вин-
тов в условиях всасывания, м3; п — частота вращения ведущего
винта в единицу времени, с-1.
Геометрический объем впадин ведущего и ведомого винтов
в условиях всасывания обычно выражается через конструктив-
ные размеры винтов
(VII.20)
где a = LIDi—отношение длины L винта к наружному диа-
метру Di ведущего винта; fi и /2 — площади поперечного сече-
363
ния впадин соответственно ведущего и ведомого винтов в тор-
цевом сечении.
Л + ^aD*. (VII.21)
Здесь а — коэффициент, зависящий от геометрии профиля
зубьев (для симметричного кругового профиля ст=0,1143); Z)—
число зубьев ведущего винта.
Фактическая подача газа винтового компрессора, характе-
ризующегося перетоками газа между винтами, винтами и кор-
пусом, будет меньше теоретической.
<?ф = <?тТ)У. (VI 1.22)
где т]у — объемный коэффициент подачи компрессора (сложная
функция в зависимости от частоты вращения ведущего винта,
степени сжатия газа, удельного содержания жидкой фазы
в сжимаемом газе.
т>у = т>у (л, г, qK). (VII.23)
Прн ориентировочных расчетах для маслозаполненных вин-
товых компрессоров можно принимать значения т]у от 0,8 до
0,95 при степени повышения давления от 2,8 до 4 и частоте вра-
щения ведущего винта от 2 до 3 тыс. об/мин.
Коммерческая объемная подача винтового компрессора при
стандартных физических условиях выражается формулой
Ост = <?ф . (VI 1.24)
гпРс* п
где рп, ТП, z„ и рс, Тс и zc — абсолютное давление, температура
и коэффициент сверхсжимаемости газа соответственно на
приеме компрессора и при стандартных условиях.
Мощность Nku, подводимая к винтовому компрессору, расхо-
дуется на сжатие, перемещение и выталкивание газа (Ni), на
преодоление механического трения в элементах компрессора
(Л/'м) и на привод вспомогательных механизмов (Ав) — масля-
ного и водяного насосов, вентилятора и др.
Она записывается так:
Уку = М + + ЛГВ, (VII.25)
где М — внутренняя (индикаторная) мощность на сжатие и
выталкивание газа; NM = N; (— — 1
\ Пм
т]м = 0,95н-0,98; NB = (0,05-^0,10)Ni.
Необходимую мощность привода Nnp с учетом к. п. д. двига-
теля можно рассчитать по формуле
Упр = (1,05 ч-1,1) Уку = (1,1 ч-1,2) У; (V1] 26)
Пд ПдПм
Индикаторную мощность на сжатие и выталкивание газа
для основного режима работы охлаждаемого винтового ком-
прессора можно рассчитать по формуле И. А. Сакуна, в кото-
364
рой используются коэффициент адиабаты К и условные коэффи-
циенты политроп гп\ при сжатии газа в винтовом компрессоре
без искусственного охлаждения корпуса и т2— с искусственным
охлаждением корпуса. При изотермическом процессе сжатия
газа т2 = 1. Обычно т\>К, \<jn2<K..
Формула Сакуна имеет вид
m2—1
т2 т2 / К mi
тг — 1 \ К — 1 т2 — 1
т2
m2 — 1
(VII.27)
где т} и т2 определяют по экспериментальным данным (г, К,
Тн, Тп и Tja) при испытании компрессора:
без отвода тепла
= 1g г/\ 1g г — 1g
/ Т«
\ Тп
(VI 1.28)
с отводом тепла
m2—1
/п,
Тп = Тп
(VI 1.29)
где «1 — функция коэффициента подачи компрессора т]у и ок-
ружной скорости вращения винтов. При т]у = 0,8 и V =120 м/с,
т=1,63; при Уо = 5О м/с, mi =1,48 при г = 2,5-ь4.
Основным называется такой режим работы ВК винтового
компрессора, при котором давление газа рм в выкидном газо-
проводе равно давлению рн газа в конце цикла сжатия в ком-
прессоре (рм=рц).
Энергетическое совершенство компрессора определяется
адиабатным к. п. д. — отношением работы сжатия газа при
адиабатическом процессе к работе, затраченной в действитель-
ности.
Адиабатический к. п. д. винтового компрессора определяют
по формуле
т2
т2 — 1
mi
mi — m
(VI 1.30)
365
§ 6. дожимная компрессорная станция,
оборудованная газоперекачивающими агрегатами
различного ТИПА
По результатам исследований были сделаны следующие вы-
воды: 1) совместная работа одноступенчатых центробежных на-
гнетателей и поршневых компрессоров типа 10ГКН при их по-
следовательном соединении для сжатия газа невыгодна с тех-
Яр~3 пР~2 ftp-2
r-2J г =2,17 г =2,17
Рис. VII.7. Схема обвязки компрессорных агрегатов на ДКС, оборудованной
винтовыми и поршневыми компрессорами.
Компрессоры: /—рабочие винтовые; 2—резервные винтовые; 3 — рабочие поршневые;
4 — резервные поршневые; ступени сжатия: а — Г, б — II; в — HI
нико-экономической точки зрения; 2) использование двух сту-
пеней сжатия газа в центробежных нагнетателях в первый пе-
риод работы дожимной компрессорной станции позволяет
уменьшить капитальные вложения в строительство ДКС по
сравнению с поршневыми компрессорами; 3) на конечном, дли-
тельном по времени компрессорном периоде эксплуатации прн
степени сжатия газа г>2 выгоднее использовать одни поршне-
вые компрессоры; 4) для промысловых ДКС желательны транс-
портабельные передвижные ГПА.
366
Совместная работа винтовых компрессоров на первых ступе-
нях сжатия газа и поршневых или центробежных, двухступен-
чатого сжатия газа в агрегате (ГПА-Ц-6,3) на второй ступени
сжатия выгодна с технико-экономической точки зрения даже
в том случае, если разность давлений на выходе и входе винто-
вого компрессора не превышает 1,4 МПа, если винтовой ком-
прессор одноступенчатый с незначительной внутренней степенью
сжатия газа (<2,5).
На рис. VII.7 показана схема обвязки компрессорных агре-
гатов на ДКС при компрессорной эксплуатации залежи. 3 табл.
VII.4 приведены технико-экономические показатели по ПДКС,
Таблица VI 1.4. Технико-экономические показатели ДКС, оборудованной
газоперекачивающими агрегатами различного типа
Ступени сжатия Подача одного компрессора, мли. м'/сут Мощность установки NyCT, тыс. кВт Число агрега- тов с учетом резерва Численность трудящихся на ДКС Общие капитальные вложения, млн. руб. Эксплуатацион- ные расходы млн. руб,год
I 4,06 94,5 15 43 9,02 1.5
II 7,2 56,7 9 33 5,40 0,9
Ша (10ГКН) 3,16 32,0 29 148 5,76 0.96
Шб (ГПА) 8,33 60,3 10 35 5,76 0,96
1 + И + Ша 183,2 53 224 20.18 3,36
1 + II + Шб 211,5 34 111 20,78 3,36
рассчитанные для следующих исходных данных: расход перека-
чиваемого газа ДКС Qo = 63,l млн. м3/сут; рв = 5,6 МПа; рп —
= 1 МПа; удельные капвложения винтового компрессора
КУв = 95,4 руб/кВт; Экв = 47 руб/кВт-год; удельные капвложения
газотурбинного привода Куп=180 руб/кВт; ЭГп=30 руб/кВт-год.
В качестве привода винтового компрессора принята газовая
турбина НК-12СТ. Подача одного винтового компрессора, при-
веденная к условиям всасывания, Кв = 300 м3/мин, внутренняя
степень сжатия газа 2,3.
Результаты вычислений приведены в табл. VII.4.
При оборудовании ДКС однотипными поршневыми ком-
прессорами типа 10ГКН при этих же условиях работы общая
численность компрессоров составила бы 154, капитальные вло-
жения Кпк=30,6 млн. руб, годовые эксплуатационные расходы
Эпк = 5,1 млн. руб/год при численности трудящихся на ДКС,
равной 342.
При оборудовании ДКС на III ступени сжатия вместо порш-
невых компрессоров 10ГКМ 1/36,5-56 газоперекачивающими
агрегатами ГПА-Ц-6,3 их общее число составит 8, степень по-
вышения давления г= 1,589, общая мощность силового привода
для сжатия газа Муст = 60,3 тыс. кВт. Общие капитальные
367
вложения составят Ко = 60,3 • 103 • 95,4 = 5,76 млн. руб, годовые
эксплуатационные расходы Эт = 60,3-103- 16 = 0,96 млн. руб, чис-
ленность трудящихся 35.
Отсюда следует, что совместная работа винтовых компрес-
соров с ГПА-Ц-6,3 выгоднее, чем с поршневыми компрессорами
10ГКМ 1/36,5-56. При одинаковом последовательном соедине-
нии агрегатов в три ступени общее их число сокращается с 53
до 34.
В результате технико-экономической оптимизации обоснован
следующий ряд ГПА по мощности силового привода: 4; 6,3; 10;
Таблица VI 1.5. Показатели газотурбинных агрегатов
Показатели Тип агрегата
ГТН-6 ГПА-Ц-6.3/76 ГТНР-Ю ГПА-10
Завод-изготовитель УТМЗ СПМО НЗЛ ютз
Мощность, тыс. кВт 6,3 6,3 10 10
К. п. д. ГТУ, % 24 22—23 29—30 26,5
Температура цикла ГТУ, °C 760 750 780 790
Степень сжатия цикла ГТУ 6,0 7,8 4,4 10,3
Частота вращения ротора тур- бокомпрессора, об/мин 6200 8200 5200 5620/7660
Частота вращения силового ро- тора, об/мин 6150 8200 4800 4800
Продолжение табл. VII.5
Показатели Тип агрегата
ГТН-16 ГПА-16 ГТН-25 ГТН-25 ГТН-40
3 авод- нз готовител ь УТМЗ ЮТЗ НЗЛ УТМЗ НЗЛ
Мощность, тыс. кВт 16 16 25 25 40
К. п. д. ГТУ, % 29 30 28 31 31
Температура цикла ГТУ, °C 900 — 890 1020 950
Степень сжатия цикла ГТУ 11,5 — 12,5 13,0 15
Частота вращения ротора тур- бокомпрессора, об/мин 6850 — 4340/5050 7100 4370/5200
Частота вращения силового ро- тора, об/мин 6500 — 3700 5500 3900
16; 25 тыс.-кВт для газопроводов с диаметрами труб от 700
до 1420 мм.
Пропускная способность магистральных газопроводов при
максимальном диаметре 1420 мм будет возрастать за счет уве-
личения давления транспортировки газа с 7,5 до 10 и 12 МПа.
Показатели отечественных газотурбинных агрегатов приве-
дены в табл. VII.5.
Расчетная степень повышения давления составляет 1,24.
368
Основные геометрические параметры нагнетателей с потреб-
ляемой мощностью 6 тыс. кВт и при давлении на выходе от 28
до 76 МПа приведены в табл. VII.6.
Применение нагнетателй с углом выхода лопаток 02=135°,
с уменьшенным углом входа лопаток диффузора до 11° и умень-
Таблица VI 1.6. Основные геометрические параметры нагнетателей
Нагнетатель Тип колеса Параметры
£>, мм th. мм р.. градус d2, мм Рв градус 2ЛОП A/D,
Н-300-1,23 К-33-38 366 74 33 780 38 11 0,051
Н-6-76 К-29-34 366 53 29 780 34 11 0,039
Н-6-56 К-42-32 366 58 42 780 32 11 0,045
Н-6-41 К-42-35 366 79 42 780 35 11 0,072
Н-6-28 К-42-35 424 84 42 900 35 11 0,052
Примечание. Dt — диаметр нагнетателя; — входной угол наклона лопаток;
— выходной угол наклона лопаток; глоп— число лопаток; 62 —ширина колеса наг-
нетателя на выходе газа; Da— диаметр колеса нагнетателя.
шейным числом лопаток диффузора до 9 позволяет увеличить
как напор, так и объемную подачу. На ДКС целесообразно при-
менять центробежные компрессорные агрегаты с многоступен-
чатым сжатием газа: два — пять ступеней сжатия в одном кор-
пусе. Так, установка четырех полнонапорных агрегатов (две
Таблица VI 1.7. Технико-экономические показатели по промысловой ДКС,
оборудованной винтовыми и поршневыми компрессорами с газомоторным
двигателем (рп=0,57 МПа)
Ступени сжатия газа
Показатели I II III
Тип ГПА Число рабочих ГПА Число резервных ГПА Степень повышения да- вления газа Подача одного ГПА, млн. м3, сут Давление газа на выходе из ступени, МПа 10В400/5.7-16 16 3 2,8 2,62 1,6 ДР-12/16-45 12 2 2,17 3,4 3,5 ДР-12 35-75 8 2 2,17 5,28 7,5
ступени сжатия газа в одном корпусе) ГТН-16 вместо восьми аг-
регатов ГТК-Ю, работающих последовательно, в две ступени
сжатия газа, позволяет снизить капитальные вложения на 25—
30%.
Удельный расход топливного газа на ДКС, оборудованных
центробежными компрессорами с газотурбинным приводом,
369
3
3
fel
3
5
3
3
444Ф НФ4 44 ФФФ44Ф44Ф|
л
44ФФФрФФФФ4
<N
к Н‘
44ФФФФ ФФФФ1
4ФФФФФ А
можно рассчитать по формуле, предложенной В. А. Щуровским
и С. Н. Синицыным
Таблица V11.8, Технико-экономические показатели по промысловой ДКС, оборудованной винтовыми и центробежными
компрессорами с авиационным газотурбинным двигателем (Рп 0,57 МПа)
Показатели Ступени сжатия газа
I П Ш IV V
Тип ГПА 10В400/5.7-16 ГП-Ц-6,3/28 ГПА-Ц-6,3/41 ГПА-Ц-6,3/56 ГПА-Ц-6,3/76
Число рабочих ГПА 16 8 8 5 5
Ч исло резервных ГПА 3 2 2 1 1
Степень повышения давления газа 2,8 1,26 1,5 1,55 1,6
Подача одного ГПА, млн. мя/сут 2,62 6,0 5,7 8,3 8,1
Частота вращения ва- ла компрессора, об/мин 3000 8200 8200 8500 8500
Давление газа на вы- ходе из ступени, МПа 1,6 2,02 3,03 5,69 7,5
Диаметр винта 630 мм. В качестве привода используют авиадвигатель мощ-
ностью 5000 кВт, переоборудованный на газовое топливо.
Удельные капитальные вложения в оборудование компрессорного цеха
с винтовыми компрессорами Аув=Ю0 руб/кВт; годовые эксплуатационные
расходы Эгв = 30 руб/кВт; М = 70 т.
В качестве дожимных компрессоров на последующих ступенях сжатия
газа используют: а) центробежные компрессоры двухступенчатого сжатия
газа с помощью ГПА-Ц-6,3 с общей степенью повышения давления 1,45—
1,6, удельные капитальные вложения и годовые эксплуатационные расходы
такие же, как и винтовых компрессоров с авиадвигателем; б) поршневые
компрессоры типа ДР-12 с мощностью силового привода 5500 кВт, удельные
капитальные вложения Ауп = 227 руб/кВт; годовые эксплуатационные рас-
ходы 5гП=46 руб/кВт; М—270,2 т. Результаты вычислений приведены
в табл. Vll.7,8. Компоновка ГПА на ДКС приведена на рис. VII.7, VII.8.
Результаты расчетов показывают, что при совместной работе на про-
мысловой ДКС винтовых и центробежных компрессоров для сжатия газа
с 0,57 до 7,5 МПа с общей степенью повышения давления 13, 16 необходимо
пять ступеней сжатия газа в агрегатах.
На станции необходимо иметь 9 резервных ГПА и 42 рабочих. Общие
капитальные вложения в оборудование ДКС составят 29,7 млн. руб, годовые
эксплуатационные расходы 8,9 млн. руб, общие металловложения 3570 т,
расход топливного газа в год равен 1,33 млрд, м3, или около 9 % от годо-
вого объема перекачанного газа, число рабочих — 72. Общая установленная
мощность силового привода составит 297 000 кВт. При оборудовании ДКС
винтовыми и поршневыми ГПА при той же общей степени повышения дав-
ления и подаче газа необходимо иметь три ступени сжатия газа в агрегатах,
36 рабочих и 7 резервных ГПА.
Общие капитальные вложения составят 39,5 млн. руб., годовые эксплуа-
тационные расходы 8,9 млн. руб., общие металловложения 7800 т, расход
топливного газа в год составит 0,84 млрд, м3, или 5,6 % от годового объема
перекачиваемого газа. Число трудящихся на ДКС будет 120. Общая установ-
ленная мощность силового привода составит 227 000 кВт.
Из сопоставления результатов расчета следует, что по эксплуатационной
надежности (меньше ступеней сжатия газа) предпочтительнее вариант обо-
рудования промысловой ДКС винтовыми и поршневыми компрессорами. При
таком варианте получают экономию топливного газа 0,49 • 109 м3 в год. Од-
нако в этом случае требуется больше капитальных вложений, времени на
строительство, численности трудящихся, металловложеиий.
§ 7. РАЗМЕЩЕНИЕ ДКС НА ПРОМЫСЛОВЫХ УСТАНОВКАХ
КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА (УКПГ)
Для промысловой переработки пластового сырья, как было по-
казано ранее, с целью получения товарных продуктов (сухого
газа и стабильного конденсата) применяют различные процессы;
1) низкотемпературной конденсации; 2)извлечения паров воды
и конденсирующихся углеводородов при помощи твердых сор-
бентов; 3) извлечения паров воды и конденсирующихся углево-
дородов при помощи жидких поглотителей.
Размещение ДКС на УКПГ зависит от давления максималь-
ной конденсации процесса, при которой сухой газ приобретает
товарные кондиции, метода извлечения из газа углеводородных
и неуглеводородных компонентов, географических и климатиче-
ских условий района расположения месторождения.
Рассмотрим возможные варианты размещения ДКС в тех-
нологических схемах НТС с турбохолодильными агрегатами
типа БТДА-5/100.
372
Размещение ДКС до турбохолодильной установки
БТДА-5/100 имеет следующие преимущества:
1) технологические параметры работы БТДА-5/100 (рВх, ТВх,
Q, ^сеп, Двых, Твых> их число и компоновка) не изменяются в те-
чение длительного периода эксплуатации месторождения с по-
стоянным суточным отбором газа;
2) в низкотемпературном сепараторе можно поддерживать
давление и температуру, обеспечивающие рациональную глу-
бину извлечения конденсата при изменении состава продукции
скважин;
3) меньший расход ингибитора гидратообразования по срав-
нению с другими вариантами размещения ДКС.
Недостатки размещения ДКС до БТДА-5/100:
1) невозможность использования максимального давления,
создаваемого компрессорами для транспорта газа, вследствие
необходимости извлечения конденсата в низкотемпературном
сепараторе при определенном изменяющемся давлении макси-
мальной конденсации и использовании части пластового давле-
ния для охлаждения газа в турбохолодильной установке;
2) несколько большее давление на выкиде ДКС из-за необ-
ходимости компенсации части давления, используемого в тур-
бохолодильной установке, и связанное с этим увеличение рас-
хода металла;
3) относительно больший износ поршневых компрессионных
колец, компрессорных цилиндров поршневых компрессоров или
лопаток и проточной части центробежных нагнетателей из-за
недостаточной глубины очистки сжимаемого газа от твердых
взвесей и осушки его от жидкой фазы в сепараторе-каплеотбой-
нике.
Вопрос о размещении ДКС решается путем технико-эконо-
мических расчетов. В определенных условиях конкретных ме-
сторождений может быть рациональным размещение КС первой
ступени сжатия газа до установки БТДА-5/100, второй — после
турбохолодильной установки. Если газ подготавливается к тран-
спорту на УКПГ в адсорбционных или абсорбционных установ-
ках, работающих при определенном давлении (например,
7,5 МПа), дожимные КС сооружают перед этими установками.
При этом число и технологический режим работы установок
не будут изменяться при падении пластового давления.
Рассмотрим технико-экономическое обоснование числа и раз-
мещения промысловых ДКС на газовом месторождении. Пло-
щадь газоносности равна 2063 км2. Длина продольной оси
складки 125 км, поперечной 13—29 км. Начальное пластовое
давление ри = 11,35 МПа, пластовая температура 34—35°C, за-
пасы газа 1537 млрд. м3. Сетка скважин неравномерная, к од-
ному УКПГ присоединено по 12 скважин. Общее число сква-
жин на конец разработки залежи с постоянным темпом отбора
составляет 273. Расстояние от газосборного пункта до бли-
жайшей скважины 1,3 км. Общее число газосборных пунктов 11.
373
Средний расчетный дебит одной скважины 2 млн. м3/сут, общий
годовой отбор газа из залежи 70 млрд. м3. Условие отбора газа
на скважине — постоянство депрессии Др = рк—р3=0,28 МПа.
Диаметр шлейфа diu = 325 мм, газосборного коллектора Ок =
= 1420 мм. Диаметр эксплуатационной колонны скважины
254 мм, фонтанных труб 203 мм.
Рассмотрим варианты размещения промысловых ДКС.
Вариант I. 11 ДКС размещены на 11 УКПГ. Газ компри-
мируется в одну ступень. Температура газа на приеме КС
/ПР=12°С.
Вариант II. Три КС: КС-1 для УКПГ-1, 2 и 3; КС-2 для
УКПГ-4, 5, 6 и 7; КС-3 для УКПГ-8, 9, 10, 11. Газ комприми-
руется в одну ступень. Диаметр коллектора для сбора газа
между КС и УКПГ £>к=1420 мм, падение давления в нем не
превышает 0,01 МПа.
Вариант III. Одна компрессорная станция на ПГСП с ком-
примированием газа в одну ступень. Температура газа на
приеме КС составляет 10°C.
Вариант IV. Четыре компрессорные станции с компримиро-
ванием газа в две ступени: на КС-1, КС-2, КС-3 газ сжима-
ется на I ступени, на КС-4, расположенной на ПГСП—на II
ступени.
Вариант V. Двенадцать компрессорных станций с компри-
мированием газа в две ступени: I ступень: — на УКПГ; II сту-
пень— на ПГСП. На I ступени газ сжимается от рпр до 5,5 МПа,
на II — от 5,5 до 7,5 МПа.
Выполним расчеты для компрессоров двух типов: поршне-
вых и винтовых. Мощность одного поршневого компрессора
Von=1100 кВт; мощность одного газоперекачивающего агре-
гата с винтовыми компрессорами и приводом от авиационной
газовой турбины VOB = 6300 кВт. Для расчета примем следую-
щие технико-экономические данные: удельные капитальные
вложения в ДКС, оборудованную поршневыми компрессорами,
составляют Ку. п = 400 руб/кВт, винтовыми компрессорами Ку. в =
= 100 руб/кВт; эксплуатационные затраты Эу. п = 80 руб/кВт-год,
Эу. в = 30 руб/кВт-год.
Число работающих на ДКС определим по формуле
7 = ап12, (VII.32)
где ап=17 — в случае комплектования ДКС поршневыми
компрессорами; а = ав=11 — при комплектовании ДКС винто-
выми компрессорами.
Мощность, необходимую для сжатия газа в поршневых ком-
прессорах, рассчитаем по формуле для адиабатического сжа-
тия газа
Г / к-' т
KGRT К ~1
Nа -------И ?HsJ.---------J-. V11.33)
(К — 1)3600- 102-T]HT]a
374
Здесь G — массовый расход газа, кг/ч; К — коэффициент
адиабаты; т)ц и т]а — механический к. п. д. привода и адиаба-
тический к. п. д. компрессора.
Приняв следующий состав газа этого месторождения, % '
СН4 = 98,8; С2Н6 = 0,1; С3Н8 = 0,01; C4HiO=0,01; JV2=1 и СО2 =
= 0,08, получим /<=1,31; т]н=0,9; т|а = 0,95.
Расход газа на собственные нужды КС определим по нор-
мативам: <7п=0,435 м3/кВТ-ч; ^в=0,615 м3/кВт-ч.
Мощность привода винтовых компрессоров рассчитаем по
формуле
JV. = tfa(l + ₽n). (VII.34)
где рп — коэффициент утечек через уплотнения валов, явля-
ется функцией многих переменных; для приближенных расчетов
он принят постоянным; рп = 0,015; т)н=0,965; т)а = 0,84.
Таблица VI 1.9. Изменение во времени основных технико-экономических
показателей ДКС газового месторождения в варианте Ill при работе винтовых
компрессоров (р4 =7,5 МПа; 1VO.B = 6300 кВт; Q = 5489 тыс. кг/ч)
Годы эксплу» атации р , МПа 1 Pl ₽нр N, | тыс. кВт |,?л\ тыс. кВт 1 к. млн. руб. 1 Э. млн. руб,год i Г, человек QT. Млн. м' год
5 7,26 1,03 8,36 10,0 2 1,26 0,25 16 45
6 7,06 1,06 16,13 19,35 4 2,52 0,49 22 87
7 6,62 1,135 37,15 45,0 8 5,04 1,11 31 200
8 6,19 1,21 53.4 64,0 11 6,93 1.60 37 288
9 5,76 1,30 73.7 88,5 15 9,44 2,21 43 397
10 5,33 1,41 97.5 117,0 19 12,0 2,92 48 525
11 4,83 1,55 126.5 152,0 25 15,72 3,80 55 691
12 4,35 1,72 159.0 191,0 31 19,5 4,77 61 856
13 3,90 1,92 192.8 231.0 37 23,3 5,77 67 1040
14 3,40 2,20 230.0 276,0 44 27,7 6,90 73 1240
15 3,05 2,46 276,0 330,0 53 33,4 8,27 80 1490
На каждой ступени сжатия резерв компрессоров прини-
мается равным 20 %.
Результаты расчетов изменения мощности, капитальных
вложений, годовых эксплуатационных затрат, численности ра-
ботающих по годам эксплуатации для варианта III приведены
в табл. VII.9 и для пятнадцатого года эксплуатации по всем
вариантам — в табл. VII.10.
Из данных табл. VII.9 видно, что к пятнадцатому году экс-
плуатации число компрессорных агрегатов резко возрастает.
Только в одном пятнадцатом году необходимо установить до-
полнительно девять компрессоров.
В первые годы компрессорной эксплуатации мощность си-
лового привода компрессоров большой единичной мощности
375
Таблица VII. 10. Основные технико-экономические показатели По пяти вариантам размещения дожнмных компрессорных станций
на газовом месторождении на конец пятнадцатого года эксплуатации
Двухступенчатое сжатие.
376
используется не полностью. Для увеличения коэффициента ис-
пользования установленной мощности необходимо устанавли-
вать на ДКС агрегаты различной единичной мощности и по-
дачи.
Расход газа QT для привода винтовых компрессоров с по-
мощью переоборудованного на газовое топливо авиационного
двигателя НК-12МВ очень велик и в пятнадцатый год эксплуа-
тации составляет 1,49-10® м3. Необходимо принимать все меры
для повышения к. п. д. ГПА, утилизации теплоты продуктов
сгорания топлива.
При использовании газоперекачивающего агрегата с центро-
бежными нагнетателями и приводом от авиационной газовой
турбины НК-12МВ число работающих агрегатов ГПА-Ц-6,3
было бы больше. Потребовалось бы двухступенчатое сжатие
газа, так как максимальная степень сжатия центробежных на-
гнетателей 1,6 при давлении на приеме КС Рпр=4,7 МПа. Число
компрессоров, работающих параллельно, равнялось бы пц=
= 70-1О’/365-8,1-10®=24. С учетом 20%-ного резерва это со-
ставит 29 компрессоров на каждой ступени сжатия, т. е. всего
их было бы 58.
Из данных табл. VII. 10 можно сделать следующие выводы.
1. Минимальные капитальные вложения в строительство
промысловых ДКС будут при использовании винтовых ком-
прессоров.
2. Минимальные эксплуатационные затраты при работе ДКС
будут в случае оборудования ее винтовыми компрессорами, од-
нако при их использовании возрастает расход газа на привод
компрессора на (1,075 н-0,697) 10® м3.
3. Число работающих на ДКС, оборудованных винтовыми
компрессорами, значительно меньше, чем на поршневых КС.
4. Чем больше ДКС, тем лучше технико-экономические по-
казатели.
По-видимому, наилучшим будет вариант II с тремя ком-
прессорными станциями. В этом случае на площадках ДКС мо-
гут размещаться и компрессорные цехи установок искусствен-
ного холода.
При наличии в газоносной провинции нескольких газовых
(газоконденсатных) месторождений они могут соединяться
межпромысловым коллектором. В некоторых случаях на тер-
ритории межпромыслового газосборного пункта строится ДКС.
Глава VIII
ГИДРАТЫ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
§ 1. ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Влагосодержание природных газов — важнейший параметр,
в значительной степени определяющий технологический про-
цесс сбора и подготовки газа к дальнему транспорту на газо-
вом промысле.
Газ в условиях пластовых давлений и температур насыщен
парами воды, поскольку газоносные породы всегда содержат
связанную, подошвенную или краевую воду. По мере движения
газа по скважине давление и температура уменьшаются. При
понижении температуры происходит и уменьшение, количества
водяных паров в газовой фазе, а со снижением давления, на-
оборот, увеличивается содержание влаги в газе. Влагосодер-
жание природного газа в продуктивном пласте увеличивается
и при падении пластового давления по мере разработки ме-
сторождения.
Обычно влагосодержание газа выражают отношением массы
паров воды, содержащейся в единице массы газа к единице
массы сухого газа (массовое влагосодержание) или в количе-
стве молей паров воды, приходящихся на моль сухого газа
(молярное влагосодержание).
В практике чаще пользуются абсолютной влажностью, т. е.
выражают массу паров воды в единице объема газа, приведен-
ной к нормальным условиям (О°C и 0,1 МПа). Абсолютную
влажность W измеряют в г/м3 или кг на 1000 м3.
Относительная влажность — это выраженное в процентах
(или долях единицы) отношение количества водяных паров, со-
держащихся в единице объема газовой смеси, к количеству
водяных паров в том же объеме и при тех же температурах
и давлении при полном насыщении. Полное насыщение оцени-
вается как 100 %.
К факторам, определяющим влагосодержание природных га-
зов относятся давление, температура, состав газа, а также.ко-
личество солей, растворенных в воде, контактирующей с газом.
Влагосодержание природных газов определяют эксперимен-
тально, по аналитическим уравнениям или по номограммам,
составленным по экспериментальным данным или расчетным
путем.
На рис. VIII. 1 приведена одна из таких номограмм, постро-
енная в результате обобщения экспериментальных данных по
ределению влагосодержания газов при широком диапазоне из-
менения давлений и температур равновесного содержания паров
378
воды в кг на 1000 м3 природного газа относительной плотно-
сти 0,6, не содержащего азот и находящегося в контакте с прес-
ной водой. Линия гидратообразования ограничивает область
Рис. V1I1.1. Номограмма равновесного содержания паров воды для газа, на-
ходящегося в контакте с пресной водой.
равновесия паров воды над гидратом. Ниже линии гидратооб-
разования приведены значения влажности для условий метаста-
бильного равновесия паров воды над переохлажденной водой.
Погрешность определений влажности газов с относительной
879
плотностью, близкой к 0,6, по данной номограмме не превы-
шает ±10 %, что допустимо для технологических целей.
По экспериментальным данным по влиянию состава газа на
его влагосодержание видим, что присутствие углекислого газа
к сероводорода в газах увеличивает их влагосодержание. На-
личие азота в газе приводит к уменьшению влагосодержания,
так как этот компонент способствует уменьшению отклонения
газовой смеси от законов идеального газа и менее растворим
в воде.
С увеличением плотности (или молекулярной массы газа)
влагосодержание газа уменьшается. Следует учитывать, что
газы разных составов могут иметь одинаковую плотность. Если
увеличение их плотности происходит за счет роста количества
тяжелых углеводородов, то уменьшение влагосодержания объ-
) ясняется взаимодействием молекул этих углеводородов с моле-
кулами воды, что особенно сказывается при повышенных дав-
лениях.
Наличие в пластовой воде растворенных солей уменьшает
влагосодержание газа, так как при растворении в воде солей
снижается парциальное давление паров воды. При минерали-
зации пластовой воды менее 2,5 % (25 г/л) уменьшение
влагосодержания газа происходит в пределах 5%, что позво-
ляет в практических расчетах не пользоваться поправочными
коэффициентами, так как погрешность находится в пределах
определения влагосодержания по номограмме (см. рис. VIII.I).
§ 2. СОСТАВ И СТРУКТУРА ГИДРАТОВ
Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком дав-
лении и при определенной положительной температуре спосо-
бен образовывать твердые соединения с водой — гидраты.
При разработке большинства газовых и газоконденсатных
месторождений возникает проблема борьбы с образованием
гидратов. Особое значение этот вопрос приобретает при разра-
' ботке месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера.
' Низкие пластовые температуры и суровые климатические усло-
вия этих районов создают благоприятные условия для образо-
вания гидратов не только в скважинах и газопроводах, но и
в пластах, в результате чего образуются газогидратные за-
лежи.
Гидраты природных газов представляют собой неустойчи-
вое физико-химическое соединение воды с углеводородами, ко-
торое с повышением температуры или при понижении давления
разлагается на газ и воду. По внешнему виду — это белая кри-
сталлическая масса, похожая на лед или снег.
Гидраты относятся к веществам, в которых молекулы од-
них компонентов размещены в полостях решетки между узлами
ассоциированных молекул другого компонента. Такие соедине-
380
ния обычно называют твердыми растворами внедрения,
а иногда соединениями включения.
Молекулы гидратообразователей в полостях между узлами
ассоциированных молекул воды гидратной решетки удержива-
ются с помощью Ван-дер-Ваальсовых сил притяжения. Гидраты
образуются в виде двух структур, полости которых заполня-
ются молекулами гидратообразователей частично или пол-
ностью (рис, VIII.2). В I структуре 46 молекул воды образуют
две полости с внутренним диаметром 5,2 • 10~10 м и шесть по-
лостей с внутренним диаметром 5,9-10—10 м; во II структуре
136 молекул воды образуют восемь больших полостей с внут-
Рис. VIII.2. Структура образования гидратов:
а — вида I; б — вида II
ренним диаметром 6,9-10-10 м и шестнадцать малых полостей
с внутренним диаметром 4,8-10~10 м.
При заполнении восьми полостей гидратной решетки состав
гидратов структуры I выражается формулой 8М-46Н2О или
М-5,75Н2О, где М — гидратообразователь. Если заполняются
только большие полости, формула будет иметь вид 6М-46Н2О
или М-7,67 Н2О. При заполнении восьми полостей гидратной ре-
шетки состав гидратов структуры II выражается формулой
8М136Н2О или М17Н2О.
Формулы гидратов компонентов природных газов: СН<Х
Х6Н2О; C2Hfi-8H2O; С3Н8• 17Н2О; i-C4H10• 17Н2О; H2SX
Х6Н2О; N2-6H2O; СО2-6Н2О. Эти формулы гидратов газов
соответствуют идеальным условиям, т. е. таким условиям, при
которых все большие и малые полости гидратной решетки за-
полняются на 100%. На практике встречаются смешанные гид-
раты, состоящие из I и II структур.
Условия образования гидратов
Представление об условиях образования гидратов дает фазо-
вая диаграмма гетерогенного равновесия, построенная для си-
стем М-Н2О (рис. VIII.3). В точке С одновременно сущест-
381
вуют четыре фазы (/, II, III, IV): газообразный гидратообра-
зователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, раствор
воды в гидратообразователе и гидрат. В точке пересечения
кривых 1 и 2, соответствующей инвариантной системе, нельзя
изменить температуру, давление или состав системы без того,
чтобы не исчезла одна из фаз. При всех температурах выше
соответствующего значения в точке С гидрат не может суще-
ствовать, как бы ни было велико давление. Поэтому точка С
рассматривается как критическая точка образования гидратов.
В точке пересечения кривых 2 и 3 (точка В) появляется вторая
инвариантная точка, в которой существуют газообразный гид1
ратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде,
гидрат и лед.
Из этой диаграммы следует, что в системе М-Н2О возмож-
но образование гидратов по следующим процессам:
Мг 4- т (Н2О)Ж Мт (Н2О)ТВ;
МР 4- т (Н2О)ТВ з* Мт (Н2О)ТВ;
Мж 4- т (Н2О)Ж ** Мт (Н2О)ТВ:
Мтв 4- т (Н2О)ТВ ** Mm (Н2О)ТВ.
Здесь Мг, М;к, Мтв — условное обозначение гидратообразо-
вателя соответственно газообразного, жидкого и твердого;
(Н2О) ж, (Н2О)ТВ— молекулы соответственно жидкой и твердой
(лед) воды; т — число молекул воды в составе гидрата.
Если вода переохлажденная, упругость диссоциации гидрата
' меньше, чем при наличии льда. Следовательно, для образова-
। ния гидратов необходимо, чтобы парциальное давление паров.
/ воды над гидратом было выше упругости этих паров в составе
( гидрата. На изменение температуры образования гидратов вли-
яют: состав гидратообразователя, чистота воды, турбулентность,
наличие центров кристаллизации и т. д. Изменение равновес-
ной температуры гидратообразования также зависит и от ско-
рости охлаждения системы гидратообразователь—вода.
На практике условия образования гидратов определяют
с помощью равновесных графиков (рис. VIII.4) или расчетным
путем — по константам равновесия и графоаналитическим мето-
дом по уравнению Баррера—Стюарта.
Из рис. VIII.4 следует, что чем выше плотность газа, тем
больше температура гидратообразования. Однако отметим, что
с увеличением плотности газа не всегда повышается темпера-
тура гидратообразования. Природный газ с небольшой плот-
ностью может образовывать гидраты при более высоких тем-
пературах, чем природный газ с повышенной плотностью. Если
на увеличение плотности природного газа влияют негидрато-
образующие компоненты, то температура его гидратообразо-
вания понижается. Если же влияют различные гидратообразу-
ющие компоненты, то температура гидратообразования будет
выше для того состава газа, в котором преобладают ком-
поненты с большей устойчивостью.
382
Условия образования гидратов природных газов по констан-
там равновесия определяют по формуле: z=y/K, где z, у —
молярная доля компонента соответственно в составе гидрата
и газовой фазы; К— константа равновесия.
Рис. VIII.3. Диаграмма фазового состояния
гидратов различной относительной плотности
Рис. VII1.4. Равновесные кривые образования
гидратов природных газов в зависимости от
температуры и давления
Равновесные параметры гидратообразования по константам
равновесия при данных температуре и давлении рассчитывают
следующим образом. Сначала находят константы для каждого
компонента, а затем молярные доли компонента делят на най-
денную константу его равновесия и полученные значения скла-
383
дывают. Если сумма равна единице, система термодинамически
равновесная, если больше единицы — существуют условия для
образования гидратов, при сумме меньше единицы гидраты не
могут образовываться.
Гидраты индивидуальных и природных
углеводородных газов
Гидрат метана впервые был получен в 1888 г. при максималь-
ной температуре, равной 21,5°C. Катц и другие, изучая равно-
весные параметры (давление и температуру) гидратообразо-
Рис. VI1I.5. Кривые образования гидратов в
составе количества этана.
6 — 1,2
Содержание Этана (в %): /—45,6; 2— 9,6; 3 — 5; 4 — 2,9; 5 — 2,2;
Рис. V11I.6. Кривые образования гидратов в зависимости от изменения в их
составе количества пропана.
Содержание пропана (в %): / — 63; 2 — 29; 3—12; 4 — 5; 5 — 2,6; 5 — 1,0
вания метана при давлении 33,0—76,0 МПа, получили гидраты
метана при температуре 28,8 °C. В одной из работ отмечено, что
температура образования гидратов этого компонента при дав-
лении 390 МПа повышается до 47 °C.
Из кривых образования гидратов смесей СН4 и СгН6 или
СН4 и С3Н8 (рис. VIII.5, VIII.6) следует, что при добавлении
этана (СгНе) и пропана (С3Н8) улучшаются условия образова-
ния гидратов смесей СН4, так как гидраты образуются при бо-
лее низких давлениях и более высоких температурах. Из угле-
водородных газов, кроме СгН6 и С3Н8, повышению темпера-
384
туры образования гидратов этих смесей с СН4 способствует
изобутан, все остальные газы, включая нормальный бутан
(п-С4Н10) и выше, действуют отрицательно. Гидраты СН4 при
О °C устойчивы, если давление равно 2,8 МПа или более. Для
других углеводородов парафинового ряда (С2Н6; СзН8; I-
С4Н|0) это давление составляет соответственно 0,5; 0,1 и
0,1 МПа (рис. VIII.7). Критическая температура образования
гидратов (в °C): для С2Н6 14,5; СзН8 5,5; для 1-С4Ню 1,5.
Рис. VIII.7. Кривые образования гид-
ратов в зависимости от изменения
в их составе индивидуальных угле-
водородов.
/ — метан; 2 — этан; 3— пропан; 4 — изо*
бутан; 5 — ацетилен; tf —этилен; / — ли-
ния образования гидратов; //— кривая
упругости паров
Рис. VIII.8. Зависимость рл от t при различном содержании H2S.
Содержание H2S (в %): / — I; 2 — 2; 3 — 4; 4 — 6; 5—10; 6 — 20; 7 — 40; в — 60;
9—100
Из углеводородов ряда СпН2п гидраты образуют только эти-
лен (С2Н4) и пропилен (СзН6). Критическая температура для
С2Н4 составляет 17°C. Его гидраты при 0°С устойчивы при
давлении 0,5 МПа.
Гидраты природных газов — типичные представители так на-
зываемых смешанных гидратов, в которых гидратообразова-
телями являются не отдельные индивидуальные углеводороды,
а смесь газов. Состав смешанных гидратов и количество ком-
понентов в них изменяются в зависимости от изменения пар-
циального давления и компонентов.
В присутствии сероводорода температура гидратообразова-
ния углеводородных газов значительно повышается. Чем больше
сероводорода в газе, тем выше равновесная температура и ниже
равновесное давление гидратообразования углеводородного
13 Заказ № 317 385-
газа. Например, из рис. VIII.8 видим, что при давлении 5 МПа
для чистого метана температура образования гидратов состав-
ляет 6 °C, а при 2 %-ном содержании H2S она достигает 10 °C.
Влияние СО2 на образование гидратов углеводородных газов
показано на рис. VIII.9.
Природные газы, содержащие азот, имеют более низкую
температуру образования гидратов. Например, в природном
газе с относительной плотностью 0,6 отсутствует азот, гидраты
Рис. VII1.9. Зависимость р& от t при различном содержании СОг
Содержание СО2 (в %): 1 — 12,S; 2 — 28; 3 — 32; 4 — 60; 5 — 100
Рис. VIII.10. Зависимость р от t при образовании гидратов в углеводород-
ных газах.
Зоны: /— газообразный пропан + вода; // —гидрат + газообразный пропан; /// — жид-
кий пропан+вода; IV — гндрат+жидкий пропан
образуются при температуре 10 °C и давлении 3,4 МПа, если же
в газе содержится 18 % азота, равновесное давление гидрато-
образования снижается до 3 МПа.
Для образования гидратов в жидких углеводородах по срав-
нению с газообразными (кривые 1 и 3 на рис. VIII. 10) требу-
ются более высокое давление и более низкие температуры. Кри-
вая 2 характеризует упругость насыщенных паров пропана.
Выше нее пропан находится в жидком, а ниже — в газообраз-
ном состоянии. Например, при температуре 3,8°C для образо-
вания гидрата в газообразном пропане требуется давление
0,46 МПа, в жидком — более 3 МПа.
В отличие от природных газов выделение гидратов в жидких
углеводородных газов сопровождается увеличением давления
системы (в замкнутом объеме). Кроме того, как и в природных
газах, в этом случае выделяется теплота, в результате чего по-
386
вышается температура системы. Поскольку объем остается по-
стоянным, с увеличением температуры в системе растет и дав-
ление.
Разложение гидратов жидких углеводородных газов сопро-
вождается уменьшением объема и, следовательно, понижением
давления. Образование гидратов в жидких углеводородах идет
несравнимо медленнее, чем в газообразных. Чтобы начался этот
процесс, требуется выдержать систему при соответствующих ус-
ловиях в течение некоторого времени в случае равновесия. Од-
нако при отрицательных температурах после появления мелких
кристалликов льда гидраты начинают образовываться значи-
тельно быстрее.
§ 3. ОБРАЗОВАНИЕ ГИДРАТОВ В СКВАЖИНАХ
И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ )
'‘Образование гидратов в скважинах и промысловых газопро-
водах и выбор метода борьбы с ними в значительной степени
зависят от пластовых температур, климатических условий и ре-
жима эксплуатации скважины.
Часто в стволе скважины имеются условия для образования
гидратов, когда температура газа при его движении вверх от
забоя до устья становится ниже температуры гидратообразо-
ваиия. В результате скважина забивается гидратами.
Изменение температуры газа вдоль ствола скважины можно
определить при помощи глубинных термометров или расчетным
путем.
На рис. VIII.11 виден характер изменения температуры по
глубине скважины в процессе разработки одного из месторож-
дений при различных коэффициентах теплопередачи К и сле-
дующих исходных данных: расход Q = 700 тыс. м3/сут; диаметр
D=0,2 м; глубина // = 735 м; температура на забое /3=19°С.
Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по
стволу скважин, показывает, что тепловой их режим в про-
цессе разработки месторождения изменяется, н с уменьшением
дебита для данного примера температура газа по стволу пони- ,
жается (рис. VIII.12). Как видно из рис. VIII.13, путем регу- >
лирования дебита' можно определить условия, исключающие об-
разование гидратов. Изменение давления на устье ру, темпера-
туры газа на устье tv и равновесной температуры образования
гидратов определяют в зависимости от дебита скважины при
следующих исходных данных р3=-11,8 МПа; ^Пл = 32°С; t3 =
=31 °C; /) = 180 мм; р = 0,56; К=22 Вт/м2-К); Г=
0,0277 °С/м.
Для рассматриваемых условий режим безгидратной экс-
плуатации в течение начального периода разработки месторож-
дения обеспечивается при дебитах от 0,75 млн. до 6,5 млн.
м3/сут. Оптимальный дебит, обеспечивающий максимальный
резерв температуры, составляет примерно 3 млн. м3/сут.
13* 387
Температура газа в стволе будет изменяться в зависимости
от дебита скважины и диаметра фонтанных труб. Из рис. VIII.14
видно, что при Q = QonT режим безгидратной эксплуатации
обеспечивается при D^-145—160 мм. С увеличением диаметра
труб QonT сдвигается в сторону больших дебитов (рис. VIII.15).
Рис. VIII.II. Изменение температуры с глубиной скважины при различных
коэффициентах теплопередачи.
Коэффициент теплопередачи (в Вт/(м’-К)/: /—1,2; 2 — 6; 3—12; 4 — 7; 5 — 23; 6 — 29;
7 — геотермический градиент; 8— равновесная температура образования гидратов; а—
е — годы разработки: первый, второй, четвертый, шестой, восьмой, десятый
Таким образом, при соответствующем подборе диаметра фон-
танных труб и дебита газа можно обеспечить безгидратный
режим работы скважин.
Рассмотрим для данного примера изменение проектного без-
гидратного дебита газа в процессе разработки месторожде-
ния (рис. VIII.16). Вправо от точки А и выше кривой 2 гид-
раты не образуются. В первые два года разработки безгидрат-
ный дебит скважин находится в пределах 1—0,7 млн. м3/сут.
В последующие годы принятый по проекту рабочий дебит сква-
жины обеспечивает безгидратный режим скважин.
388
р, мпа
Рис. V11I.12. Изменение температуры по стволу скважины прн К=12
(Вт/м2'К) и различных дебитах Q.
Дебнт (в тыс. м3/сут): /—700; 2 — 500; 3 — 300; 4 — 100; 5 — 10; 6 — геотермический
градиент; 7—12 — равновесные кривые образования гидратов соответственно в первый,
второй, четвертый, шестой, восьмой, десятый годы разработки
Рис. VI 11.13. Изменение давления и температуры газа, равновесной темпера-
туры образования гидратов в зависимости от дебита скважины.
Кривые: 1 — давление .на устье; 2 — температура иа устье; 3 — температура образова-
ния гидратов; 4 — зона безгндратной эксплуатации
7;к
293
Рис. VI11.14. Изменение температуры, давления газа и температуры обра-
зования гидратов в зависимости от диаметра фонтанных труб при Q = Qout.
Кривые: 1 — температура на устье; 2 — давление иа устье 3 — температура образова-
ния гидратов; 4 — зона безгндратной эксплуатации
Рис, VIII.15. Изменение температуры газа и равновесной температуры об-
разования гидратов в зависимости от дебита при различных диаметрах D
фонтанных труб.
Кривые температуры на устье: 1 — 0=220 мм (пятый год разработки): 2 —D = 180 мм
(первый год разработки); 3—0=220 мм (первый год разработки). Кривые темпера-
туры образования гидратов: 4 — 0=220 мм (пятый год разработки); 5 — 0 = 180 мм (пер-
вый год разработки); 5 — 0=220 мм (первый год разработки)
Следует указать, что существует такой дебит, выше и ниже
которого температура газа на устье не повышается, а снижа-
ется (см. кривую 2 на рис. VIII.13). Объясняется это тем, что
при низких дебитах температура газа на устье в основном за-
висит от теплообмена газа со стенками скважины, а при высо-
ких дебитах за счет увеличения их потерь на трение эффект
Джоуля—Томпсона начинает преобладать над эффектом тепло-
обмена.
Образование гидратов в стволе можно предупредить тепло-
изоляцией фонтанных или обсадных колонн, повышением тем-
Рис. VIII. 16. Изменение допустимого дебита скважины, при котором исклю-
чается образование гидратов, в процессе разработки месторождения.
/ — линия допустимых дебнтов; 2 — проектный дебнт; 3 — зона гидратов
Рис. VIII.17. График определения места образования гидратов в скважинах.
Дебнт (в тыс. м3/сут); / — 20, 2—30. Кривые: 3 — геотермического градиента; 4 — рав-
новесной температуры образования гидратов
пературы газа в стволе с помощью нагревателей. Самый рас-
пространенный способ предупреждения образования гидратов —
подача ингибиторов (метанола, гликолей) в поток газа. Иногда
подача ингибитора осуществляется через затрубное простран-
ство. Выбор реагента зависит от многих факторов.
Место начала образования гидратов в скважинах опреде-
ляют по точке пересечения равновесной кривой образования
гидратов с кривой изменения температуры газа по стволу сква-
жин (рис. VIII.17). Практически образование гидратов в стволе
скважины моЗкно заметить по снижению рабочего давления на
устье и уменьшению дебита газа. Если гидраты перекрывают
сечение скважины не полностью, разложения их проще всего
достигнуть с помощью ингибиторов. Значительно труднее бо-
роться с отложениями гидратов, полностью перекрывающих се-
чение фонтанных труб и образовавших сплошную гидратную
пробку. При небольшой длине пробки ликвидацию ее обычно
осуществляют продувкой скважины. При значительной длине
390
выбросу пробки в атмосферу предшествует некоторый период,
в течение которого она частично разлагается в результате сни-
жения давления. Продолжительность периода разложения гид-
ратов зависит от длины пробки, температуры газа и окружаю-
щих горных пород. Твердые частицы (песок, шлам, окалина,
частицы глинистого раствора и т. п.) замедляют разложение
пробки. Для ускорения этого процесса используют ингибиторы.
Следует учитывать также, что при образовании гидратной
пробки в зоне отрицательных температур только при понижении
давления получают эффект. Дело в том, что вода, выделяю-
щаяся при разложении гидратов при низкой концентрации ин-
гибитора, может замерзнуть и вместо гидратной образуется ле-
дяная пробка, ликвидировать которую затруднительно.
Если пробка большой длины образовалась в стволе сква-
жины, ее можно ликвидировать, применяя замкнутую циркуля-
цию ингибитора над пробкой. В результате механические при-
меси размываются, и на поверхности гидратной пробки посто-
янно содержится ингибитор высокой концентрации.
§4. ОБРАЗОВАНИЕ ГИДРАТОВ В ГАЗОПРОВОДАХ
Для борьбы с отложениями гидратов в промысловых и маги-
стральных газопроводах применяют те же способы, что и на
скважинах. Кроме того, предупредить образование гидратов
можно путем ввода ингибиторов и теплоизоляцией шлейфов.
По расчетам данным теплоизоляции шлейфа пенополиури-
таном толщиной 0,5 см при среднем дебите скважин 3 млн.
м3/сут обеспечивается безгидратный режим его работы при
длине до 3 км, а при дебите 1 млн. м3/сут — до 2 км. Практи-
чески толщину теплоизоляции шлейфа с учетом запаса можно
принять равной в пределах 1 —1,5 см.
Для борьбы с образованием гидратов при исследовании
скважин применяют способ, предотвращающий их прилипание
к стенкам труб. С этой целью в поток газа вводят поверхност-
но-активные вещества (ПАВ), конденсат или нефтепродукты.
При этом на стенках труб образуется гидрофобная пленка, и
рыхлые гидраты легко транспортируются потоком газа. ПАВ,
покрывая поверхность жидкостей и твердых веществ тончай-
шими слоями, способствует резкому изменению условий взаимо-
действия гидратов со стенкой трубы.
Гидраты водных растворов ПАВ не прилипают к стейкам,
лучшие из водорастворимых ПАВ — ОП-7, ОП-Ю, ОП-20 и
ИНХП-9—можно использовать только в области положитель-
ных температур. Из нефтерастворимых ПАВ лучшим является
ОП-4 — хороший эмульгатор.
Добавление к 1 л нефтепродуктов (лигроину, керосину, ди-
зельному топливу, стабильному конденсату) соответственно 10;
12,7 и 6 г ОП-4 предотвращают прилипание гидратов к стен-
кам труб. Смесь, состоящая из 15—20 % (по объему) соляро-
391
вого масла и 80—85 % стабильного конденсата, предотвращает
отложения гидратов на поверхности труб. Расход такой смеси
составляет 5—6 л на 1000 м3 газа.
Температурный режим газопроводов
После расчета температуры и давления по длине газопровода
и зная равновесные их значения, можно определить условия
образования гидратов. Температура газа рассчитывается по
формуле Шухова, которая учитывает теплообмен газа с грун-
том. Более общая формула, учитывающая теплообмен с окру-
Рис. VIII. 18. Изменение температуры газа вдоль подземного газопровода.
/ — измеренная температура; 2 — изменение температуры по формуле (VIII.2); 3 —
температура грунта
жающей средой, эффект Джоуля—Томсона, а также влияние
рельефа трассы, имеет вид
(VIII.1)
m KnD
ф = --------.
PQCP
где t, to — температура соответственно газа в газопроводе и
окружающей среды; — начальная температура газа; х — рас-
стояние от начала газопровода до рассматриваемой точки;
Di — коэффициент Джоуля—Томсона; pi, рг — давление соот-
ветственно в начале и конце газопровода; I — длина газопро-
вода; g — ускорение свободного падения; Az— разность отме-
ток по высоте конечной и начальной точек газопровода; СР—
теплоемкость газа при постоянном давлении; К— коэффициент
теплопередачи в окружающую среду; D — диаметр газопровода;
р — плотность газа; Q — объемный расход газа.
Для горизонтальных газопроводов формула (VIII.1) упро-
щается и имеет вид
/ ч Pi — Ро 1 —е хр
‘ = 'о + e’XP-i)i-LT -----------------’ (VII!.2)
I (р
392
Расчеты и наблюдения показывают, что температура газа
по длине газопровода плавно приближается к температуре
грунта (рис. VIII.18).
Выравнивание температур газопровода и грунта зависит от
многих факторов. Расстояние, где разница температур газа
в трубопроводе и грунте становится не ощутимой, можно оп-
ределить, если в уравнении (VIII.2) принять t = t0 и х=х0.
Тогда
= _Lln +11. (VIII.3)
<Р L Di (Pt — p2) J
Можно считать, что на этом же расстоянии от начала газопро-
вода прекращается выпадение влаги из газа (если оно проис-
ходило), так как температура газа не изменяется, а давление
снижается.
Например, по расчетным данным на подводном газопро-
воде диаметром 200 мм пропускной способностью 800 тыс.
м3/сут температура газа выравнивается с температурой воды
на расстоянии 0,5 км, а на подземном газопроводе при тех
же параметрах — на расстоянии 17 км.
Определение зоны конденсации паров воды
в магистральных газопроводах
Начало конденсации паров воды из газа зависит от того, с ка-
ким значением точки росы газ поступит в газопровод. Если она
будет выше начальной температуры газа, то влага станет вы-
деляться в самом начале газопровода, если ниже, то в том ме-
сте, где температура газа равна точке росы.
Для определения точки начала конденсации паров воды из
газа необходимо решить уравнение (VIII.4) при t — trP'
хтр = — In Г WPi-P*')+ У1 1, (VIII.4)
Ф L Di (pi — Рг) + (<тр — to) J
где (тр — точка росы газа, °C; хтр — расстояние, на котором
t = tfP.
Для определения конечной зоны выделения влаги необхо-
димо определить точку, где температура газа равна темпера-
туре окружающей среды. Эту точку определяют по формуле
(VIII.2).
§ 5 ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ
ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
И БОРЬБА С НИМИ
Эффективным и надежным методом предупреждения образова-
ния гидратов является осушка газа перед поступлением его
в трубопровод. Необходимо, чтобы осушка проводилась до той
точки росы, которая обеспечивала бы нормальный режим тран-
393
спортирования газа. Как правило, осушку осуществляют до
точки росы на 5—6°C ниже минимально возможной темпера-
туры газа в газопроводе. Выбирать точку росы следует с уче-
том условий обеспечения надежного газоснабжения на всем
пути движения газа от месторождения до потребителя.
Ввод ингибиторов, используемых при ликвидации
гидратных пробок
Место образования гидратной пробки обычно удается опреде-
лить по росту перепада давления на данном участке газопро-
вода. Если пробка не сплошная, то в трубопровод через спе-
циальные патрубки, штуцера для манометров или через про-
чие. VIII.19. Зависимость температуры замерзания воды от концентрации рас-
твора.
Ингибиторы: / — глицерин; 2 —ТЭГ; 3 — ДЭГ; 4 — ЭГ; 5 — С2Н5ОН; 7—NaCl; fl —
СаС12; —MgCI3
дувочную свечу вводят ингибитор. Если в трубопроводе образо-
вались сплошные гидратные пробки небольшой длины, их
иногда удается ликвидировать таким же путем. При длине
пробки, исчисляемой сотнями метров, над гидратной пробкой
вырезают в трубе несколько окон и через них заливают мета-
нол. Затем трубу заваривают вновь.
Для быстрого разложения гидратной пробки применяют
комбинированный способ; одновременно с вводом ингибитора
в зоне образования гидратов снижают давление.
Ликвидация гидратных пробок методом сни-
жения давления. Сущность этого метода заключается в на-
рушении равновесного состояния гидратов, в результате чего
происходит их разложение. Давление снижают тремя спосо-
бами:
отключают участок газопровода, где образовалась пробка,
и с двух сторон через свечи пропускают газ;
перекрывают линейный кран с одной стороны и выпускают
394
в атмосферу газ, заключенный между пробкой и одним нз пе-
рекрытых кранов;
отключают участок газопровода с обеих сторон пробки и
выпускают в атмосферу газ, заключенный между пробкой и
одним из перекрытых кранов.
После разложения гидратов учитывают следующее: воз-
можность накопления жидких углеводородов на продуваемом
участке и образование повторных гидратоледяных пробок за
счет резкого снижения температуры.
При отрицательных температурах по методу снижения дав-
ления в некоторых случаях не получают должного эффекта,
так как вода, образовавшаяся в результате разложения гид-
ратов, переходит в лед и образует ледяную пробку. В этом
случае метод снижения давления используют в комбинации
выводом в трубопровод ингибиторов. Количество ингибитора
должно быть таким, чтобы при данной температуре раствор из
введенного ингибитора и воды, получившийся при разложении
гидратов, не замерзал (рис. VIII.19).
Разложение гидратов снижением давления в комбинации
с вводом ингибиторов происходит гораздо быстрее, чем при
использовании каждого метода в отдельности.
Ликвидация гидратных пробок в трубопрово-
дах природных и сжиженных газов методом по-
догрева. При этом способе повышение температуры выше
равновесной температуры образования гидратов приводит к их
разложению. На практике трубопровод подогревают горячей
водой или паром. Исследования показали, что повышение тем-
пературы в точке контакта гидрата и металла до 30—40 °C до-
статочно для быстрого разложения гидратов.
Ингибиторы для борьбы с образованием гидратов
На практике для борьбы с образованием гидратов широко
применяют метанол и гликоли. Иногда используют жидкие уг-
леводороды, ПАВ, пластовую воду, смесь различных ингиби-
торов, например метанола с растворами хлористого кальция
и т. д.
Метанол обладает высокой степенью понижения темпера-
туры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже
образовавшиеся гидратные пробки и смешиваться с водой
в любых соотношениях, малой вязкостью и низкой температу-
рой замерзания. Упругость паров чистого метанола и его вод-
ных растворов определяют по графику, приведенному на рис.
VIII.20.
Метанол — сильный яд, попадание в организм даже неболь-
шой дозы его может привести к смертельному исходу, поэтому
при работе с ним требуется особая осторожность.
Гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгли-
коль) часто используют для осушки газа и в качестве инги-
395
битора для борьбы с отложениями гидратов. Наиболее распро-
странен как ингибитор диэтиленгликоль, хотя применение эти-
ленгликоля более эффективно: его водные растворы имеют бо-
лее низкую температуру замерзания, меньшую вязкость (рис.
VIII.21), а также малую растворимость в углеводородных га-
зах, что значительно снижает его потери.
Рис. VIII.20. Упругость паров мета-
нола и воды над их растворами раз-
личной концентрации
Рис. VIII.21. Зависимость вязкости
водных растворов гликолей от тем-
пературы.
а — ЭГ: б — ДЭГ; в —ТЭГ; содержание
гликоля (в %): 1 —10; 2 — 25; 3 — 50;
4 — кривая замерзания
Гликоли с водой также смешиваются в любых соотноше-
ниях. Плотность водных растворов гликолей и температуру их
замерзания можно определить по графикам (рис. VIII.22 и
VIII.23). Наиболее низкие температуры замерзания этих рас-
творов находятся в пределах концентрации 60—70 %, которые
являются оптимальными при использовании гликолей в каче-
стве ингибиторов гидратов. Так как упругость паров гли-
колей при температуре образования гидратов небольшая (рис.
VIII.24), то они при вводе в трубопровод практически пол-
ностью остаются в жидкой фазе, что упрощает их улавлива-
ние для повторного использования.
396
Регенерация гликолей проводится до получения свежего
раствора. Потери гликолей при использовании их в качестве
ингибиторов гидратов складываются из потерь при регенерации
Рис. V1II.22. Зависимость плотности водных растворов гликолей от темпе-
ратуры.
а —ЭГ. Температура (в °C): / — 44; 2—156; 3 — 267; 4 — 378; б — ДЭГ; в —ТЭГ. Мас-
совая доля в %: 7 — 100; 2 — 90; 3-80- 4 — 70; 5 — 60; 6 — 50; 7 — 40; 8 — 30; 9 —
20; /0 — 10
(термическое разложение и унос), потерь в результате непол-
ного отделения от газа в сепараторах, растворения гликолей
в конденсате и газе, всевозможных утечек и др.
Рис. VIII.23. Зависимость температуры
лей от концентрации.
7-ДЭГ; 2 — ЭГ
Рис, VIII.24. Зависимость упругости паров гликолей от температуры.
1 — ЭГ; 2 —ДЭГ; 3- ТЭГ
Потери вследствие растворимости гликолей в углеводородах
невелики, однако они увеличиваются при наличии в конденсате
ароматических углеводоров (рис. VIII.25, 26, 27). При нали-
чии в конденсате ароматических углеводородов гликоли обра-
397
зуют пену и эмульсии, что отрицательно влияет на работу ус-
тановки и увеличивает потери.
Во время испытаний разведочных скважин наряду с мета-
нолом и гликолями в качестве ингибиторов гидратов приме-
Рис. VIII.25. Зависимость температуры регенерации гликолей от концентра-
ции.
а —эг. б-дэг
Рис. VIII.26. Зависимость растворимости ДЭГ в природном газе от давле-
ния..
Рис. VIII.27. Зависимость растворимости гликолей в парафиновых углеводо-
родах от температуры.
/ — ТЭГ; 2-ДЭГ
Рис. VI 11.28. График потерь гликоля от испарения
няют водные растворы солей СаС12. Однако при длительном
использовании в скважинах таких растворов могут возникнуть
осложнения, связанные с коррозией и с образованием криогид-
ратов (лед + СаС12-6Н2О + водный раствор СаС12). Последние
398
являются твердыми веществами, которые образуются при оп-
ределенной концентрации раствора и соответствующей темпе-
ратуре.
Растворы солей, кристаллизующиеся в виде криогидратов,
способны захватывать различное число молекул воды на одну
молекулу соли. Чем выше температура, тем меньше воды свя-
зывает выделяющаяся соль. При кристаллизации СаС12 из на-
Рис. VIII.29. Номограмма для определения понижения температуры образо-
вания гидратов природных газов и расхода ингибиторов.
/-1ЛС1; 2 — MgCls; 3 — NaCl- 4 - NH.OH; 5 — СаС12; 6 — СН3ОН; 7 - ЭГ; 8 - ДЭГ;
9 ~ ТЭГ
Рис. VIII.30. Номограмма для определения нормы расхода метанола, необхо-
димого для предупреждения образования гидратов сжиженных углеводород-
ных газов
сыщенных водных растворов при температуре ниже 29,8°C вы-
деляется СаС12-6Н2О, выше — СаС12-Н2О. Образование СаС12Х
Х2Н2О и СаС12>Н2О происходит соответственно при темпера-
турах выше 45 и 175°C (рис. VIII.28). Криогидраты ликвиди-
ровать труднее, чем гидраты. Процесс образования гидратов
прекращается при концентрациях СаС12, MgCl2, Са(ЬЮз),
LiCI, NaCl, соответственно равных (в %): 26, 23, 34, 17 и 22.
Выпадение твердых фаз рассолов наблюдалось при исполь-
зовании для предупреждения образования гидратов углеводо-
родных газов растворов СаС12. Безводный СаС12 представляет
собой сильно гигроскопичные белые кристаллы кубической
формы. Плотность его 2,15 г/см3, температура плавления
772 °C.
Хлористый кальций обычно поступает в виде 30%-ного рас-
твора и порошка. В емкость при приготовлении растворов СаС12
предварительно заливают стабильную нефть или солярово-ма-
зутную фракцию в количестве, обеспечивающем изоляцию рас-
399
твора СаС12 от кислорода воздуха, для предотвращения корро-
зии оборудования. Затем добавляют требуемый объем воды и
засыпают твердый хлористый кальций. В качестве воды реко-
мендуется использовать паровой конденсат.
Для растворения твердого хлористого кальция применяют
интенсивное барботирование воды горячим паром. Для луч-
шего перемешивания его вводят пар через специальную на-
садку.
Концентрацию растворов хлористого кальция проверяют
ареометром. Добавление твердого хлористого кальция прекра-
)
Рис. VIII.31. Зависимость отношения
содержания метанола в газе к про-
центному содержанию его Q в воде
от давления и температуры, необхо-
димое для предотвращения образо-
вания гидратов
щают, когда плотность рас-
р,Ю5Па твора достигает 1,27—1,3 г/см3
при 20°С.
В некоторых случаях при
эксплуатации скважин темпе-
ратура образования гидратов
значительно снижается, на-
пример при обводнении
скважин. Чем выше минера-
лизация воды, поступающей
из скважины вместе с газом,
тем ниже температура обра-
зования гидратов.
Присутствие нефти и ди-
зельного топлива препятст-
вует прилипанию образовав-
шихся гидратов к поверхно-
сти труб.
Понижение температуры
образования гидратов, а так-
же расход того или иного ин-
гибитора (из расчета на 1 кг
выделившейся из газа влаги) можно определить по графику
(рис. VIII.29).
Например, если при использовании этиленгликоля требу-
ется понизить температуру на 30°C, то на каждый килограмм
воды, выделившейся из газа, необходимо 1,2 кг гликоля. Зная
количество влаги, выделяющейся в течение суток, можно опре-
делить расход ингибитора.
Количество метанола, требуемого для предупреждения об-
разования гидратов в сжиженных газах, можно определить по
графику, приведенному на рис. VIII.30. Для определения рас-
хода метанола, необходимого для предупреждения гидратооб-
разования в природных и сжиженных газах, поступают следу-
ющим образом. К расходу его, найденному по рис. VIII.29 и
VI1I.30, следует приплюсовать количество метанола, переходя-
щего в газовую фазу (рис. VIII.31). Количество метанола в га-
зовой фазе значительно превышает содержание его в жидкой
фазе.
Глава IX
МАГИСТРАЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ ГАЗА
Увеличение потребления топлива и повышение дальности его
транспорта связано со значительным ростом объема строитель-
ства объектов нефтяной и газовой промышленности в связи
с удалением месторождений от потребителей. При анализе ди-
намики развития газоснабжающей системы отчетливо просле-
живается закономерность увеличения диаметров газопроводов,
а в последние годы — также и увеличение рабочего давления.
В результате централизации, произошедшей в 1960—1980 г.,
сложилась единая газоснабжающая система страны (ЕГС).
Менее чем за 30 лет диаметр сооружаемых газопроводов воз-
рос в 5 раз, мощность газоперекачивающих агрегатов более
чем в 20 раз, пропускная способность газопроводов в 30 раз.
Газопроводы сооружают в основном из труб диаметром 1420 и
1220 мм, рассчитанных на давление до 7,5 МПа. Высокая тех-
нико-экономическая значимость газопроводного транспорта
в развитии народного хозяйства, масштабы развития газовой
промышленности выдвигают объективную необходимость по-
вышения эффективности газоснабжающей системы страны. Эту
комплексную народно-хозяйственную задачу решают на основе
данных исследования большого числа вопросов, среди которых
в первую очередь следует назвать:
определение концепции развития Единой газоснабжающей
системы страны иа перспективу (на 20—50 лет);
определение оптимальной структуры и динамики развития
ЕГС с учетом обеспечения требуемой надежности газоснабже-
ния, уровня маневренности и адаптации к внешним возмуще-
ниям в области сырьевой базы, обеспечения материальными
ресурсами и т. д.;
выявление и оценка направлений научно-технического про-
гресса в магистральном транспорте газа, переход к сооруже-
нию газопроводов нового класса — на рабочее давление 10—
12 МПа с охлаждением газа;
создание автоматизированных систем управления ЕГС;
совершенствование проектирования объектов магистраль-
ного транспорта в направлении более полного учета взаимо-
действия трубопроводов с окружающей природной средой,
включая экологические аспекты, автоматизации проектирова-
ния и на этой основе увеличение числа рассматриваемых ва-
риантов для выбора оптимального.
401
§ 1. КЛАССИФИКАЦИЯ И НАЗНАЧЕНИЕ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ
Распределение газа между коммунально-бытовыми, промыш-
ленными и энергетическими потребителями происходит по раз-
ветвленным, многокольцевым городским и промышленным си-
стемам газоснабжения, включающим газораспределительные
газопроводы, газораспределительные станции (ГРС) и газоре-
гуляторные пункты (ГРП).
Из магистральных газопроводов газ поступает на газорас-
пределительные станции (ГРС), а из них в городские газовые
сети. Газопроводы распределительных систем классифицируют
по назначению на:
распределительные — для транспортирования газа
по снабжаемой территории и подачи его промышленным пред-
приятиям, коммунальным предприятиям и в жилые дома;
абонентские — для подачи газа от распределительных
сетей к отдельным потребителям;
внутридомовые — для транспортирования газа внутри
зданий.
В зависимости от рабочего давления газопроводы таких
систем могут быть н из к о го да в л е н и я: при непосредствен-
ном присоединении потребителей к газовым сетям давление
в них не должно превышать 2 кПа при подаче искусственного
газа; 3 кПа при подаче природного газа; 4 кПа при подаче
сжиженного газа (если бытовые или коммунальные потреби-
тели присоединены через регуляторы давления, то давление
в таких газопроводах может быть повышено до 5 кПа);
среднего давления — от 5 кПа до 0,3 МПа;
высокого давления — от 0,3 до 1,2 МПа.
Газопроводы высокого и среднего давления (до 0,6 МПа)
служат для питания распределительных сетей низкого и сред-
него давления. Городские газопроводы высокого давления (от
0,6 до 1,2 МПа) являются основными линиями, питающими
крупные города и могут быть кольцевыми или лучевыми. Газ
по ним подается в газопроводы среднего и высокого (до
0,6 МПа) давления, а также крупным промышленным пред-
приятиям с давлением газа свыше 0,6 МПа.
По числу ступеней давления газовые сети, являющиеся ос-
новным элементом городских систем газоснабжения, могут
быть:
двухступенчатые: из сетей низкого и среднего давле-
ния или низкого и высокого давления (до 0,6 МПа);
трехступенчатые: из сетей низкого, среднего и высо-
кого (до 0,6 МПа) давления;
Многоступенчатые: из сетей и газопроводов низкого,
среднего, высокого (до 0,6 МПа) и высокого (до 1,2 МПа)
давления.
Для крупных и средних городов все сети проектируют коль-
402
цевыми, а для мелких городов сети могут быть лучевыми. Диа-
метры распределительных газопроводов обычно находятся
в пределах 50—400 мм. Газорегуляторные пункты и газорас-
пределительные станции располагают в отдельно стоящих зда-
ниях с отоплением и вентиляцией, ГРП — в центре питаемой
ими зоны. Пропускная способность ГРП составляет 100—
3000 м3/ч, а оптимальный радиус действия 400—800 м.
Оборудование и схемы газорегуляторных пунктов
и газораспределительных станций
Регулятор типа РДУК непрямого действия, максимальное дав-
ление газа на входе составляет 1,2 МПа, а на выходе от 0,0005
до 0,6 МПа, пропускная способность от 1000 до 12 000 м3/ч.
Рис. IX.1. Принципиальная схема
регулятора типа РДУК-
1 — линия подачи газа к регулятору;
2 — регулятор-задатник; 3 — пружина;
4 — клапан; 5 — регулировочная пру-
жина; 6 и 7 —мембраны; в —линия
задания; 9 — демпферное дроссельное
устройство; Ю — линия сброса газа;
II — линия регулируемого давления
Применяют следующие типоразмеры таких регуляторов:
РДУК 2-50, РДУК 2-100, РДУК 2-200.
На ГРП и ГРС систем газоснабжения используют также
регуляторы давления типа РД с усиленным элементом «сопло-
заслонка», двухимпульсный регулятор РДД, изодромные и
двухимпульсные регуляторы давления со свойствами изодром-
ного типа РДДИ. Технологическая схема ГРП, оборудованная
регулятором типа РДУК. показана на рис. IX. 1.
В схеме предусмотрены: обводная (байпасная) линия на
случай аварии, предохранительный сбросной клапан, контроль-
но-измерительные приборы. Узел регулирования состоит из от-
ключающего устройства, фильтра, предохранительного запор-
ного клапана, регулятора «после себя», отключающего уст-
ройства.
Газораспределительные станции (ГРС) уста-
навливают в конце магистральных газопроводов и на отводах
от них к крупным центрам потребления.
Газ, поступающий на ГРС из магистрального газопровода,
проходит через входной кран узла отключения, поступает на
403
блок очистки и затем направляется по двум или трем парал-
лельным линиям редуцирования, оборудованным регулирую-
щими клапанами. После регуляторов давления газ проходит
через расходомерное устройство, в него добавляют одорант,
Рис. 1Х.2. Типовая схема ГРС с регуляторами давления прямого действия
типа РД.
/ —одоризациоиная установка; 2— входной пневматический кран; 3 — узел очистки;
4— узел подогрева газа; 5 — блок автоматического управления краном; 6 — редуктор-
задатчик; 7 —регулятор прямого действия; 5 — узел замера количества газа; 9 — трех-
ходовой кран; 10 — предохранительный клапан; 11 — изолирующие фланцы
после чего он поступает в распределительную сеть. Одна из
типовых схем ГРС с регулятором прямого действия типа РД
показана на рис. IX.2.
Рис. IX.3. Схема АГРС.
/— подогреватель газа; 2 — пневматический узел управления (импульсный механизм);
3 — пневматический кран; 4 —• висциновый фильтр (малогабаритный); 5 — регулятор
давления прямого действия; 6 — регулятор низкого давления; 7 — сбросный клапан; 8 —
предохранительный клапан; 9 — одоризатор; 10 — счетчнк
При пропускной способности в пределах 10—150 тыс. м3/ч
широко применяют типовую ГРС в блочно-комплектном испол-
нении, состоящую из пяти блоков заводского изготовления
(блоков отключающих, устройств очистки, редуцирования, одо-
ризационной установки). Для небольших потребителей (кол-
404
хоз, совхоз, небольшой завод и т. п.) применяют автоматизи-
рованные ГРС типа АГРС с пропускной способностью от 1200
до 10000 м3/ч, схема которой показана на рис. IX.3.
Очистку газа на ГРС от механических примесей производят
в масляных или циклонных пылеуловителях и в висциновых
фильтрах. Для предотвращения образования гидратов при ре-
дуцировании на ГРС влажного газа он подогревается в тепло-
обменниках. Иногда применяют регуляторы давления с обо-
греваемым корпусом. Для одоризации природного газа (т. е.
придания ему специфического запаха) используют этилмеркап-
тан (C2H5SH), добавляемый в газ в количестве 16 г на 1000 м3
(при 0 °C и 0,1 МПа). Одоризация производится при помощи
капельных автоматических устройств или барботажных одори-
заторов. Для снижения уровня шума и уменьшения вибрации
линии редуцирования покрывают вибропоглощающим покры-
тием.
Гидравлический расчет распределительных сетей
Расчет распределительных газопроводов проводят для стацио-
нарного режима, в этом случае основная система уравнений
имеет вид
др _ Хр<оа
~ dx ~ 2D
р<о = const, (IX. 1)
-Д- = zRT,
Р
где X — коэффициент гидравлического сопротивления; <о — ско-
рость газа; D — внутренний диаметр трубы. После интегриро-
вания системы (IX.1) и приведения расхода газа к нормаль-
ным условиям, получаем основное уравнение для расчета рас-
пределительных сетей при изотермическом режиме
Q2 т
р2_р2 = 1,62Х-Д-Р()р0-----г-1. (IX. 2)
1 о г0
где Ро, Ро, То, Zo — плотность, давление, температура и коэффи-
циент сверхсжимаемости газа при нормальных условиях. Для
распределительных газопроводов, в которых давление не пре-
вышает 1,2 МПа, а температура газа близка к 0 °C (273 К),
можно принять z=z0=l, Т=Т0. Поэтому для распределитель-
ных газопроводов высокого и среднего давления уравнение
(IX.2) примет вид
Q2
P2H-p2 = 1.62Х—2-рор/. (IX. 3)
405
Для расчета газопроводов низкого давления применяют фор-
мулу
Q2
Ра — Ра = 0,81 Л. —p0Z
О5
(IX.4)
которую получают из (IX.3) путем разложения квадрата раз-
ности давления и полагая рСр=Ро-
Расчетный расход газа в распределительном газопроводе
с отбором газа
QpacM — Qt 4* 0,55(?пут> (IX.5)
где QT — транзитный расход газа; QnyT — отбор по пути.
Рис. 1Х.4. Схемы разветвленных (а, б) и кольцевых (а', б') сетей
Распределительные газовые сети могут по конфигурации
быть тупиковыми (с односторонним входом газа в любой уча-
сток) и кольцевыми — с наличием замкнутых контуров
(рис. IX.4).
При кольцевании распределительных газопроводов повыша-
ется надежность газоснабжения.
Разветвленная газовая тупиковая сеть при т неизвестных
диаметрах участков и потерей давления на этих участках рас-
считывается по следующей системе уравнений:
Qf
7" h’ (IX.6)
k
&Pl = Ьрт,
1=1
где Ар;— потеря давления на i-м участке; а — коэффициент;
D,-, /;— соответственно диаметр и длина i-ro участка; а, Р—
показатели, зависящие от режима течения газа (для квадра-
тичной зоны а=2; р = 5,25; для зоны Блазиуса а=1,75; р =
406
= 4,75); k — число разветвлений, отходящих от точки питания;
Др,н— расчетный перепад давлений на каждом ответвлении.
В системе (IX.6) число лишних неизвестных равно числу
узлов с незаданным давлением. Для замыкания этой системы
уравнений используют дополнительное условие минимизации
капитальных затрат на сооружение сети
m
Ф = min С У, Dili.
<=1
Кольцевые газовые сети рассчитывают по уравнениям типа
уравнений Кирхгофа для электрических цепей:
Е <?г=0,
узла
(IX.7) )
Е Др< = о,
конца
т. е. алгебраическая сумма всех потоков газа, сходящихся
в узле, и алгебраическая сумма перепадов давлений в замкну-
том контуре (кольце) должны быть равны нулю. Поскольку
газовые сети в городах рассчитывают на заданный перепад
давлений, то к (IX.7) надо добавить уравнения, аналогичные
второму уравнению в (IX.6), где k — число разветвленных по-
токов. При расчете кольцевых сетей высокого и среднего дав-
ления для обеспечения большей надежности газоснабжения,
после определения их диаметров проверяют на пропуск необ-
ходимых количеств газа при наиболее напряженных режимах
работы.
§2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ
Основные уравнения
Гидравлический расчет газопроводов основывается на следую-
щей системе квазиодномерных уравнений, полученных для
средних по сечению давления и скорости на основе теоремы
о количестве движения и баланса массы для элементарного
участка газопровода при турбулентном режиме течения газа.
Уравнение движения:
_ ^..J^ + pg-gL-L.^2) , (IX.8)
дх dt ~ 2D дх т дх
Уравнение неразрывности:
—L_gp_==_^L> (1Х,9)
с2 dt дх
Уравнение состояния:
р^ргЯ Т. (IX. 10)
407
Здесь р(х, t) —давление; со(х, /) —скорость течения газа; z —
превышение над горизонталью наклонного газопровода; с —
скорость звука в газе; X — коэффициент гидравлического со-
противления; D — внутренний диаметр газопровода; p(x, t) —
плотность газа; z—коэффициент сверхсжимаемости газа; R—
газовая постоянная; Т — температура.
Ниже дано решение системы уравнений (IX.8) — (IX.10) для
некоторых типичных случаев течения газа в газопроводах раз-
личного назначения.
Установившийся режим течения в газопроводе
высокого давления
В этом случае система (IX.8) — (IX.10) упрощается
dp = х рсо2 dz d (рсо2)
dx 2D dx dx
d(P<o) = 0>
dx
p = pzRT.
(IX.11)
Эту систему можно свести к двум уравнениям, так как массо-
вая скорость рсо = idem.
— dp = X
рсо2 , , - , , / со2 \
-----dx + pgdz + pd I-----),
2D \ 2 /
(IX. 12)
p = pzRT.
Первое уравнение системы (IX. 12) означает, что падение дав-
ления в газопроводе складывается из падения давления на
преодоление гидравлического сопротивления, подъем газа
в вертикальном направлении и изменение скорости газа по
длине газопровода.
Для газопровода, проложенного по равнин-
ной местности, можно пренебречь в (IX.12) слагаемым
pgdz и заменяя р на p/zRT и со на MzRT/Fp, где M = Fpco —
массовый расход газа, получим
-pdp= M4RT (к —-2(IX. 13)
2F2 \ D р /
После интегрирования (IX. 13) получим формулу для массового
расхода
(Р2н-Рк)р4
zRT (к — + 2 In
\ D рК /
(IX. 14)
Слагаемое 21п(рн/Рк) в (IX.14) отражает возрастание кинети-
ческой энергии по длине газопровода и его следует учитывать
408
лишь для газопроводов небольшой протяженности со значи-
тельной разностью рн — Рк (например, для отводов небольшой
длины от магистрального газопровода). Для газопроводов зна-
чительной протяженности при XL/D^>2 1п(рн/Рк) из (IX.14) сле-
дует основная расчетная формула объемного расхода, приве-
денного к стандартным условиям (Т=293 К, р = 0,1 МПа).
(IX. 15)
гТЩ>
где р — относительная плотность газа по воздуху; рн, рк —
начальное и конечное давления на участке газопровода длиной
L (без промежуточных компрессорных станций); К — коэффи-
циент, учитывающий размерность единиц.
По уравнению (IX.15) можно определить геометрические
параметры рассчитываемого участка газопровода, подставляя
в него предварительно вычисленный расчетный расход по фор-
муле
q __ Огод
365 Ки
где Кв — среднегодовой коэффициент неравномерности газопо-
требления; 365 — число календарных дней в году; Qron — годо-
вой объем перекачки газа.
Коэффициент неравномерности газопотребления для одно-
ниточных газопроводов при неизменном характере газопотреб-
ления принимают равным 0,85. Для отводов протяженностью
более 50 км этот коэффициент может быть принят равным 0,7.
При наличии на газопроводе подземных газохранилищ или бу-
ферных потребителей принимают коэффициент неравномерно-
сти равным 0,9 или 0,95.
При разности геодезических отметок профиля трассы газо-
провода Az>200 м гидравлический расчет следует проводить
с учетом профиля трассы. Трасса такого газопровода разбива-
ется на несколько прямолинейных наклонных участков. Для
каждого участка выписывается система уравнений (без учета
изменения скоростного напора)
Хр<о2 -
dp = —77— dx + pgdz,
2D
(IX. 16)
Р = pzRT.
Положив
вода длиной
для прямолинейного наклонного участка газопро-
I с разностью геодезических отметок Ди
, dz , Аг ,
dz =------dx —-------dx,
dx I
409
получим после упрощений вместо (IX.16) для участка длиной /
— dp2 = (w2Z> + a-y-p^dx, (IX. 17)
где
b= ^RT X; а=^-.
n2D* zRT
После интегрирования (IX.17) получим
р2_р2еаДг= М26/(IX. 18)
где индексом «н» и «1» означают начало газопровода и конец
первого участка. Составляя уравнения типа (IX.18) для всех
последующих выделенных прямолинейных наклонных участков
и суммируя, получим после упрощений, разложения ехр(аАг)
в ряд и удерживания первых двух членов формулу для массо-
вого расхода
(IX. 19)
где k — число участков разбиения трассы; zK — отметка конеч-
ной точки трассы; рк— давление в конце газопровода.
Изменение давления по длине газопровода происходит по
параболе
где
С 1 гГХА
№ о*
Среднее давление в газопроводе
L
Р« + Рк
Среднее давление устанавливается в газопроводе после оста-
новки перекачки. По среднему давлению определяют коэффи-
циент сверхсжимаемости z. Расстояние от начала газопровода,
на котором давление равно среднему, составляет
2 2
Ри - Рср
.
410
Гидравлическое сопротивление газопроводов
Режим течения газа в газопроводах, как правило, турбулент-
ный по квадратичному или смешанному законам сопротивле-
ния трению.
Коэффициент гидравлического сопротивления для переход-
ной зоны смешанного закона сопротивления трению рассчиты-
вают по формуле
где Re = —число Рейнольдса; v, т]— коэффициенты
v р
кинематической и динамической вязкости газа; К—абсолют-
ная шероховатость труб.
При режиме течения по квадратичному закону, когда
158/Re<( 2/(//), формула (IX.20) имеет вид
А = 0,067 (2K/D)0,2.
В частном случае, если принять /(=0,03 мм (для новых газо-
проводов) ,
А = 0,03817/D0,2.
В газораспределительных сетях низкого давления может на-
блюдаться турбулентный режим течения в зоне гидравлически
гладких труб, когда 158/Re^> 2 KID, тогда
А = 0,1844/Re0,2.
Переход от зоны смешанного сопротивления трению к зоне
квадратичного сопротивления трению происходит при числе
Рейнольдса
Приняв Q в млн. м3/сут, D в мм, р в Па-с, получим
Renep =- 17,75-52-
Dp
и для расхода, соответствующего Renep> найдем
D2,5u
Впер = 0,219-IO"3 U
К1,5р
или при /(=0,03 мм Qnep=0,0422 D2,5 р/р.
Если Q>Qnep, то режим течения в данном газопроводе про-
текает по квадратичному закону. Для учета местных сопротив-
лений на трассе газопровода (краны, переходы, повороты
и т. п.) рекомендуется рассчитанный по приведенным выше
411
формулам коэффициент гидравлического сопротивления увели-
чивать на 5 %
^•расч — 1,05Хт.
С течением времени гидравлическое сопротивление газопро-
вода изменяется. Под воздействием твердых частиц, находя-
щихся в сухом газе, шероховатость может уменьшаться. Нали-
чие в газе влаги и сернистых соединений приводит к внутрен-
ней коррозии стенок труб и увеличению шероховатости, что
в свою очередь увеличивает коэффициент гидравлического со-
противления. В результате скопления в газопроводе влаги, кон-
денсата, выпадения гидратов значительно увеличивается гид-
равлическое сопротивление. Изменение гидравлического сопро-
Таблица IX. 1. Коэффициенты местного сопротивления кранов,
устанавливаемых на газопроводах из труб разного диаметра
D, мм
газопровод
кран
500
700
800
1000
1000
500
700
700
700
1000 (шаровой)
2,3
3,9
8,8
12,7
2,5
тивления газопровода по сравнению с проектным характеризу-
ется коэффициентом эффективности
___0ф_
Qt
где Хт, Хф — теоретическое и фактическое значения коэффици-
ента гидравлического сопротивления; фф, QT — фактическая и
теоретическая пропускные способности газопровода.
При наличии на трассе газопровода кранов с меньшим ус-
ловным диаметром, чем диаметр газопровода, пропускная спо-
собность уменьшится и составит (в %)
где Хкр — £кр—п —гидравлическое сопротивление крана
(табл. IX.1); п — число кранов на трассе; L — длина.
412
Расчет сложных газопроводов
Сложными принято считать все газопроводы, отличающиеся от
однониточных постоянного диаметра. Гидравлический режим
таких газопроводов можно определить при расчете простого
эталонного газопровода путем введения коэффициентов рас-
хода, которые являются конструктивной его характеристикой.
Для простых газопроводов коэффициент расхода
D*___Хо
р5 *
где Do, Хо— диаметр и коэффициент гидравлического сопротив-
ления эталонного газопровода. При режиме течения по квадра-
Таблица IX. 2. Коэффициенты расхода простых газопроводов при Ро = 1 м
Диаметр газопровода, м Коэффициенты расхода при толщине стенки газопровода (в мм)
6 7 8 9 10 11
0,426 0,101 0,100 0,0985 0,0973 0,096 0,0945
0,529 0,181 0,179 0,177 0,175 0.173 0,171
0,720 0,408 0,405 0,402 0,398 0,396 0,394
0,820 0,574 0,570 0,567 0,563 0,560 0,556
1,020 — 1,01 1,02 1,005 1,00 0,995
1,220 1,63 1,62 1,615 1,61 1,600
Продолжение табл. IX.2
Диаметр газопровода, м Коэффициенты расхода при толщине стенки газопровода (в мм)
12 13 14 15 16
0,426 0,0935 0,0923 0,0913 0,090 0,089
0,529 0,170 0,168 0,166 0,164 0,163
0,720 0,391 0,388 0,385 0,382 0,379
0,820 0,553 0,550 0,546 0,543 0,540
1,020 0,998 0,983 0,976 0,972 0,970
1,220 1,590 1,585 1,580 1,575 1,570
тичному закону и одинаковой эквивалентной шероховатости
сравниваемых газопроводов
Кр = (Р/Р0)2Л
Подсчитанные по этой формуле коэффициенты расхода приве-
дены в табл. IX.2. Коэффициенты расхода сложных газопрово-
дов являются функцией коэффициентов расхода простых газо-
проводов, входящих в их состав.
413
Коэффициент расхода однониточного газопровода,
щего из нескольких участков разного диаметра,
состоя-
(IX.21)
где /j, Кр/— длина и коэффициент расхода i-ro участка (i=
= 1, 2, ..., n); L — общая длина сложного однониточного газо-
провода.
Пропускная способность сложного однониточного газопро-
вода
<? = Л Л/ Ри ~Рк D*Kp ,
V A-qL
где Кр—коэффициент расхода, определяемый по формуле
(IX.21).
Коэффициент расхода параллельных газопроводов (с общей,
конечной и начальной точками)
К₽ = £ Кр ,
i=i ‘
где КР(. — коэффициент расхода i-ro параллельного газопро-
вода. Пропускная способность таких газопроводов
Коэффициент расхода многониточного газопровода с линей-
ными участками разного диаметра
где т— число параллельных линий; п. — число участков раз-
ного диаметра на каждой линии.
Количество газа, перекачиваемого по i-й нитке системы па-
раллельных газопроводов
Qi СиищКр^/(/<Р1 + Крз + . . . + КРп),
где КР1— коэффициент расхода расчетной нитки; КР1, . . . ,
КРп — коэффициенты расхода остальных ниток системы.
Эффективным средством увеличения пропускной способно-
сти участка газопровода является прокладка параллельных ли-
414
ний газопровода (лупингов). При заданной степени увеличения
пропускной способности газопровода x=Q*/Qo необходимая
длина лупинга
отношение гидравлического уклона
где /л, L — длина соответственно лупинга и основного газопро-
вода; (О =
на участке с лупингом к уклону в основной магистрали при
квадратичном законе сопротивления (Ол— диаметр лупинга;
DM— диаметр магистрального газопровода; при Dn = DM значе-
ние (о = 0,25 и
—(1
L 3
-X2)-
Совместная работа газопровода и компрессорных
станций
Компрессорные станции (КС) магистральных газопроводов
оборудуют центробежными нагнетателями с приводом от газо-
вых турбин или электродвигателей. Основные параметры при-
Таблица IX.3. Основные параметры газоперекачивающих агрегатов (ГПА),
применяемых иа КС
Тип привода Рабочее давление» 10’ Па Марка нагнетателя Номинальные параметры
подача, мли. м8/сут степень сжатия МОЩНОСТЬ» МВт
Электродвигатель 56 280-12-7 и 1,25 4
СТД-4000-2 Газовые турбины: ГТН-6 56 Н-6-56 20 1,23 6
ГТН-6 76 Н-6-76 19 1,23 6
ГТК-Ю-4 56 520-12-1 29 1,25 10
ГТК-10-4 76 370-18-1 37 1,25 10
ГТК-16 56 Н-16-56 52 1,25 16
ГТК-16 76 Н-16-76 52 1,25 16
ГТН-16 76 Н-16-76/1,75 52 1,52 16
ГТН-16 76 Н-16-76/1,37 40 1,37 16
ГТН-16 76 Н-16-76/1,44 32 1,44 16
ГТН-25 76 650-21-2 53 1,44 25
ГПА-Ц-6,3 (с авиа- двигателем НК-12СГ) 56 — 10 1,45 6
меняемых газоперекачивающих агрегатов приведены
в табл. IX.3.
415
В зависимости от расходуемой мощности газотурбинной
установки (ГТУ) и ее к. п. д. расход газа на собственные
нужды КС определяют по формуле
?сн = --Л'раб , (IX.22)
ФрнЛгту
где Л/раб — расходуемая мощность, кВт; Qpn—низшая теплота
сгорания газа, МДж/м3; г)гту —к. п. д. ГТУ.
Рассчитанный по этой формуле расход газа на собственные
нужды приведен в табл. IX.4.
Магистральный газопровод и компрессорные станции сле-
дует рассматривать как единую систему. Согласование режи-
Таблица IX.4. Расход газа на собственные нужды КС (в млн. м3/сут)
Тип агрегата К. п. д. агрегата Сжатие
одноступенчатое двухступенчатое трехступенчатое
ГТ-6-750 0,23 0,065 0,13 0,19
ГТК-ю 0,28 0,080 0,17 0,26
ГТК-16 0,25 0,160 0,32 0,50
ГТК-25 0,30 — 0,23 —
мов их работы осуществляется решением уравнений характери-
стик КС и участков газопровода.
Характеристику КС определяют с помощью приведенных
характеристик нагнетателей с учетом их соединений. Приведен-
ную характеристику центробежного нагнетателя определяют по
зависимости мощности, степени сжатия и полного к. п. д. от
объемной подачи нагнетателя, приведенных к фиксированным
условиям. В качестве параметров приведения принимают #Пр =
= 5,0 МПа/(кг*К); Тв.Пр = 288 К; z=0,91, прп=Пном (индекс «в»
относится к условиям всасывания нагнетателей).
При этом
/УМ _ У< / пн \3.
\ Рв / пр рв \ П /
Опр =0в—;
pRnpT впр
в
При расчетах с внутренней мощностью Л/< учитывают мощ-
ность, затрачиваемую на механические потери (100 кВт для га-
зотурбинного привода и 150 кВт для электропривода), чтобы
получить требуемую мощность на муфте приводного двигателя.
Применяют также характеристики нагнетателей, полученные
для коммерческого расхода (расхода через КС в сутки при
416
стандартных условиях). Уравнение характеристики центробеж-
ного нагнетателя можно записать в виде
е2 = а — 6OQ2
(I тип)
ИЛИ
Р2н = “Рв - &<?2-
Здесь
(П тип)
е = Рн/Рв>
Qg = Q
Рст* в*в
b=ba
\ Tc, }
at bo — опытные коэффициенты, определяемые по формулам
. __ L ! 1 / ЛН \2.
а == Лпр^» Ьо — *ОПР------ I ) 1
«кр — 1 \ п /
“ = \ Пн /пр гк~1 . m~L.
I а т а т
\ ипр / пр
« \ / -
ги=1,25—1,36 — показатель политропы сжатия (m=l,27); аПр,
^опр — коэффициенты приведенной характеристики нагнетателя.
При двухступенчатом сжатии е2ст = е1е2- При параллельном
соединении нагнетателей е2 = й — *0QB/fe2t где k — число парал-
лельно включенных нагнетателей; QB — суммарная подача газа.
Если уравнение характеристики КС имеет вид
Р* = “Рв - 6<?2-
а уравнение участка между КС
Р2=РВ2 + СЮ2,
то фактическая пропускная способность магистрального газо-
провода с числом КС, равным п
п
S + уп
(=1
где
nt = 0/a('4-ia('4-2, . . . , ап;
П = OjOj, . . . ,
У1 — Ъ, 4 Clip,
Уп ~ 4" Сп1п»
1/214 Заказ № 317
417
Если все КС однотипные и участки между ними равной длины
(за исключением последнего), то
(ап — а}
У Ун
а — 1
§3. НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ТРУБОПРОВОД
При расчете трубопроводов учитывают нагрузки и воздействия
на них в процессе сооружения, испытания и эксплуатации.
В зависимости от времени воздействия нагрузки подразделя-
ются на постоянные и временные (длительные, кратковремен-
ные, особые).
К постоянным нагрузкам и воздействиям относятся:
все единицы длины трубопровода
?Тр = «вРс8 7- (DH - Dl) ~ лОср6рй « O.247DCP6,
где пв=1,1 — коэффициент перегрузки от собственного веса
трубопровода; рс — плотность стали; g — ускорение свободного
падения; DB, DB— наружный и внутренний диаметры трубо-
провода; 6 — толщина стенки трубы;
вес изоляционных материалов и различных устройств, кото-
рые могут быть в трубопроводе, при расчете надземных пере-
ходов принимают равным 10 % от собственного веса трубы;
давление грунта на трубопровод
<7гр = nrPrgh,
где пг=1,2 — коэффициент перегрузки; рг—плотность грунта;
h — средняя глубина заложения, считая по оси трубопровода;
гидравлическое давление воды, определяемое весом столба
воды над рассматриваемой точкой (с коэффициентом пере-
грузки 1,0)
/ Чв ~ Psg^Bt
где рв — плотность воды; hB— высота столба воды;
воздействие предварительного напряжения, создаваемого за
счет упругого изгиба на поворотах трубопровода. Продольные
напряжения, возникающие в трубопроводе от упругого изгиба,
(с коэффициентом перегрузки 1), определяют по формуле
где Е — модуль упругости (для стали Е = 2,1 • 105 МПа); R —
радиус упругого изгиба трубопровода.
К временным нагрузкам и воздействиям относятся следую-
щие.
418
1. Внутреннее давление, создающееся в стенках трубопро-
вода вследствие кольцевых оКц и продольных оПр напряжений
pDj,
0кц = пр ; апр = прЩТкц,
2о-
где пр — коэффициент перегрузки для давления (равный 1,15
для нефтепроводов диаметром от 700 до 1400 мм с промежу-
точными нефтеперекачивающими станциями без подключенных
емкостей и 1,1—в остальных случаях); ц—коэффициент Пуас-
сона (коэффициент поперечной деформации), для стали ц=0,3.
Для «полубесконечного» трубопровода (с заглушкой на од-
ном конце перед поворотом)
а - рС>в
2. Вес продукта на единице длины трубопровода в газопро-
воде
4пр«"рРО2в1°-6,
в нефтепроводе
я£)в
<7пр — р»ё--— >
4
где р — давление газа; пр — коэффициент перегрузки; рн —
плотность нефти (нефтепродукта).
3. Температурные воздействия вызывают в защемленном
трубопроводе продольные напряжения
а/ = ± аЕМ,
где а — коэффициент линейного расширения материала труб
(для стали а = 0,000012 1/°С); А/ — расчетный перепад темпе-
ратур. Для подземных трубопроводов &t=ta— ?ф, где /э — мак-
симальная (или минимальная) температура стенок трубопро-
вода при эксплуатации; <ф— наименьшая (или наибольшая)
температура при сооружении трубопроводов, нормативный
температурный перепад принимается в расчетах не менее 40 °C,
для надземных не менее 50 °C.
К кратковременным нагрузкам (продолжительностью от не-
скольких секунд до нескольких месяцев) относятся следующие.
Снеговая нагрузка на единицу длины трубопровода
<7с — 4>
где пс=1,4 — коэффициент перегрузки; рс„ — нормативная сне-
говая нагрузка, приходящаяся на 1 м2 горизонтальной проек-
ции трубопровода, Па. Снеговую нагрузку определяют по фор-
муле
Реи ~ РоС'н,
где Ро — вес снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверх-
419
ности земли; Ссн — коэффициент перехода от веса снегового по-
крова к снеговой нагрузке на одиночный трубопровод.
Нагрузка от обледенения 1 м трубы
— 1
где b — наибольшая толщина слоя льда за пятилетний период;
пп — коэффициент перегрузки.
Ветровая нагрузка на 1 м трубопровода, действующая в пер-
пендикулярном направлении к осевой вертикальной плоскости
?В — (<?СН “I" <?дн) DH,
где <?сн — нормативное значение статической составляющей вет-
ровой нагрузки; ддн—нормативное значение динамической
составляющей ветровой нагрузки.
Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) металла
труб и сварных соединений при расчете на прочность опреде-
ляют по формулам:
R - R"im r Rutm
1 ЯЛН ’ ’ К2К„ '
где /?И1 — расчетное сопротивление по пределу прочности; /?Н2 —
расчетное сопротивление по пределу текучести; т — коэффи-
циент условий работы трубопровода, определяемый в зависи-
мости от его категории; Ki, Кг— коэффициенты безопасности
по материалу; Кп— коэффициент надежности.
Коэффициент К\ для различных труб изменяется от 1,34 до
1,56, а Кг— от 1,1 до 1,2. Коэффициент надежности К„ зависит
от диаметра трубопровода и рабочего давления и изменяется
от 1,0 до 1,15.
Расчет толщины стенки трубопровода
Толщину стенки трубопровода 6 при известном внутреннем
рабочем давлении р определяют по формуле
б -= прРрн___
2(/?t + np) ’
где пр — коэффициент перегрузки по давлению; —расчет-
ное сопротивление материала трубы, определяемое исходя из
предела прочности.
При наличии продольных осевых сжимающих напряжений
в трубах толщину стенки следует определять по формуле
__________________
2 (%₽i + пр)
где ф] — коэффициент, учитывающий напряженное состояние
420
металла труб при сжимающих продольных осевых напряже-
ниях, который находят по формуле
1 —0,75 ~У —0,5 У??-*-,
где GnpN — значение продольных сжимающих напряжений,
OnpW = Опр/ + Опрр = ( — О.ЕЫ + ЛрЦОкц) < 0.
При действии продольных сжимающих напряжений толщину
стенки трубопровода определяют после нескольких операций,
так как в выражение для оКц входит неизвестное значение тол-
щины стенки. Полученная в результате расчета толщина стенки
округляется до ближайшей большей по сортаменту на трубы.
Принятое ее значение должно быть не менее 1/140 значения
наружного диаметра (не менее 4 мм).
Проверка прочности и устойчивости подземных
и надземных трубопроводов
Прочность подземных трубопроводов и надземных, проложен-
ных в насыпи, проверяют по условию
(IX.23)
где фг — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное
состояние металла труб при растягивающих осевых продоль-
ных напряжениях, т. е. при onpw^0 коэффициент ф2=1, а при
сжимающих продольных осевых напряжениях, когда onpw<0,
коэффициент фг определяют по формуле
гь2 = Л /1 - 0,75 (- 0,5 ,
V \ Ri / Ri
где Окц — кольцевые напряжения от внутреннего давления.
Продольные осевые напряжения опря от нагрузок и воздей-
ствий на трубопровод определяют с учетом упругопластической
работы металла труб.
С учетом нагрузок в зависимости от внутреннего давления,
температурных воздействий и действия упругого изгиба при
отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и
пучения грунта продольные напряжения определяют из выра-
жения
ED
OnpN =Ц0КЦ —а£Д* ± н , (IX.24)
2Rmin
где /?min — минимальный радиус упругости изгиба.
Для трубопроводов, прокладываемых в районах горных вы-
работок, продольные осевые растягивающие напряжения опре-
деляют по формуле
Qot /, л1к \
°пр N----Г ( 1 — COS --— | ,
ло \ I /
14 Заказ № 317 421
где Qo — интенсивность силового воздействия деформаций
грунта; /к — длина зоны срыва грунта относительно трубы
в растянутой зоне; / — длина зоны растяжения.
Деформации трубопроводов проверяют следующим образом:
Q
°нпр 'Рз —— Лн2>
Ап
Q
Пнкц^——₽Н2> (IX.25)
Ап
где Он пр — максимальные суммарные продольные напряжения
в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;
Он кц — кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) дав-
ления, определяемые по формуле
С—коэффициент, принимаемый равным 1 для трубопроводов
III и IV категорий; 0,85 — для трубопроводов I и II категорий
и 0,65 — для категории В\ ф3— коэффициент, учитывающий
двухосное напряженное состояние металла труб; при растяги-
вающих продольных напряжениях (онпр^0) ф3=1, а при сжи-
мающих (оНпр<0) фз определяется по формуле
Общую устойчивость подземных трубопроводов в продоль-
ном направлении проверяют в плоскости наименьшей жестко-
сти системы по следующему условию:
S;g:mjVKp, (IX.26)
где S — эквивалентное продольное осевое усилие в сечении
трубопровода, определяемое по формуле
S = (рокц + аЕМ) F;
VKp— продольное критическое усилие, при котором наступает
потеря продольной устойчивости трубопровода; F — площадь
поперечного сечения стенок трубы.
Для прямолинейных участков подземных трубопроводов
(IX.27)
где дВп — сопротивление грунта вертикальным перемещениям
трубы; р0 — сопротивление грунта продольному перемещению
трубы на единицу длины трубопровода; J — момент инерции
трубы.
422
При этом
Ро = itDHTnp>
Тцр = Ргр Фгр + Сгр,
где тпр — предельное сопротивление грунта сдвигу; фгр — угол
внутреннего трения грунта; Сгр — коэффициент сцепления
грунта; ргр — среднее удельное давление на единицу поверхно-
сти контакта трубопровода с грунтом.
Проверку против всплытия подводных трубопроводов, про-
кладываемых на переходах через водные преграды и на обвод-
ненных участках, производят по условию
Б Км [КнВ?В + 5нзг 5прс Фгр — ?доп]> (IX.28)
где Б — необходимое значение пригрузки (вес балласта под во-
дой) или расчетного усилия анкерного устройства на единицу
длины трубопровода; — коэффициент безопасности по мате-
риалу, равный для анкерных устройств 1, для железобетонных
грузов 1,05, при сплошном обетоиировании трубопровода в опа-
лубке 1,07, при сплошном бетонировании 1,1 и при балласти-
ровке грунтом 1,2; КцВ — коэффициент надежности при расчете
устойчивости трубопроводов против всплытия, равный 1,05—
1.1; <7в — расчетная выталкивающая сила воды (с учетом изо-
ляции); дТр — расчетный вес трубопровода с футеровкой и изо-
ляцией на воздух; Бпрс — расчетная пригрузка, необходимая
для изгиба трубопровода по дну траншеи; Бизг— расчетная
пригрузка, необходимая для предотвращения подъема трубо-
провода на криволинейных участках в вертикальной плоскости
под воздействием внутреннего давления и температурных воз-
действий; <7дОП — вес перекачиваемого продукта, дополнитель-
ных устройств на трубопроводе и обледенения трубы в воде.
Выталкивающая сила воды на единицу длины трубопровода
определяется по формуле
?в = °-8°вРв&>
где рв — плотность воды.
§ 4. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА
Экономику трубопроводного транспорта газа характеризует
ряд показателей: объем реализуемой продукции, себестоимость,
рентабельность, производительность труда, фондоотдача, энер-
говооруженность, капиталоемкость, металлоемкость и др.
Объем реализуемой продукции, или объем товар-
ного газа, отличается от объема поступления газа в начальном
пункте газопровода на значение технологических потерь и за-
трат топливного газа. Расход топливного газа в связи с увели-
чением дальности транспорта, мощности компрессорных стан-
ций и роста числа агрегатов с газовым приводом возрастает.
14* 423
Технологические потери, составляющие примерно 1 %, вклю-
чают затраты газа на производство ремонтных работ отдельных
участков газопроводов, ликвидацию аварий, заправку метаноль-
ных устройств, продувку пылеуловителей, конденсатосборников,
работу пневмокранов, пиевморегуляторов и других контрольно-
измерительных приборов, очистку загрязненных участков газо-
проводов, утечки газа из арматуры, конденсатосборников, ком-
муникаций и аппаратов компрессорных станций и газораспре-
делительных станций, а также скрытые потери вследствие
фазовых превращений природного газа в процессе транспорти-
ровки.
Себестоимость — денежные затраты (прямые и на-
кладные) на транспорт и реализацию газа. Прямые затраты
включают заработную плату рабочих основных и вспомога-
тельных производств с отчислениями на социальное страхова-
ние, стоимость топлива, электроэнергии, затраты на материалы,
отчисления на амортизацию линейной части и компрессорных
станций, затраты на текущий ремонт и прочие прямые за-
траты. Накладные расходы связаны в основном с управлением
производством и включают заработную плату административ-
но-управленческого персонала, командировочные расходы, за-
траты на организацию производства работ и прочие расходы.
Себестоимость определяется в расчете иа объем транспор-
тируемого газа, объем товарного газа и величину транспортной
работы.
Прибыль служит основным показателем эффективности
предприятий. Определяется как разница между доходом от
реализации товарного газа и себестоимостью его транспорта,
а также покупной стоимостью газа в начальном пункте тру-
бопровода.
Определенная таким образом прибыль называется балансо-
вой. Расчетная прибыль отличается от балансовой на значение
выплаты в бюджет за основные производственные фонды и
оборотные средства, а также величины платы за пользование
банковским кредитом.
Оставшаяся после выплат в бюджет часть прибыли остается
в распоряжении предприятия, распределяясь на следующие
цели: образование фондов материального поощрения, социаль-
но-культурных мероприятий и жилищного строительства, фонда
развития производства, на централизованные капитальные вло-
жения, на прирост собственных оборотных средств, подготовку
кадров, содержание культурно-просветительных, спортивных
учреждений и др.
Показатель рентабельности непосредственно свя-
зан с прибылью и определяется отношением прибыли к средне-
годовой стоимости основных производственных фондов и обо-
ротных средств. Таким образом, масса прибыли и стоимость ос-
новных фондов определяют уровень рентабельности.
Повышение рентабельности может быть обеспечено в резуль-
424
тате снижения себестоимости транспорта газа, роста производи-
тельности труда, улучшения использования основных производ-
ственных фондов и т. д.
Производительность труда измеряется объемом
транспортной работы, отнесенной на одного работника. Не-
уклонное повышение производительности труда является эконо-
мическим законом и главным источником роста социалистиче-
ского производства.
Повышение производительности труда обеспечивается бла-
годаря техническому прогрессу: увеличению рабочего давления
и диаметра газопроводов, росту единичной мощности ГПА, ав-
томатизации и телемеханизации технологических процессов,
внедрению автоматизированных систем управления и др.
Фондоотдача — обобщающий показатель использования
основных фондов, характеризующий транспортную работу (или
объем транспортируемого газа) на каждый рубль производ-
ственных фондов. Для расчета этого показателя объем транс-
портной работы (или подачи газа) делится на среднегодовую
стоимость основных производственных фондов.
Обратным фондоотдаче является показатель фондоемкости.
Главным источником формирования основных фондов ма-
гистрального транспорта газа являются государственные капи-
тальные вложения, что позволяет обеспечить создание более
мощных, оснащенных передовой техникой транспортных пред-
приятий, рациональное размещение и структуру газопроводных
систем.
Стоимость основных фондов с течением времени в резуль-
тате морального и физического износа уменьшается. Для их
возмещения создается амортизационный фонд. С этой целью
введены нормы амортизационных отчислений, которые состоят
из нормы на полное восстановление основных фондов (ренова-
цию) и нормы на капитальный ремонт.
Энергоемкость характеризует расход энергии на выпол-
нение единицы транспортной работы. В качестве измерителя
используется также объем товарного или транспортируемого
газа.
Экономия энергоресурсов обеспечивается за счет улучшения
подготовки газа к транспорту, повышения гидравлической эф-
фективности газопроводов, оптимизации загрузки ГПА.
Показатель капиталоемкости — отношение капи-
тальных вложений к объему транспортируемого газа или транс-
портной работы. В расчете на объем транспортируемого газа
этот показатель возрастает, а в расчете на величину транспорт-
ной работы имеет тенденцию к некоторому снижению.
Металлоемкость характеризует удельные металловло-
жения на объем транспорта газа или выполненной транспортной
работы. Характер изменения этого показателя соответствует
в основном характеру изменения показателя капиталоемкости
транспорта газа.
425
Проблему интенсификации транспорта газа и снижения
удельных показателей затрат решают в основном в следующих
направлениях:
увеличение диаметра газопроводных магистралей;
увеличение плотности перекачиваемой среды;
Таблица 1Х.5. Технико-экономические показатели сооружения газопровода
из труб диаметром 1420 мм
Показатели р = 7,5 МПа р — 12,0 МПа
Производительность газопровода (млрд. м8/год): валовая 29,3 49,5
товарная 28,6 48,5
Масса труб (тыс. т) 347 597
Количество устанавливаемых агрегатов на компрес- 20 20
сорных станциях Установленная мощность компрессорных станций, 320 500
(тыс. кВт) Число АВО 40 60
Установленная мощность АВО (тыс. кВт) 5,9 8,9
Капитальные вложения (млн. руб.) 581,7 928,2
Всего в том числе: линейная часть 449,7 717,1
компрессорные станции 132,5 211,1
Эксплуатационные расходы (млн. руб/год) 62,7 95,0
Приведенные затраты (млн. руб.) 132,5 206,4
Относительные удельные показатели (в %): капиталовложения 100 93,8
эксплуатационные расходы 100 89,5
приведенные затраты 100 92,0
металловложения 100 101,5
уменьшение гидравлического сопротивления газопровода;
замена газотурбинного привода на электрический;
сокращение расстояния между компрессорными станциями;
повышение надежности отдельных элементов системы газо-
проводов (табл. IX.5).
Следующее направление интенсификации транспорта газа
связано с понижением его температуры. Так, переход к транс-
порту газа в сжиженном состоянии приводит к снижению ме-
таллозатрат в 2,5—3 раза, что учитывая высокую металлоем-
кость магистрального транспорта газа существенно изменил бы
весь межотраслевой баланс металла.
Использование технологии транспорта сжиженного газа свя-
зано с решением значительного числа сложных технических
проблем и прежде всего:
производства труб, удовлетворяющих значительно более вы-
соким требованиям по ударной вязкости;
426
одолеть «пороговое» давление, создаваемое капиллярными си-
лами в поровых каналах небольшого радиуса. В этом случае
начнется вытеснение воды газом из поровых каналов и по-
крышка потеряет герметичность.
Буферный газ в подземном хранилище
Общий объем газа в подземном хранилище делится на две ча-
сти: активный (рабочий) и буферный (остаточный). Актив-
ный газ — объем, ежегодно закачиваемый и отбираемый из
ПХГ. Буферный газ — объем, который постоянно нахо-
дится в ПХГ во время его эксплуатации.
Буферный газ предназначен для создания в хранилище оп-
ределенного давления в конце отбора, при котором обеспечива-
ется необходимый дебит газа, получаемого из хранилища, со-
блюдаются требования охраны иедр и условия транспорта газа
в район потребления; для уменьшения продвижения воды в хра-
нилище; увеличения дебитов скважин; уменьшения степени
сжатия газа иа КС.
Чем больше объем буферного газа, тем больше давление
в хранилище и дебит отдельных скважин, меньше общее число
скважин для отбора газа из хранилища и степень сжатия газа
иа КС подземного хранилища при подаче его потребителю.
Объем буферного газа в подземном хранилище зависит от
глубины залегания ловушки, физико-геологических параметров
пласта-коллектора, толщины пласта и угла наклона структуры,
режима эксплуатации хранилища, технологического режима
эксплуатации скважин и давления газа на головке скважин
в конце периода отбора газа. Это давление в свою очередь за-
висит от потребителя (МГ, сажевый, цементный или металлур-
гический комбинаты), длины, диаметра и пропускной способ-
ности соединительного газопровода, давления в его конечной
точке.
Объем буферного газа можно определить из уравнения
гкРа
где Йк — постоянный объем порового пространства газонасы-
щенного коллектора, м3; рк — средневзвешенное по объему по-
рового пространства пласта давление в ПХГ в конце периода
отбора газа.
Если подземное хранилище образовано в ловушке сцементи-
рованного пласта большой мощности, то во время его эксплуа-
тации подошвенная вода будет передвигаться вверх при от-
боре газа и вниз при закачке. Объем газонасыщенной части
залежи в этом случае изменяется. Часть газа в конце периода
отбора остается в необводненной, другая — в обводненной ча-
сти коллектора. Режим эксплуатации ПХГ при таких условиях
называется упруговодонапорным.
433
Предположим, что газонасыщенный коллектор представлен
прочными, сцементированными породами. Он не ограничивает
дебит отбираемого из скважины газа. Однако в этом случае на
контакте газ — вода при отборе газа давление распределяется
неравномерно, наименьшее давление будет под забоем сква-
жины. Ранее плоская (до начала отбора газа) горизонтальная
поверхность контакта газ — вода деформируется, образуя под
забоем скважины так называемый конус подошвенной воды.
При подъеме этой воды возможно обводнение скважины. Сква-
жины на таком подземном хранилище эксплуатируются на тех-
нологическом режиме предельного безводного дебита. Конус
подошвенной воды в этом случае занимает устойчивое положе-
ние. Для подачи газа потребителю компрессорная станция ча-
сто не нужна.
Объем буферного газа можно также определить из урав-
нения
<2б = QK + ак (й„ - Ок) (X .4)
^вра
ИЛИ
О]
<?б = --------------------------------» (Х.5)
,h / Рн „ Рк \ рк .
Т ---- - <*К “= I ( I ’— ®к)
\ г» zK I гк
где QH, Ок — соответственно начальный (до начала отбора
газа) и конечный необводненный объемы порового пространства
ПХ, м3; рк, рв — средневзвешенные по объему соответственно
необводненной и обводненной частей порового пространства
пласта приведенные давления, МПа; ак — коэффициент объем-
ной газонасыщенности обводненной зоны, доли единицы, ф =
= ЙН/ПК; Qa — объем активного газа, м3; рн — приведенное дав-
ление газа в ПХ до начала отбора газа, МПа.
Объем буферного газа, определенный с учетом технологиче-
ских условий эксплуатации подземного хранилища, часто не
удовлетворяет экономическим требованиям. При этом затраты
на хранение газа за время работы хранилища больше мини-
мальных. Буферный газ представляет собой продукцию, имею-
щую определенную цену. Понятно, что чем больше цена бу-
ферного газа, тем меньше его должно быть в хранилище при
прочих равных условиях.
Объем буферного газа кроме технологических факторов за-
висит от капитальных вложений в бурение скважин, эксплуа-
тационных затрат при их работе, стоимости единицы объема
буферного газа и эксплуатационных затрат на его закачку и
восполнение, капитальных вложений в строительство КС и экс-
плуатационных затрат на ее работу.
434
Объем буферного газа составляет от 60 до 140 % рабочего
газа. Затраты на буферный газ и его закачку в ПХГ эквива-
лентны капитальным вложениям при сооружении ПХГ. Объем
буферного газа, число эксплуатационных скважин и мощность
КС взаимосвязаны.
Технологические схемы сбора,
распределения и обработки газа при отборе
и закачке его в хранилище
Газ, закачиваемый в подземное хранилище, сжимается комп-
рессорами до необходимого давления. В процессе сжатия газ
нагревается и загрязняется парами компрессорного масла.
Сконденсированные на забое скважины пары масла обвола-
кивают зерна песка, уменьшают сечение поровых каналов и фа-
зовую проницаемость для закачиваемого газа. Это в свою оче-
редь способствует уменьшению расхода закачиваемого газа и
повышению давления нагнетания. Поэтому нагретый газ перед
закачкой в скважину охлаждают с целью уменьшения допол-
нительных температурных напряжений в фонтанной арматуре,
обсадной колонне, цементном камне за колонной, избежания от-
рыва цементного камня от колонны и образования трещин
в нем, т. е. для сохранения герметичности скважин.
В процессе хранения газ обогащается парами воды. При от-
боре с его потоком выносятся взвеси (песчинки, частицы глины,
цементного камня и т. д.). Поэтому во многих случаях извле-
каемый из хранилища газ очищается от твердых взвесей и осу-
шается от влаги.
К поверхностному оборудованию ПХГ предъявляются сле-
дующие требования: 1) обработка отбираемого из ПХ газа до
товарных кондиций в течение полного цикла отбора газа и по-
дачи его в магистральный газопровод; 2) использование давле-
ния газа для получения товарных кондиций отбираемого газа
из хранилища; 3) дистанционное управление и контроль (экс-
плуатация без участия обслуживающего персонала); 4) отве-
чать требованиям законов об охране окружающей среды.
На рис. Х.2 приведена схема оборудования ПХГ, по которой
предусмотрены компрессорные цехи, блоки осушки газа и очи-
стки его от механических примесей и масла, газораспредели-
тельные пункты (ГРП) и скважины. Компрессорные цехи
оснащены компрессорами типа 10ГК и 10ГКМ, а также газомо-
токомпрессорами типа 10ГКН. Для замера количества газа, за-
качиваемого и отбираемого из скважин, удаления влаги из газа
при отборе, регулирования давления закачки и отбора по-
строены газораспределительные пункты, на которых установ-
лены на открытой площадке сепараторы, отключающая арма-
тура и здания, где находятся регулирующие клапаны и расхо-
домеры для каждой скважины.
435
Рис. X.2. Схема оборудования подземного газохранилища.
1 и 2 — циклонные сепараторы; 3 — пылеуловители; 4— угольные адсорберы; 5 — керамические фильтры, а — кран или задвижка; б — обрат-
ный клапан; в — замерная диафрагма
2гл tsHdngodj
Закачка газа. По газопроводу-отводу диаметром 500 мм
под давлением 2,5—3,6 МПа газ, предварительно очищенный от
взвешенных твердых частиц и капельной влаги в вертикальных
масляных пылеуловителях, направляется на прием газомотор-
ных компрессоров типа 10ГК для компримирования в две сту-
пени. Затем он поступает на установку очистки от компрес-
сорного масла, где последовательно проходит через четыре
ступени очистки: циклонные сепараторы 1 (горячий газ); цик-
лонные сепараторы 2 (охлажденный газ); угольные адсорберы
4 и керамические фильтры 5.
В сепараторах улавливаются крупные частицы масла (20—
30 мкм), а более мелкие — в угольных адсорберах. Сорбентом
служит активированный уголь в форме цилиндриков диамет-
ром 3—4 мм и высотой 8 мм. Насыщенный маслом сорбент ре-
генерируют при помощи пара.
Самая тонкая очистка от мелкодисперсных масляных частиц
осуществляется в керамических фильтрах, имеющих определен-
ные коэффициенты проницаемости и пористости. Керамический
фильтр состоит из трубок, изготовленных из фильтрующего
материала, один конец которых наглухо закрыт. Трубки поме-
щены группами в прочный корпус. Показатель загрязнения
трубок — увеличение перепада давления на входе и выходе
фильтра свыше 0,027 МПа. Регенерацию фильтрующих трубок
осуществляют путем обратной продувки, промывки растворите-
лями твердых и жидких частиц. Опыт эксплуатации сооруже-
ния по очистке газа от масла показал их достаточную эффек-
тивность. В 1000 м3 газа, закачиваемого в пласт после очистки,
содержится 0,4—0,5 г масла.
Пройдя эти аппараты, охлажденный и очищенный от масла
газ поступает по газосборному коллектору на ГРП, где его по-
ток разделяется по скважинам и замеряется количество газа,
закачиваемого в каждую скважину.
Отбор газа. При отборе газ из скважин поступает нг
ГРП по индивидуальным шлейфам. С газом, извлекаемым из
хранилища, может выноситься песок даже при очень неболь-
ших депрессиях (0,03—0,04 МПа). Для предотвращения выноса
песка из пласта в скважину забой ее оборудуют специальными
фильтрами или призабойную зону укрепляют вяжущими веще-
ствами.
Влага, улавливаемая на ГРП, автоматически сбрасывается
в специальные замерные емкости.
Далее по газосборному коллектору газ поступает на уста-
новку осушки, откуда при точке росы —2° попадает в маги-
стральный газопровод. Для осушки газа используют диэтилен-
гликоль (ДЭГ). Блок осушки состоит из котельной, двух—трех
контакторов, выпарной колонны, холодильников-испарителей и
насосной.
В контакторах газ барботирует через слой 94 %-кого ДЭГа,
находящегося на тарелках. ДЭГ поглощает пары воды, а осу-
437
шейный газ поступает в верхнюю часть контактора, где уста-
новлена специальная насадка для улавливания капель ДЭГа,
уносимых потоком газа. Насыщенный ДЭГ регенерируют при
помощи перегретого пара в выпарной колонне. Влагу в виде
пара отводят в атмосферу. Процесс осушки газа полностью ав-
томатизирован. ДЭГ улавливается в сепараторах и из отбойни-
ков подается на регенерацию.
Наличие паров масла в сжатом газе, необходимость охлаж-
дения его требуют строительства сложных и дорогостоящих
установок и оборудования на территории ПХГ. Для удешевле-
ния и упрощения технологии подготовки газа к закачке и об-
работки отбираемого из хранилища газа целесообразно приме-
нять многоступенчатые центробежные нагнетатели. В качестве
привода для центробежных нагнетателей можно использовать
авиационные двигатели АИ-20, НК-12МВ.
§ 2. ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ИСТОЩЕННЫХ
ИЛИ ЧАСТИЧНО ВЫРАБОТАННЫХ ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Истощенные газовые месторождения во многих случаях оказы-
ваются наилучшими объектами для создания в них ПХГ, так
как месторождение полностью разведано, известны геометриче-
ские размеры и форма площади газоносности, геолого-физиче-
ские параметры пласта, начальные давления и температура, со-
став газа, изменение во времени дебитов скважин, коэффици-
ентов фильтрационных сопротивлений А и В, режим разработки
месторождения, технологический режим эксплуатации, герме-
тичность покрышки.
На месторождении имеется определенный фонд добывающих,
нагнетательных и наблюдательных скважин, промысловые со-
оружения для получения товарного газа.
При проектировании строительства подземного хранилища
в истощенном газовом месторождении определяют: 1) макси-
мально допустимое давление; 2) минимально необходимое дав-
ление в конце периода отбора; 3) объемы активного и буфер-
ного газов; 4) число нагнетательно-эксплуатационных скважин;
5) диаметр и толщину стенок промысловых и соединительного
газопроводов; 6) тип компрессорного агрегата для КС; 7) об-
щую мощность КС; 8) тип и размер оборудования подземного
хранилища для очистки газа от твердых взвесей при закачке
его в пласт и осушки при отборе; 9) объем дополнительных ка-
питальных вложений, себестоимость хранения газа, срок оку-
паемости дополнительных капитальных вложений.
После этого проводят ревизию технологического состояния
скважин, оборудования устья, промысловых газопроводов, се-
параторов, компрессоров, определяют виды ремонта, замены,
а также необходимость строительства новых сооружений.
Особое внимание уделяют определению герметичности сква-
438
жин, скорости и интенсивности процессов коррозии металличе-
ского промыслового оборудования и разработке мероприятий по
борьбе с ней, комплексной автоматизации работы всех элемен-
тов оборудования подземного хранилища, повышению произво-
дительности труда, охране окружающей среды, источников
питьевой воды в верхних горизонтах.
Нагнетание газа в пласт в условиях газового режима
Схема истощенного газового месторождения пластового типа
приведена на рис. Х.З. Известны размеры и форма газонасы-
щенного пласта, объем порового пространства залежи, коэффи-
циенты пористости и проницаемости, пластовые давление и тем-
пература, состав газа, размещение нагнетательных скважин на
площади газоносности, коэффициенты фильтрационных сопро-
тивлений, изменение расхода закачиваемого в хранилище газа
во времени.
Определим максимальный объем газа, который можно за-
качать в подземное хранилище, изменение во времени давлений
в хранилище, на забоях и устьях нагнетательных скважин, не-
обходимое число компрессоров для закачки газа. Фильтрацию
газа в пласте примем изотермической, плоскорадиальной, закон
фильтрации газа — нелинейным.
Уравнение материального баланса газа при закачке его
в хранилище имеет вид
N (0dt = Qd (р/г), (Х.6)
где 2V(/)—заданный расход закачиваемого в хранилище газа,
м3/сут; Q — постоянный газонасыщенный объем порового про-
странства хранилища, м3; р = р/ра— безразмерное средневзве-
шенное по объему порового пространства пласта давление
в хранилище: z— коэффициент сверхсжимаемости газа.
Интегрируя уравнения (Х.6) от 0 до t и от рн до рк, полу-
чим
<?3 = f N (t)dt = Я . (Х.7)
о \ гк гн /
Для приближенного определения давлений на забое нагне-
тательных скважин при закачке газа с постоянным темпом ис-
пользуем формулу
pI-pI = AQ + BQ2, (Х.8)
где
.— крк
Я=₽с+1.5|/х/ ; х- :
439
63 1 06pa7g[l + Si+^]
(й/т)3/22л2й27’2/?сра0,74б- IO4
По достижении R значения RK при равномерном
нии скважин на площади газоносности
размеще-
RK^
Q
nhmn
(X.9)
а при батарейном размещении
скважин
Нагнетательные скважины
Рис. Х.З. Схема истощенного га-
зового месторождения пластового
типа
Rk - - 7-к —
Q
лЛ/п
(Х.10)
первая фраза неустановившейся
фильтрации кончается, начина-
ется вторая фаза равномерно-
неустановившейся фильтрации,
при которой вместо рк подстав-
ляем значение р
(X.,,)
гк йга /
т. е. считаем, что давление на
контуре удельной площади по-
вышения давления рк равно
средневзвешенному по объему
дренирования рд, которое в свою
очередь равно средневзвешен-
ному по объему порового про-
странства хранилища р: рЛ~р-
Давление на устье нагнетательной скважины определим по
формуле Г. А. Адамова
V2 -2s 1,377-10-2г2ПХ<?* z _2s
р2е-----------------------(е 2s-l) ,
(Х-12)
где
2s = 0,06833Д7./г Т.
Число компрессоров, необходимое для закачки газа в хра-
нилище, находим, полагая, что КС расположена вблизи нагне-
тательных скважин и потери давления газа на пути КС—сква-
жина малы:
пк = N (t)/qK,
где qK— расход газа, закачиваемого в пласт одним компрес-
сором известного типа.
Пример. Определить максимальный объем газа в хранилище, макси-
мальное забойное и устьевое давление в конце периода закачки, число порш-
440
левых компрессоров, необходимое для закачки Газа при следующих исход-
ных данных: начальное давление в хранилище рк = 3,6 МПа; объем порового
пространства хранилища й=10-10® м3; коэффициент проницаемости k =
= 0,5 мкм2; коэффициент пористости zn=0,2; коэффициент динамической вяз-
кости газа ,Цо=О,О12 МПа-c; толщина пласта h= 10 м; радиус гидродинами-
чески совершенной по степени и характеру вскрытия пласта скважины 7?с =
= 0,1 м; число нагнетательных скважин п=5; постоянный расход газа, зака-
чиваемого в хранилище, Л^(/) =0,5 • 10® м3/сут; максимально допустимое дав-
ление в хранилище ртВх = 7 МПа; глубина скважнн £=500 м; внутренний
диаметр эксплуатационной колонны d=0,132 м; коэффициент гидравлического
сопротивления труб Л=0,02; относительная плотность закачиваемого газа по
воздуху Д = 0,6; давление в приемном коллекторе компрессора рв=1,7 МПа;
температура газа в приемном коллекторе компрессора /в = 20 °C; геометри-
ческий объем, описываемый поршнями компрессора, Уц=26 650 м3/сут; объем
вредного пространства цилиндров компрессора С=0,1; показатель политропы
сжатия газа в цилиндрах компрессора zn, = l,2; для упрощения расчетов при-
мем коэффициент сверхсжимаемостн газа z=l; размещение скважин иа пло-
щади газоносности равномерное, коэффициент фильтрационного сопротивле-
ния В = 0.
Максимальный объем газа, который можно закачать в хранилище
<?з = 10-10®(70 — 36) = 340-10е м3.
Время закачки газа в хранилище
t = 340- 1О’/О,5-10® = 680 сут.
Общий объем газа в хранилище
<?„= 10-10’36 + 340-10’ = 700-10’ м3.
Соотношение объемов активного и буферного газов
Qa/Qc = 340- 1О’/36О 10’ = 0,945.
Давление на забое скважнны в конце периода закачки определим по
видоизмененной формуле (Х.8) прн pK=pmax, R=Rk, £i=0, (j2=0:
Рз
2
Ртах
4900 +
М(/)1п-^.
_______Rc
пАр
КАК
0,5-10е-2,3 In———
---------------=7,05 МПа.
5-1,13-10*
3,14-0,5-1000-1-293 . ,,
—-----1------------ = 1,13-Ю4 м3/сут;
1160,012-1-293
__ Я-khpaT с
1 legoZoT" о
Rk
10-10»
3,14-10-0,2-5
= 565 м.
Давление на устье нагнетательной скважины в конце периода закачки
газа
Рг = д/4970 0,935------ 377'12 °.°2' .293 -ЮО2 (0[9Э5 _ t) = 6 83 МПа
V 13,2®
Число компрессоров, необходимое для закачки газа в хранилище в конце
периода закачки:
26650-17 [0,97 — 0,1 (4,011/12 — 1)]
т. е. два компрессора.
441
Отбор газа при эксплуатации ПХГ
При эксплуатации ПХГ количество отбираемого газа опреде-
ляют по графику газопотребления. ПХГ, как правило, располо-
жено на некотором расстоянии от района газопотребления. Из
хранилища газ поступает к потребителям под собственным дав-
лением или перекачивается с помощью компрессоров. В первом
случае давление газа на устье скважин должно равняться дав-
лению на выкиде компрессора плюс потери давления иа пути
скважина — КС, во втором — давлению в приемном коллек-
торе компрессора плюс потери давления на том же пути.
Число добывающих скважин, необходимое при отборе газа,
определяют с учетом среднесуточного отбора газа из храни-
лища, типа подземного хранилища, крепости породы газона-
сыщенного коллектора, технологического режима эксплуатации
скважин, схемы размещения скважин на площади газонос-
ности.
Необходимое число скважин и компрессоров рассчитывают
для двух наиболее трудных периодов работы подземного хра-
нилища: пикового периода отбора газа (декабрь или январь);
конечного периода отбора газа из хранилища (март—апрель).
В первом случае максимальный отбор газа осуществляется
при высоком давлении, во втором случае расход отбираемого
газа из хранилища меньше и давление газа в хранилище в этот
период минимально.
Изменение средневзвешенного по объему порового простран-
ства хранилища давления при отборе газа описывается форму-
лой
Рк Рн QnPa
— — „ \ A . 1 о)
Условия отбора газа на забое скважины в случае слабо сце-
ментированных песчаников примем в виде постоянства гради-
ента давления на поверхности забоя скважины
дР Ч^тах+^тах
dR R~Rc Рз mln
(X. 14)
где ф и ф для гидродинамически совершенных скважин опреде-
ляют по уравнениям
А
ф = -------------— ;
2RC In (Як/Яс)
ф = В/2ЙС-
Уравнение притока газа к забою скважины при нелинейном
законе фильтрации имеет вид
p2k-pI=AQ + BQ2, (Х.15)
где
Q = У0/п.
442
Путем совместного решения приведенных уравнений можно
определить необходимое число добывающих скважин для двух
периодов, давления на забое и устье скважин, необходимое
число компрессоров.
Пример. Определить необходимое число добывающих скважии, число
компрессоров для двух наиболее трудных режимов работы ПХГ в условиях
газового режима эксплуатации при исходных данных, взятых для предыду-
щего примера. Суммарный отбор газа из хранилища по месяцам (в % от
общего объема отбираемого газа из хранилища): октябрь 10, ноябрь 25, де-
кабрь 43, январь 57, февраль 75, март 90, апрель 100; давление на выкиде
компрессора Pi = 4,5 МПа, общий объем отбираемого газа Qa=100-106 м3.
Расход отбираемого газа в декабре No — 0,6-10® м3/сут, в апреле О.ЗЗх
Х106 м3/сут. При постоянном градиенте давления на поверхности забоя сква-
жины прн линейном законе фильтрации (В = 0; <р = 0) дебит скважины нахо-
дим из уравнения
Q — Ср3,
(Х.16)
С — 2nRch (—------— = 2nJ?ctomax-
р. dR /К=КС
(Х.17)
По данным исследования скважин, С=3000 (м3/сут)/МПа. Начальное
пластовое давление в хранилище рв = 4,1 МПа.
Результаты вычислений приведены в табл. Х.1.
Таблица Х.1. Результаты расчета числа добывающих скважин и компрессоров
для двух периодов работы ПХГ
Пиковый период отбора (декабрь) Конец периода отбора (апрель)
Рк- МПа Рз- МПа Рг- МПа п "к Рк- МПа Рз* МПа Рг- МПа п "к
3,67 3,33 3,20 6 1 3,1 2,75 2,34 4 1
Исследование нагнетательно-добывающих скважин
в процессе подземного хранения газа
При создании и во время циклической эксплуатации подземных
хранилищ газа проводят индивидуальные или групповые иссле-
дования скважин.
Исследования индивидуальных скважин на установившихся
и неустановившихся режимах во время отбора газа из подзем-
ных хранилищ по методике, применяемым приборам и обору-
дованию не отличаются от аналогичных исследований скважин
на газовых месторождениях. Обработка результатов исследова-
ний проводится по инструкции. Исследования часто сопровож-
даются потерями газа в атмосферу, требуют определенного со-
отношения давлений до и после штуцера при испытании сква-
жин с подачей газа в газопровод.
443
Опыт показывает, что во многих случаях возможно иссле-
дование скважин в процессе закачки газа в пласт при постоян-
ных расходах закачиваемого газа:
а) при небольшом изменении средневзвешенного по объему
порового пространства пласта давления во времени;
б) при сравнительно постоянных объемных газонасыщенно-
сти пласта и газонасыщенной мощности за время исследований.
Такие условия могут быть через некоторое время после на-
чала закачки газа в пласт (1,5—2 мес).
В скважину закачивают газ при постоянных, но различных
расходах. Для каждого расхода газа измеряют образцовыми
манометрами затрубное и буферное давления и температуру
газа при установившемся режиме. Кроме того, по наблюдатель-
ной скважине (простаивающей), находящейся вдали от сква-
жин, через которые закачивают газ, определяют давление
в пласте по замерам статических давлений на устье скважины
или путем измерений скважинными манометрами.
После работы скважины в течение 15—20 мин на установив-
шемся режиме записывают показания и измеряют расход за-
качиваемого газа. Расход газа измеряют диафрагменным расхо-
домером типа ДП. По результатам исследований строят гра-
фики, по которым определяют коэффициенты фильтрационного
сопротивления Л и В.
В качестве примера в табл. Х.2 приведены данные исследо-
ваний скважин на одном из подземных хранилищ.
Таблица Х.2. Данные исследований скважин в процессе закачки газа в пласт
Режим Рз- МПа РГ’ МПа ГС Рз- МПа <2. тыс, м' сут Рн’ МПа 10- Па
тыс. м3/сут
1 10,76 10,87 42 11,53 141,2 11,51 0,46
2 10,70 10,89 44 11,56 188,6 11,51 0,62
3 10,76 10,97 47 11,63 297,3 11,51 0,86
4 10,76 11,05 49 11,71 410,1 11,51 1,11
*рн —давление в подземном
хранилище в начале исследовання скважины.
По графику зависимости (Рз— Рн)/(? = f (9) находят А =
= 0,14 (сут/тыс. м3)/МПа; В = 0,003 (сут/тыс. м2)/МПа2.
Уравнение движения газа в пласте от забоя скважины
Р23-Р2 = 0,149 + 0.003Q2. (Х.18)
В случае загрязнения и засорения забоя скважины при за-
качке газа кривая Рг3 — Р2а = f(Q) не будет проходить через на-
чало координат,
444
По описанному методу получают наиболее благоприятные ре-
зультаты исследований в подземных хранилищах газа пласто-
вого типа с краевой водой или без нее, газонасыщенный пласт
которых представлен гранулярными коллекторами.
Технологический режим работы скважин подземных храни-
лищ в зависимости от режимов потребления газа при различ-
ных пластовых давлениях можно установить на основе резуль-
татов группового исследования всех скважин, работающих на
один сборный пункт.
Технико-экономические расчеты числа добывающих скважин,
объема буферного газа, мощности КС
и глубины расположения ПХГ
Уравнение для определения числа добывающих скважин имеет
вид
2С„
Л/^+.АС JL YL + ±°°Уо)
V nA + CW\ V лД + С2л2 7 Vх + 2<ЗСпП )
( <?о 2(?о А
\ Дл2 + С2л3 )
(Х.19)
где Qa — активный объем хранилища; рн — начальное пласто-
вое давление; Се — стоимость 1000 м3 буферного газа; /з —
годовые нормы амортизации скважин и буферного газа соот-
ветственно; t — время работы хранилища, годы; Сп — стоимость
бурения, оборудования устья и освоения одной скважины; Qo—
постоянный среднесуточный отбор газа из ПХГ; п — число до-
бывающих скважин; А, С — коэффициенты, учитывающие гео-
лого-физические параметры пласта и свойства газа, определяе-
мые по данным исследований скважин; to — время отбора газа,
годы; b — годовые эксплуатационные затраты (без реновации)
по КС.
В правую часть уравнения (Х.19) необходимо подставить
произвольные значения п и построить график зависимости л =
—f(n) (рис. Х.4). Далее подсчитать значение левой части ра-
венства и по графику определить искомое по.
Среднее давление в залежи в конце отбора газа
Динамическое давление на забое скважины в конце отбора газа
Рз = Qo/Спо. (Х.21)
445
Объем порового пространства в конце отбора газа
Ок = <?аРа/(Рн — Рк)- (Х.22)
Объем буферного газа
Мощность КС в конце отбора газа
^кс — 0,0038Qo 1g (pilpz).
(Х.23)
(Х.24)
Пример. Определить число добывающих скважин, объем буферного
газа, мощность КС и глубину залегания пласта для создания ПХГ при
следующих исходных данных: активный объем хранилища <2а=150 млн. м3;
начальное пластовое давление рн = 5 МПа; давление в начале газопровода
Pi = 3,5 МПа; постоянное давление на приеме КС при закачке газа в пласт
Рис. Х.4. График зави-
симости f(n) от числа
добывающих скважин п
Р2 = 2,5 МПа; средний расход отбираемого из
хранилища газа Q0=l млн. м3/сут.
Коэффициенты С н Л в формулах q==Cps, q=
Qoln=A (Рк — Рз) равны: с = 2000 (м3/сут)/105 Па;
Л =4000 м3/сут(105 Па); стоимость бурения, обо-
рудования устья и освоения одной эксплуата-
ционной скважины Сп=25000 руб.; стоимость
1000 м3 буферного газа Со = 7 руб.; стоимость
строительства КС, отнесенная к 735 Вт установ-
ленной мощности а = 270 руб/Вт; годовые эксплуа
тационные затраты, отнесенные к 735 Вт, 6 =
= 30 руб/Вт; /=1 год; /о = О,5 лет; нормы аморти-
зации: скважин /1 = 0,07; трубопроводов /3 = 0,07;
КС — /г=0,15; радиус скважины /?с = 0,1 м; глу-
бина пласта £=500 м.
Прн £ = 240 м Сп = 12000 руб., рц = 2,5 МПа;
С« = 5,6 руб.
Прн £=1000 м С„ = 60 000 руб., ри = 10 МПа; Со = 9 руб.
При £=2000 м С„ = 200 000 руб., рн = 20 МПа; Со = 12 руб.
Результаты расчетов приведены в табл. Х.З.
Таблица Х.З. Основные технико-экономические показатели ПХГ на разной
глубине
L. м "о «б- МЛН. м1 % ^max> млн, м3 сут РцЛ’г Др. ₽к- Р3’ МПа N, МВт
250 * 48 119,5 79,8 1,7 . -- 3,28 0,025 1,9
500 25 102,0 68,0 1,75 2 1,81 0,025 1
1000 “ 13 95,0 63,3 1,8 4 — 0.025 2,3
2000 •* 7 84,0 56,0 1,9 8 — 0,025 3,4
* КС не нужна для закачки газа
•• КС не нужна для отбора газа.
§ 3. ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ВЫРАБОТАННЫХ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Опыт эксплуатации выработанного нефтяного месторождения
позволяет получить необходимый материал для оценки возмож-
ности использования его в качестве ПХГ. Факт существования
446
нефтяного месторождения свидетельствует о герметичности
кровли. Кроме того, известны объемы добытой нефти, газа и
воды, изменение давлений и дебитов по скважинам, геолого-
физические параметры пласта-коллектора и физические свой-
ства нефти, газа и воды.
Однако необходимо тщательно обследовать, выбрать и от-
ремонтировать старые заброшенные или негерметичные сква-
жины, изучить состояние и герметичность шлейфов, промысло-
вых нефтепроводов, сепараторов и другого оборудования для
возможности их использования в процессе подземного хране-
ния газа, реконструировать промысловые газопроводы, постро-
ить новые установки для очистки и осушки газа, пробурить
новые нагнетательно-добыва-
ющие скважины. р гп
Одновременно с этим про-
водят исследования с целью
определения будущих дебитов
таких скважин, режима ра-
боты ПХГ, максимально воз-
Рис. Х.5. Графики зависимости из-
менения пластового давления рал и
газового фактора Гп от объема до-
бытой нефти <2д(Гп = Сг/<2н)
можного объема извлечения остаточной нефти, мероприятий по
увеличению производительности нагнетательно-добывающих
скважин, изменения состава газа в процессе подземного хра-
нения.
На рис. Х.5 приведены кривые, построенные по результатам
эксплуатации нефтяного месторождения.
Из графиков видно, что газонефтяной фактор Гя сначала
плавно увеличивается, затем резко уменьшается. Это свидетель-
ствует о постоянстве объема порового пространства, занятого
нефтью, отсутствии продвижения воды в залежь, а также о том,
что залежь эксплуатируется при режиме газированной жид-
кости.
Постоянство или плавное увеличение газового фактора Гя
свидетельствует о продвижении воды в нефтяную залежь,
уменьшении объема порового пространства, насыщенного
нефтью.
Процессы, происходящие в нефтяной залежи
при подземном хранении газа
В процессе подземного хранения газа в частично выработан-
ном нефтяном пласте газ будет не только вытеснять нефть к за-
боям добывающих скважин (или к периферии залежи), но и
447
растворять и испарять компоненты нефти и выносить их из пла-
ста на поверхность. На процессы вытеснения, растворения и
испарения нефти хранящимся газом влияют многие физико-гео-
логические параметры пласта-коллектора, физические свойства
нефти и газа, технологические параметры работы ПХГ.
Основными из них являются: коэффициенты пористости, про-
ницаемости, удельная поверхность и ее состояние, объем оста-
точной воды; неоднородность пласта по площади и разрезу;
давление и температура; сила тяжести; плотность остаточной
нефти; соотношение вязкостей газа и нефти; отношение объема
газа, закачанного в пласт, к объему порового пространства
пласта и др.
Нагнетательные скважины целесообразно размещать в при-
поднятой, сводовой части структуры, добывающие — в пони-
женных частях. Аналитический расчет уменьшения остаточной
нефтенасыщенности в пласте в процессе подземного хранения
газа можно провести на ЭВМ.
Определение максимальной емкости ПХГ
Рассмотрим схему частично выработанного нефтяного пласта,
изображенную на рис. Х.6. Общий объем газа в хранилище скла-
дывается из трех частей: объема свободного газа в газовой
шапке; объема газа, растворенного в остаточной нефти; окклю-
дированного (рассеянного в виде отдельных пузырьков в массе
нефти) газа.
Массу остаточной нефти в пласте Vo выразим как разность
между начальной массой Уз и массой добытой нефти Уд:
И0 = Кз-Ид; V3 = Fhm0(l -SB)pH, (Х.25)
где F— площадь нефтенасыщенного коллектора, м2; h — сред-
невзвешенная по площади F нефтенасыщенная толщина, м;
т0 — коэффициент абсолютной пористости, доли единицы; SB —
объем связанной воды, доли единицы; рн — плотность нефти при
стандартных условиях (р = 0,1 МПа и ( = 20°С).
При начальном пластовом давлении ря и пластовой темпе-
ратуры /и в 1 т нефти растворяется а м3 газа.
Масса газа (в кг), растворенного в 1 т нефти
Gr = ар 1,205
(273 + 20)
(273-Ни)
где р — относительная плотность газа по воздуху. _
Кажущаяся плотность газа рк (при известных р и рн) в жид-
кой фазе можно определить по известным графикам.
Объем газа (в м3) в единице объема жидкой фазы Угж.=
= Gr/рк-
Общий объем нефти (в м3), насыщенной газом, У,1 = 1Ч-У1Ж.
Общая масса этого объема Gr>H = G1+p„.
ня
Плотность нефти, насыщенной газом (в кг/м3), рнг = огж^н-
Значения Дрр — поправку на сжимаемость при пластовом
давлении и Др( — поправку на увеличение объема при пласто-
вой температуре можно определить следующим образом. Ре-
альная плотность нефти, насыщенной газами, в пластовых ус-
ловиях
Риг = Рнг + дРр ~ М-
Пластовый коэффициент Ь = Огж/ряг.
Объем порового пространства, занимаемый нефтью, остав-
шейся в пласте
= (Vs — Ид) fr/Рн- (Х.26)
С повышением давления от рк до конечного ртах в освобо-
дившийся объем порового пространства залежи будет закачано
газа
V гр / Ртах Рк
Рн \ гтах гк
(Х.27)
Рис. Х.6. Схематический разрез неф-
тяной залежи массивного типа в кон-
це эксплуатации
Объем газа, растворенного в оставшейся нефти (в м3)
Qp = -Из - И. (Х.28)
Рн
Объем газа (в м3), который будет закачан в газовую шапку
0ш = дг I-?™*--------. (Х.29)
\ zmax Zk /
Общий объем газа (в м3), который можно закачать в час-
тично выработанное нефтяное месторождение при постоянном
объеме порового пространства
Qx — Qo + Op 4- Qw (X.30)
Пример. Определить общий объем газа, который можно закачать в ча-
стично выработанное нефтяное месторождение прн следующих исходных дан-
ных: рШах = 8,5 МПа; а=60 м3/м3; 1И=289 К; рн=0,867 т/м3; рк=0,36 т/м3;
ДрР=0,005 т/м’; Др< = 0,001 т/м3; Из=552 000 т нлн 637 000 м3; гШах=0,77;
г„ = 1; р„ = 0,5 МПа; йг=860 000 м3; Уд=384 600 т; Д=0,635.
Gr = 60-1,205-0,635 (273-f- 20)/(273 4- 16) = 46,5 кг; ИГж = 46,5 : 360 =
= 0,129 м3; Ин= I 4-0,129 = 1,129 м3; Gr« = 867 4- 46,5 = 913,5 кг;
р^г = 913,5/1,129 = 810 кг/м3; рнг = 0,81 4- 0,005 — 0,001 =0,814 т/м3;
Ь = 913,5/814 = 1,12; йк = (552 000 — 384 000) 1,12/0.867 = 216 500 м3;
(?о =(637 000-1,12 — 216500) (85/0,77 — 5) =52,1-10» м3; Qp =(552000 —
— 384000)/0,867-60= 11,6-10» м3; (?ш = 860000 (85/0,77 —5) = 94,9-10» м3;
(?х = (52,1 4- 11,6 4-94,9) 10» = 158,6-10» м3.
449
Оценка производительности нагнетательно-добывающих
скважин при отборе газа
Приравнивая дебиты нефтяной и газовой скважин при одина-
ковых пластовых и забойных давлениях при фильтрации нефти
и газа по закону Дарси и обозначая через р среднеарифметиче-
ское давление
Р = (Рп + Рз)/2,
получим
При фильтрации газа насыщенность нефтью и связанной во-
дой порового пространства призабойной зоны будет умень-
шаться, коэффициент фазовой проницаемости для газа kr бу-
дет возрастать, в результате чего дебит газовых скважин
увеличивается, уменьшается их общее число для получения
запланированного дебита газа из хранилища.
Объем буферного газа, число добывающих скважин и мощ-
ность компрессорной станции при отборе газа определяют ана-
логично тому, как это делается в случае хранения газа в ис-
тощенных газовых месторождениях при газовом режиме экс-
плуатации.
§ 4. ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ЛОВУШКАХ
ВОДОНАСЫЩЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Методы определения герметичности кровли ловушки,
выбранной для создания ПХГ
При сооружении ПХГ в водонасыщенных пластах, в ловушках
которых нет ни газовых, ни нефтяных месторождений, обычно
не установлены: непроницаема ли для газа покрышка пласта-
коллектора, размеры и форма пластовой водонапорной системы,
геолого-физические параметры пласта-коллектора. Существует
опасность как потерь газа через кровлю хранилища, каналы
в цементном камне за колонной скважин, тектонические нару-
шения горных пород и другие возможные пути миграции газа,
так и больших денежных затрат при неблагоприятных геолого-
физических параметрах пласта-коллектора (небольшие коэффи-
циенты проницаемости и пористости, рыхлость илн трещинова-
тость коллектора, ограниченный объем воды в поровом прост-
ранстве коллектора и др.).
Поэтому в процессе разведки и опытной закачки газа необ-
ходимо доказать герметичность кровли ловушки, рассчитать ко-
эффициент проницаемости водонасыщенного коллектора, опре-
делить остаточную водонасыщенность при вытеснении воды га-
зом, измерить или вычислить объемную газонасыщенность
450
обводненной зоны при отборе газа, определить продуктивные
характеристики эксплуатационных скважин, изучить прочность
газонасыщенного коллектора и разработать мероприятия по
укреплению призабойной зоны скважин.
Определение герметичности кровли ловушки
До начала закачки газа в ловушку при помощи пьезографов
измеряют положение статических уровней жидкости в скважи-
нах (или напоров, если скважины переливают), вскрывших выб-
ранный объект для закачки газа, и
среднюю плотность жидкости в них.
Если разница в приведенных к од-
ной и той же плоскости отсчета на-
поров (давлений) жидкости суще-
ственно превышает погрешности
в замерах уровней и плотностей,
можно полагать, что пласты между
собой не сообщаются. Этот вывод
подтверждается также тем, что со-
став солей, их массовое содержание
в единице объема жидкости и со-
став растворенного в воде газа раз-
личны. Если приведенные к одной
плоскости отсчета давления, соле-
вой и газовый составы одинаковы,
есть основания полагать, что эти
пласты сообщаются между собой.
Герметичность кровли должна
быть установлена над предполага-
емой площадью газоносности созда-
ваемого хранилища (заштрихован-
ная площадь на рис. Х.7). Исполь-
Рис. Х.7. Геологический раз-
рез и структурная карта по
кровле водонасыщенного плас-
та, в котором создается под-
земное хранилище газа
зуя методы пробных откачек (или закачек) жидкости из пла-
ста II, последовательно через скв. 1, 3, 5, фиксируют измене-
ния положения уровней жидкости в скв. 2, 4, 6, 7. При этом
обязательно регистрируют изменения барометрического давле-
ния атмосферного воздуха.
Если скв. 2, 4, 6 и 7 не реагируют на изменение давления
в скв. 1, 3, 5, можно предполагать, что кровля непроницаема
для жидкости. Этот метод, однако, не дает надежных результа-
тов, поскольку создаваемые депрессии или репрессии незначи-
тельны, и определяется непроницаемость покрышки по воде,
а не по газу.
Наиболее точные сведения о герметичности покрышки мо-
жно получить при закачке газообразного агента в пласт (воз-
духа, природного газа из ближайшей залежи или газопровода).
Для закачки воздуха в пласт используют передвижные комп-
рессорные агрегаты.
451
Преимущества этого метода весьма существенны: I) опре-
деляют герметичность кровли для газа; 2) депрессия и репрес-
сия могут быть существенно больше, чем при откачках и за-
качках жидкости; 3) вследствие большого различия в вязкостях
и плотностях газа и воды закачиваемый газ будет насыщать
пласт небольшой толщины и распространяться на значитель-
ное расстояние по площади, при этом можно уменьшить число
наблюдательных скважин, вскрывших пласт I, для определе-
ния герметичности покрышки, а также сократить время для
проведения исследования.
При закачке и отборе воздуха из скв. 1, 3 и 5 (последова-
тельно) фиксируют изменение давления (уровня) в скв. 2, 4, 6,
7 (см. рис. Х.7). Если скв. 2, 4, 6, 7 не реагируют на измене-
ние давления в пласте II, покрышка ловушки считается герме-
тичной.
Определение объемной газонасыщенности обводненной зоны при
отборе газа
При отборе газа из ПХГ давление в нем уменьшается, что
приводит к продвижению воды в газонасыщенную часть кол-
лектора. Продвигающаяся вода не полностью вытесняет газ из
порового пространства. В обводненной зоне остается невытес-
ненным некоторый объем газа. Отношение объема порового
пространства, занимаемого газом в обводненной зоне, к общему
объему порового пространства обводненной зоны пласта, за-
нимаемому газом и водой, называется коэффициентом
объемной газонасыщенности обводненной зоны
Его можно определить при помощи геофизических методов, вы-
числить аналитически по данным об отборе газа и продвиже-
нии подошвенной воды в залежь.
Положение границы раздела газ — вода устанавливают при
помощи геофизических методов и по обводнению скважин, рас-
положенных на различных гипсометрических отметках. Коэф-
фициент объемной газонасыщенности обводненной зоны ПХГ
при продвижении подошвенной воды в залежь можно опреде-
лить по изменению средневзвешенного по объему порового
пространства пласта давления в зависимости от объема отоб-
ранного газа. В этом случае расчеты проводят в следующем
порядке.
Запишем уравнение баланса газа в залежи
ЙГ + а (й0 — йг) — , (Х.32)
ZbPb Рв
где Йг и Йо — соответственно текущий и начальный объемы
порового пространства газонасыщенной части залежи, м3; а —
коэффициент объемной газонасыщенности обводненной зоны,
доли эффективной пористости; рв/гв — средневзвешенное приве-
452
денное давление в обводненной части залежи, МПа; palza—
средневзвешенное приведенное давление в необводненной части
залежи, МПа; Q3 и 9Д — соответственно начальные запасы газа
и объем отобранного газа из залежи, приведенные к атмосфер-
ному давлению и пластовой температуре, м3.
Объем вторгшейся в залежь воды
<2В == «0 - . (Х.ЗЗ)
Рв'гв
Объем газа, добытого из обводненной части залежи за счет
вторжения воды
Л<?д = <?д — ЙО l-^~ — (Х.34)
\ 20 i ZB / j
где po/zo — начальное приведенное давление в залежи, МПа.
Объем газа, оставшегося в обводненной зоне
Qo = Qb--- — = а (Йо — йр) — • (Х.35)
Zb ?в
Объем чисто газонасыщенной части залежи
n п . (Qb ~ &Qa \ zb
йв ~ ----\-------------J----- (Х.36)
Рв Рв
Коэффициент объемной газонасыщенности обводненной зоны
/QB_e«—Д(?д\ гв
\ г0 /
« = —-----2-----дг-----• (Х.37)
(Йо — йг) рв
Коэффициент газоотдачи обводненной зоны
Р = 1-а-^2-. (Х.38)
2вР0
Газ, остающийся в обводненной зоне,— составная часть бу-
ферного газа. Коэффициент объемной газонасыщенности об-
водненной зоны и масса газа в этом объеме существенно зави-
сят от геолого-физических параметров пласта, давления в об-
водненной зоне, темпов отбора газа из хранилища, физических
свойств воды и газа, литологии газонасыщенного коллектора
(типа горных пород, слагающих коллектор: песков, песчаников,
известняков, доломитов и др.).
Пример. Определить коэффициент остаточной объемной газонасыщеи-
ности и коэффициент газоотдачи обводненной зоны ПХГ при следующих ис-
ходных данных: p0/z0 = 3,03 МПа; p./zB = l,56 МПа; Йп=9,95'106 м3; Qx =
= 208,1 • 10е м3; рв/гв = 2,29 МПа; рв0/гвп=2,5 МПа.
Ов = 9,95-10» — (9,95-Юв-30.3 — 208,1 10«)/15,6 = 4 млн. м3; Л(?д
= 208,1 — 9.95 10® (30,3 — 15,6) = 61,9-10е м3; Qe = 4- 10е 30,3 —
453
-61.9- 10е = 59,3 10е м3; Q, -= (9,95-10’-30,3 — 208,1 • 1О’)/15,6 —
— (4- 10е-30,3 — 61,9 10в)/15,6 = 2,15-10’ м3; а=59,3-10«/(9,95 —
— 2,15) 10’22,9 = 0,332; 0 - -1 - 0,332-22,9/30,3 = 0,75.
Закачка газа в купольную часть (ловушку) водонапорной сис-
темы в условиях упругого режима
Первая фаза неустановившейся фильтрации
воды. Гидродинамическая схема для расчета приведена на
рис. Х.8.
Изменение давления в хранилище при закачке газа в пласт
с постоянным темпом можно
Рис. Х.8. Гидродинамическая расчет-
ная схема водонасыщенного пласта
прн расчете закачки газа. /?о=(по +
+ Ьо)/2
Зная рг = ^г(/), легко рас-
считать Q = Q((), а по графику
Q = Q(/i), построенному по
структурной карте ловушки,
определить h = h(t).
Пример. Определить, как изменились в течение первой фазы неустаио-
вившейся фильтрации объем газонасыщенной части пласта fi = Q(/), газона-
сыщенная толщина пласта /i = /i(Z), давление в хранилище pr = pr(t), расход
жидкости <7в = <7в(О при создании ПХГ в ловушке пластовой водонапорной
системы (при упругом режиме и i?r = const).
Для расчета приняты следующие исходные данные: m--0,2: k—1,5 мкм2;
р.в = 1 Па-с; толщина пласта /1| = 20 м; рПл = 6,0 МПа; число нагнетательных
скважин по=2О; радиус окружности, на которой расположены нагнетатель-
ные скважины, /?8 = 500 м; рв=1000 кг/м3; средний радиус отступления воды,
принимаемый постоянным, /?о = 500 м; постоянный расход газа = 106 м3/сут;
коэффициент объемного упругого сжатия жидкости (Зв = О,455-10 5 МПа-1;
коэффициент объемного упругого сжатия пород 0Г — 0,155 • 10-5 МПа1;
радиус контура пластовой водонапорной системы /?„= 19,47 км.
Кривые зависимостей Q = Q(ft), Fin = Fm(h) представлены
на рис. Х.9.
Результаты вычислений при Qo = O приведены в табл. Х.4.
По данным табл. Х.4 построены кривые зависимостей р:-
= pr(t), h = h(t) и й=й((), приведенные на рис. Х.10. Из дан-
ных таблицы и рисунка видно, что начало создания хранилища
454
характеризуется высоким темпом роста давления в области
газоносности, при дальнейшей закачке газа темп роста давле-
ния уменьшается.
Вторая фаза неуст анов и вшейся фильтрации
жидкости при заданном во времени расходе за-
качиваемого газа <7г = <7г(^- Пластовая водонапорная си-
стема рассматривается как замкнутый подземный резервуар.
Окончательная формула для расчета газонасыщенного объ-
ема порового пространства имеет вид
Рис. Х.9. Кривые зависимостей Q и Fni от газонасыщенной толщины пла-
ста h
Рис. Х.10. Кривые зависимостей й = й(/), h=h(t) н pt = p-i(t) при закачке газа
в ловушку с постоянным темпом в течение I-й и П-й фаз неустановившейся
фильтрации воды
Г - а + bft0 + а (1 - n) (1 - h0) + Л±Д-(Qo + Qx)
Дй = Дт —t-----------------------------------
1---L дтГ(П_ i)_2i_ ь - (1 — п)
2 о2 F
L “о го J
(Х.40)
Таблица Х.4. Основные данные, характеризующие процесс создания ПХГ
в куполообразной ловушке пластовой водонапорной системы в условиях
упругого режима
t, сут R, 10:1 м Рг, МПа a. io8 м3 h, м ?в, м3/сут Q3. 10“ м3
30 7,95 8,10 0,371 3,5 12 400 30
60 11,25 8,30 0,723 5,0 12 050 60
90 13,75 8,40 1,070 6,0 11 800 90
120 15,80 8,48 1,410 6,8 11 720 120
150 17,80 8,55 1,750 7,6 11 630 150
180 19,47 8,60 2,090 8,35 11 600 180
Пример. Рассчитаем изменение объема порового пространства и дав-
ление в хранилище в течение второй фазы неустановившейся фильтрации.
455
Исходные данные взяты из предыдущего примера для £=180 сут; Qo=O,O37;
а = 0,092; йо=О,152; л=— 0,158; а= 1,157; Ь----1,845; Го=О,417; ₽1=0,833;
<7о = 26 7ОО м’/сут; 7=2110 сут.
Для расчета составлена вспомогательная табл. Х.5.
Таблица Х.5. Значения t, т и Q
сут т 0 f. сут Q
0 0 0,0531 126,6 0,06 0,0905
63,3 0,03 0,0718 189,9 0,09 0,1090
По формуле (Х.40) имеем
0,03 [— 1,157 + ( — 1,845) 0,037 + 0,092(1 + 0,158) X
X (1—0,152) + -Ь-ЧМО,.0531А2,
ДЙ = ________________________________^“7____________1_______=
1-----L о,ОЗ Г— 1,158 --’-0М— + ( — 1,845) —
2 L (0,037)»
. 1СО 0,092-0,8331
-- 1,100 ---------- I
0,417 J
= 0,0127,
Йх = 0,037 + 0,0127 = 0,0497.
Полученное значение Qi принимаем в дальнейших расче
тах за По. Результаты вычислений приведены в табл. Х.6.
Таблица Х.6. Основные данные, характеризующие процесс создания ПХГ
в течение второй фазы неустановившейся фильтрации при упругом режиме
i, сут ЛЯ Я «г- 10“ м“ h, м h Fm, 10* м‘ F Рт* МПа
0 0 0,0370 2,09 8,35 0,152 52,0 0,417 8,60
63,3 0,0127 0,0497 2,805 9,60 0,174 57,5 0,463 8,67
126,6 0,01268 0,0624 3,52 10,6 0,197 64,5 0,518 8,72
189,9 0,01266 0,0750 4,23 11,8 0,215 71,6 0,571 8,75
Из данных табл. Х.6 видно, что в течение второй фазы дав-
ление в созданной области газоносности изменяется незначи-
тельно.
Расчет падения давления в ПХГ после прекращения
закачки газа
После того как прекратится закачка газа в ПХГ, в газонос-
ной и водоносной частях пластовой водонапорной системы нач-
нется перераспределение давления. В газоносной части пласта
456
оно будет снижаться, а в водоносной, если пластовая водона-
порная система изолирована,— повышаться. Эти неустановив-
шиеся процессы очень важны, так как влияют на эксплуата-
цию ПХГ. Если подсчитать необходимое число скважин, не
учитывая снижения давления, то в период максимального от-
бора газа придется увеличивать депрессию и снижать давле-
ние в скважинах, так как их будет недостаточно. Это в свою
очередь может привести к прорыву конуса подошвенной воды
в скважины и прекращению притока газа к ним.
Пример. Проведем расчет по формуле (Х.40), полагая, что отбор
газа после прекращения закачки отсутствует: Q = const. Исходные данные
для расчета вз?ты нз предыдущего примера
для /=189,9 сут. Результаты расчетов приве-
дены в табл. Х.7.
По данным табл. Х.7 построен график
(рис. Х.Н). Из таблицы и графика видно,
Рис. Х.11. Кривая уменьшения давления газа
в подземном хранилище после прекращения
закачки газа
что вначале темп снижения давления в ПХГ наибольший, в дальнейшем он
уменьшается. Через 63,3 сут после прекращения закачки давление снизилось
на 1,22 МПа, через 126,6 и 189,9 сут соответственно на 1,775 и 1,81 МПа, что
составляет 18 и 20,7 % начального давления (рг=8,75 МПа). Таким обра-
зом, давление в ПХГ за небольшой период времени снижается существенно,
что необходимо учитывать.
Таблица Х.7. Основные данные, характеризующие процесс снижения давления
в созданном ПХГ после прекращения закачки газа, когда пластовая
водонапорная система рассматривается как замкнутый подземный резервуар
Л сут Дй а «г- 10» м1 h, м h Fm, 10* м3 F Рг. МПа (Рп-Рщ)- МПа
0 0 0,07510 4,23 11,8 0,215 71,0 0,571 8,75 0
63,3 0,01030 0,08540 4,92 12,8 0,233 75,5 0,607 7,53 1,2
126,6 0,00583 0,09123 5,16 13,1 0,238 78,0 0,627 7,175 0,355
139,9 0,00334 0,09457 5,33 13,3 0,242 80,0 0,643 6,94 0,235
Если пластовая водонапорная система не изолирована, воз-
можно вытеснение воды через контур питания (на выходе
пласта на дневную поверхность или в каком-либо другом месте
сообщения пластов). Темп снижения давления в этом случае
немного больше, чем в рассмотренном выше.
Изменение давления при циклической эксплуатации ПХГ
можно рассчитывать по формуле (Х.39).
Прн эксплуатации ПХГ, создаваемых в ловушках пласто-
вых водонапорных систем или в истощенных месторождениях
в условиях водонапорного режима, наблюдается продвижение
15 Заказ № 317 457
воды в ПХГ в период- отбора газа. Анализ этого явления пока-
зывает, что помимо прочих факторов продвижение воды зави-
сит от темпа отбора газа. Чем выше последний, тем меньше
продвигается контур водоносности за время отбора газа.
Во многих случаях в ПХГ пластового типа продвижение
воды в залежь незначительно, режим эксплуатации храни-
лища— газовый. При создании ПХГ в газовых залежах (ло-
вушках) массивного типа высота подъема подошвенной воды
может достигать 8—8,5 м из 17—18 м. В этом случае режим
эксплуатации ПХГ упруговодонапорный.
Методы определения путей движения газа в пласте
и потерь газа в процессе подземного хранения
ДЛя изучения путей движения газа в пласте используют раз-
личные инертные газы, отличные от компонентов остаточного
пластового газа. В качестве инертных газообразных компонен-
тов применяют азот, гелий, аргон, криптон, пропилен, бутилен
и др. Эти компоненты закачивают в пласт вместе с газом че-
рез скважины, расположенные в сводовой части структуры.
В периферийных скважинах периодически отбирают пробы газа
на анализ и устанавливают время появления индикатора
(инертного газа) в различных скважинах. Тем самым опреде-
ляют направление и скорость перемещения закачиваемого газа
в пористой среде. В некоторых случаях используют радиоактив-
ные газообразные индикаторы, например криптон, ксенон.
Объем газа в пласте-коллекторе подземного хранилища газа
может быть рассчитан тремя методами: объемным; по прямо-
линейным участкам зависимости средневзвешенного по объему
газонасыщенной части хранилища приведенного p/z давления
от объема отобранного газа из хранилища QA при газовом или
водонапорном режимах эксплуатации; по объему вытесняемой
из хранилища воды при закачке газа.
Для приближенного определения потерь газа в процессе
подземного хранения используют данные замеров объемов зака-
чанного и отобранного газов, а также статических пластовых
давлений в конце так называемого нейтрального периода, когда
нет ни закачки, ни отбора газа. Кроме того, определяют поло-
жение границы раздела газ —вода с помощью метода радио-
метрии скважин (часто используют нейтронный гамма-каротаж)
и коэффициент объемной газонасыщенности обводненной зоны.
Уравнение баланса газа в подземном хранилище имеет вид
Qr А «н (Он - Йг) 4^ = +
zHPa гвРа гкРа
-PaK(QH-QK) ^K*a -К?л, (Х.41)
^вкРа
где ра, рк — средневзвешенные по газонасыщенному объему по-
458
рового пространства давления соответственно до начала и
в конце отбора газа; ра — атмосферное давление; рв, Рвк—
средневзвешенные по обводненному объему газовой залежи
давления соответственно до начала отбора и в конце периода
отбора; £2Н — начальный объем порового пространства подзем-
ного хранилища, занятый закачанным газом, м1 * 3 * *; Qr, Qk — объ-
емы газонасыщенной (не обводненной) части порового прост-
ранства до начала и после прекращения отбора газа, м3; za,
z„, zB, zk, zBk — коэффициенты сверхсжимаемости газа при соот-
ветствующих давлениях и пластовой температуре; ан, ак —на-
чальная и конечная объемная газонасыщенность обводненной
зоны в долях единицы.
Из выражения (Х.41) определим рк:
<?3 Qu ®к («И ЙК) ——----------
: гвкРа
1_С pdQ Ч~ р2&2 ~Ь * • • 4~ Рп&п
fi J fii -|- fig “Ь • • * “Ь
Я
(Х.42)
(Х.43)
(Х.44)
«К = ИО 1,49 — <р Г
L X Рв
где Q3 — измеренный объем закачанного газа в хранилище до
начала отбора его, м3; а0 — объемная газонасыщенность об-
водненной зоны при начальном пластовом давлении; (р — коэф-
фициент, зависящий от темпа отбора газа из залежи.
По геологическим данным строится график зависимости га-
зонасыщенного объема порового пространства от положения
границы раздела газ — вода при остаточной водонасыщенности
S„, т. е. Q = Q(/i) (см. рис. Х.9).
Если рассчитанное рр и измеренное ри давления равны, за-
метных потерь нет. Если р>ри, по-видимому, могут быть по-
тери газа. Утечки могут обнаруживаться также по: появлению
газа и повышению давления в залегающих выше пластах, по
выходам газа на поверхность земли через трещины в горных
породах, через заброшенные и ранее пробуренные водяные, неф-
тяные или газовые скважины.
Потери газа можно оценить по разности между известным
объемом закачанного в подземное хранилище газа на начало
цикла отбора и запасами газа на эту же дату, подсчитанными
по падению пластового давления при отборе газа.
Пример. Определить начальные' запасы газа в подземном хранилище
по двум формулам при следующих исходных данных: /г0=1,5 мкм2; т0=
= 0,25; Л = 0,6; рск = 4,555 МПа; 7’Ск=180 К: 7\л = 293 К; (?д= 1130 106 * * м3;
Рвп/г»о= Ю,7 МПа; pB/zB = 8,0 МПа; ри/ги= 10,9 МПа; Q3=2,784-109 м3.
Объем связанной воды
S„ =0,437 — 0,155 1g (1500/25) = 0,16.
15*
459
Начальная газонасьпценность
рн = 1—0,16 = 0,84.
Коэффициент остаточной газонасыщенности обводненной зоны
а0 = (l — 1,415 Р 0.84 0,25)0,84 = 0,296.
Фиктивный постоянный объем порового пространства хранилища
Оф - 1130 108 = 41.8.10в мз.
107 — 80
Запасы газа в хранилище до начала отбора газа при условии (p./z,)a =
=const
Q3 = 41,8-106(107 — 0,296 109) = 3,13 IO9 м3.
Относительная ошибка расчета
(А-^з) 100 (3,13 — 2,784) 100
0з 2,784
Запасы газа в хранилище до начала отбора газа при условии ак =
= а0/(1— а0).
<?" = 41,8-106-109 р-^|-(l — 2 0,296)j = 2,67-109 м3.
Относительная ошибка расчета
(2,67-2,784) ,100=_4%
2,847
В пределах погрешности вычислений можно утверждать, что подземные
потери газа при эксплуатации подземного хранилища отсутствуют.
Оптимизация технико-экономических показателей ПХГ
при упруговодонапорном режиме эксплуатации
К основным технологическим параметрам ПХГ, от которых за-
висят затраты на его создание и эксплуатацию, относятся:
объем буферного газа, число и конструкция добывающих сква-
жин, мощность компрессорной станции (КС). Все эти пара-
метры взаимосвязаны.
Так, с ростом объема буферного газа уменьшаются число
добывающих скважин и мощность КС, используемой в про-
цессе отбора газа, но увеличивается мощность КС на закачку
газа.
Увеличение радиуса скважин, гидродинамически совершен-
ных по степени и характеру вскрытия пласта при постоянной
максимально допустимой скорости фильтрации на поверхности
забоя скважин, приводит к пропорциональному увеличению их
дебита, уменьшению числа скважин, что в свою очередь влияет
на объем буферного газа и мощность КС.
С другой стороны, использование различных типов компрес-
соров (поршневых, центробежных или винтовых с разным ти-
460
пом привода) вызывает изменение стоимости закачиваемого
буферного газа, а следовательно, сказывается на основных па-
раметрах ПХГ.
При работе ПХГ, созданных в ловушках водонасыщенных
пластов, вода может существенно вторгаться в ранее газона-
сыщенный объем порового пространства хранилища, не пол-
ностью вытесняя газ из обводняемого объема. Например, в ниж-
нещигровском горизонте Щелковского ПХГ в период отбора
газа этаж газонасыщенности сокращается за счет продвижения
воды от 17,5—18 до 9—10 м. При этом обводняется до 70 %
начального газонасыщенного объема хранилища и в зоне об-
воднения остается свыше 45 % объема буферного газа.
На подземном хранилище приведенные затраты составляют:
по скважинам
ЕКс + Эс = п[С„(£Ч-А) + рп], (Х.45)
по компрессорной станции
К [У^кс3 Ч" Хкс0] г ^ксз + ^ксо — 0.0038а (Е /2) Qo 1g
I Рг Рн
+ 0,0038ft Qo 1g — Q3 tg —
\ Pe Pt
по буферному газу
К Qg “i" = CgQg (E -y- f3),
(X.46)
(X.47)
где n — число скважин; Cn — стоимость одной скважины (бу-
рение, освоение, обустройство и обвязка); рп — годовые эксплу-
атационные расходы по одной скважине (без амортизации);
а — удельные капитальные затраты по КС на 1 кВт мощности;
Qo— суточный отбор газа из хранилища; Q3 — суточная за-
качка газа в хранилище; b — годовые эксплуатационные рас-
ходы по КС (без амортизации) на 1 кВт мощности; to, t3—
время работы ПХГ соответственно на отбор и закачку (в до-
лях единицы; за единицу принят цикл работы ПХГ); рг, Рн, )
Ро — давления соответственно на входе и на выходе КС при
закачке и на входе КС при отборе газа (давление на выходе
КС при отборе равно pr); ft, ?2, /з — нормы амортизации соот-
ветственно для скважин, КС и буферного газа (в долях еди-
ницы); Сб — стоимость буферного газа; Qo— объем буферного
газа, приведенный к давлению 0,1 МПа и пластовой температуре;
Ко ККСз, /<кср. Kq6— капиталовложения соответственно в сква-
жины, КС, используемую при закачке, КС, используемую при
отборе, и буферный газ; Эс, 5кс3. 5КСо, 9q6 — годовые эксплуата-
ционные расходы соответственно по скважинам, КС, исполь-
зуемой при закачке, КС, используемой при отборе, по буфер-
ному газу; Е — нормативный коэффициент эффективности ка-
питаловложений.
461
Для условий эксплуатации хранилища при упруговодонапор-
ном режиме объем буферного газа определяется так:
Qa Р* (1 + ак (Ф—О]
_ Zu
<?б =------------------------------------, : (Х.48>
/ Р» „ Рк \ Рк п „ч
гр I------ак----- I------(1 — ак)
\ гн гк / гк
где Qa.— объем активного газа, приведенный к давлению
0,1 МПа и пластовой температуре; рн, рк — давление в храни-
лище соответственно на начало и конец отбора газа; гн, гк—
соответствующие им коэффициенты сверхсжимаемости газа;
ак — остаточная объемная газонасыщенность в обводняемой
зоне хранилища (в долях единицы); ф = йн/йк — отношение на-
чального газонасыщенного объема порового пространства к ко-
нечному.
Из выражений (Х.45) — (Х.48) следует, что приведенные за-
траты по подземному хранению газа, зависящие от числа до-
бывающих скважин, мощности КС и объема буферного газа,
можно выразить следующим образом:
КПр = п[Сп (£ +Л) 4-рп] +0,0038а (£ +f2) Qo lg-^+Q3lg — | +
L Ре Рг J
I Рг Рн 1
-р 0,0038ft I Qa lg---tQ -p Q3 lg------i3 I -p Cg (E -p f3) X
\ Po Pr ’
_________г_к_________________
ф /_£>•_ __^(1_ак)
\ 2н Zk / 2k
(X.49)
При определении давления на входе КС в период отбора
через рк следует учитывать потери давления газа в пласте, по
стволу скважины и ее шлейфу. Считая, что КС совмещена
с групповым пунктом, и пренебрегая потерями давления в ап-
паратах подготовки газа, можно записать
д/ Рк-л4-(в + е + Вшде25)р2
(Х.50)
где А, В, 0, e2s, Вшл — коэффициенты, учитывающие потери
давления соответственно в пласте, по стволу и в шлейфе сква-
жины.
Число добывающих скважин, необходимых для обеспече-
ния заданного суммарного суточного дебита по хранилищу
в заключительный период отбора газа, зависит от конечного
давления рк-
При нелинейном законе фильтрации газа в пласте и посто-
янной максимально допустимой скорости фильтрации на забое
462
1
скважины, когда Р^ —Рг3=М + Bq2-, q—Cp^QJn, выражение для
Рк имеет вид
Здесь q — суточный дебит скважины; р3— забойное давление;
С — коэффициент, определяемый постоянным градиентом дав-
ления или допустимой скоростью фильтрации на забое сква-
жины.
Для определения оптимального соотношения числа добыва-
ющих скважин, мощности КС и объема буферного газа, при
котором в условиях упруговодонапорного режима эксплуатации
хранилища достигается минимум приведенных затрат, найдем
первую производную dKuvldn и приравняем ее нулю. При этом
произведением пра можно пренебречь, поскольку оно мало за-
висит от числа скважин п. Тогда для нелинейного закона филь-
трации газа в пласте получим
—£»_ QaC6 (И 4- /3)
?н_______________ _
2СП
Для линейного закона фильтрации газа в пласте в формуле
(Х.52) коэффициент В = 0.
Уравнение (Х.52) решается графоаналитическим методом
или с помощью ЭВМ. В первом случае строится график п—f(n),
представленный на рнс. Х.4, где f(n)—выражение, стоящее
в правой части уравнения. Вычислив выражение, стоящее в ле-
вой части уравнения, по графику находим число скважин, а за-
тем— объем буферного газа и мощность компрессорной стан-
ции, при которых приведенные затраты в ПХГ минимальные.
Пример. Рассмотрим порядок расчетов по определению оптимального
соотношения числа добывающих скважин, мощности компрессорной станции
и объема буферного газа при упруговодонапорном режиме эксплуатации
ПХГ.
Критерий оптимальности — минимальные приведенные затраты на хране-
ние газа. Исходные данные для расчета: газохранилище образует залежь
403
массивного типа в ловушке, для которой известна зависимость ее газонасы-
щенного объема от этажа газонасыщенности; пласт-коллектор толщиной
100 м залегает на глубине 850 м и представлен рыхлым песком пористостью
0,28, проницаемостью в газонасыщенной части 2 мкм2 н водонасыщенной
2,5 мкм2; коэффициент объемной упругоемкости воды н породы равен
0,1055-10-4 МПа-1; вязкость пластовой воды 1 Па-с; пластовая темпера-
тура 293 К; ра=9,4 МПа; рг=4,0 МПа; Qa=l,35-109 м3; Q0 = Q3 =
= 8-10® м3/сут; /1 = 0,03; /2 = 0,1; /я=0,02; а = 225 руб/кВт; Ь = 41 руб/(кВт/год)
(компрессоры поршневые типа 10 ГКН); Сп=1,3-10® руб/скв; Со =
= 6- 10-3 руб/м3; £=0,15; (а = /о=0,5 года.
Примем, что фильтрация газа в пласте происходит по линейному закону
(В=0), а эксплуатация скважины — при постоянном градиенте давления,
при котором депрессия равна 2 МПа;
Л = 0,0021 -^МПа>2 ; С = 2000 —3/-СуТ .
м3/сут МПа
Вначале выполняют расчеты по вторжению пластовой воды в подзем-
ное хранилище при отборе газа, в результате которых находят значение йв
и затем отношение Чг=йн/йк.
Эти расчеты рекомендуется проводить по методике, учитывающей изме-
нение остаточной газонасыщенности и фазовой проницаемости для воды
в обводняемой зоне хранилища.
Методика позволяет находить текущее положение контакта газ — вода
(сокращение в процессе отбора газа среднего радиуса газовой зоны для пла-
стовой залежи и этажа газоносности для залежи массивного типа), а также
учитывать анизотропность пласта, если известны средние значения его про-,
ннцаемостей в вертикальном и горизонтальном направлениях.
Полагая при первом приближении, что
Он —
получим: при йн = 23,4- 10® м3, Йи = 7,8- 10® м3. Тогда Ч',= Йн/Йк = 3. Находим,
что выражение, стоящее в левой части уравнения (Х.52), равно 183,26.
Для построения графика п—f(n) найдем несколько значений правой
части уравнения (Х.52) для произвольных значений л. Так, прн п = 52[ (п) =
= 215,44; при л = 46/(л) = 167,13; прн л=50/(р) = 192,85. По графику находим,
что значению /(л) = 183,26 соответствует л=49 (см. рис. Х.13). Для этого
значения л по формуле (Х.51) определяем, что рк = 8,37 МПа, а из уравне-
ния (Х.48) <?б= 1,48-109 м3. Затем уточняем значения йк н йн:
<?б - «к (Об + <?а)
йк = --------------------------- = 8,19-10® м3,
-^-(1-ак)
Zk
Йн = йкф = 24,57-10® м3.
Если полученное значение йя равно или меньше объема ловушки храни-
лища по газу, а йк не меньше допустимого предела обводнения хранилища,
обусловленного обеспечением безводной эксплуатации сводовых скважин, то
расчет можно продолжать.
В случае, когда йн превышает объем ловушки нлн Йк меньше допусти-
мого предела, следует сократить объем активного газа Qa или отказаться от
выполнения условия организации ПХГ прн минимальных приведенных затра-
тах, т. е. пойти на менее экономичный вариант.
Определим необходимую мощность компрессорной станции ПХГ при за-
качке газа в хранилище.
Максимальная степень сжатия прн рн=Ю,5 МПа в конце закачки газа
составляет 2,6, расчетная мощность КС на закачку газа NKca= 12,74-103 кВт,
464
Поскольку мощность одного агрегата 10 ГКН равна 1100 кВт, следует устано-
вить 12 агрегатов суммарной мощностью 13 200 кВт.
Проверим, нужно ли использовать КС прн отборе газа. Для этого по фор-
муле (Х.50) найдем, что р0 = 7,22 МПа. Поскольку ра>рт КС прн отборе не
используется.
Расчетные капиталовложения составят: в скважины 6,37 млн. руб., в КС
2,97 млн. руб., в буферный газ 8,88 млн. руб., а годовые эксплуатационные
расходы соответственно 229,32, 567,6 н 177,6 тыс. руб. Суммарные годовые
эксплуатационные затраты 974,52 тыс. руб. Приведенные затраты по хране-
нию газа 3,7 млн. руб.
При проведении оптимизационных расчетов на стадии проектирования
ПХГ с помощью выражения (Х.52) можно также исследовать влияние диа-
метра добывающих скважин, степени и характера вскрытия скважинами
пласта, различного типа компрессорного агрегата (поршневого, центробеж-
ного), различной удельной стоимости буферного газа на технико-экономиче-
ские показатели ПХГ. По настоящей методике исследовалось влияние на
технико-экономические показатели ПХГ типа компрессорного агрегата, сте-
пени подвижности пластовых вод н удельной стоимости буферного газа.
Было установлено, что наибольшее влияние оказывают степень подвижности
пластовых вод и удельная стоимость буферного газа. При этом объем актив-
ного газа — заданная постоянная величина.
§ 5. ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ЖИДКИХ ГАЗОВ
В ПУСТОТАХ
ПХГ в отложениях каменной соли
ПХГ в непроницаемых горных породах — это естественная или
искусственно созданная полость (емкость) в комплексе с на-
земным и подземным технологическим оборудованием, обеспе-
чивающим прием, хранение и отбор продуктов.
Хранимые продукты могут находиться в газообразном (при-
родный газ, этан, этилен и др.) или жидком (пропан, бутаны,
бензин, дизельное топливо и др.) состоянии.
ПХГ создают в отложениях каменной соли (пласты, мас-
сивы, штоки), в непроницаемых или практически непроницае-
мых горных породах, таких как гипс, ангидрит, гранит, глина
и др., в заброшенных шахтах, карьерах или других горных вы-
работках, в плотных горных породах специальными методами
(ядерные взрывы и др.).
Из ПХГ всех типов в непроницаемых горных породах
в СССР и за рубежом наиболее распространены хранилища
в отложениях каменной соли. Около 90 % всех хранимых про-
дуктов размещены в таких хранилищах. Возможность и тех-
нико-экономическая целесообразность создания ПХГ этого типа
обусловлены специфическими и физико-химическими свойствами
каменной соли и условиями ее залегания.
Строение отложений каменной соли различно — это массивы,
купола, штоки, линзы и пласты различной толщины при раз-
личных углах падения. Отложения каменной соли состоят либо
полностью из минерала галита («чистая соль»), либо содержат
включения: прослои и линзы ангидритов, гипса, карбоната
кальция и других минералов и пород.
465
Химический состав галита: 39,39 % Na и 60,61 % С1. Моле-
кулярная масса 58,44, плотность 2,1—2,2 г/см1, твердость по
шкале Мооса 4,0—2,5. Галит бесцветен, прозрачен и имеет
стеклянный блеск. В зависимости от вида и количества при-
месей соль окрашивается в желтый, розовый, красный, бурый,
коричневый и зеленый цвет.
Месторождения каменной соли широко распространены по
всей территории Советского Союза. Глубина залегания камен-
ной соли изменяется от нескольких метров до 2500 м. Чаще от-
крытые месторождения залегают на глубинах 100—1000 м.
Для оценки пригодности объекта для сооружения и эксплу-
атации ПХГ в отложениях каменной соли проводится комплекс
специальных разведочных работ. Изучается накопленный гео-
логический материал, бурятся разведочные скважины, прово-
дятся геофизические, гидрогеологические и карстологические
исследования, отбираются керны для лабораторных исследова-
ний и т. д.
Результаты разведки оцениваются с позиций следующих кри-
териев пригодности объекта для создания ПХГ: герметичность,
прочность и устойчивость отложений каменной соли, инерт-
ность по отношению к хранимому продукту, энергозатраты на
размыв.
Методы и схемы размыва подземных емкостей
Размыв емкостей каменной соли осуществляется через буро-
вые скважины пресной или слабо минерализованной водой.
Применяют два метода размыва.
1. Циркуляционный — путем закачки пресной или слабо ми-
нерализованной воды и выдавливания на поверхность насы-
щенного рассола (закачку и отбор проводят через одну, две
или несколько скважин).
2. Струйный (или орошение), когда размыв проводят при
помощи струи воды, направляемой на соляные отложения
(стенку камеры) в не заполненном жидкостью пространстве
с подачей рассола на поверхность погружными насосами или
путем вытеснения его сжатым воздухом.
Циркуляционный метод размыва основан на способности
соли растворяться при омывании ее поверхности пресной или
слабо минерализованной водой. Каменная соль хорошо раство-
ряется в пресной воде. Так, при 20°C в 1 м3 воды может рас-
твориться 358 кг соли. Для образования 1 м3 емкости в сред-
нем требуется 6—7 м3 воды.
Опыты показали, что при угле наклона реакционной поверх-
ности к горизонту больше 90° наблюдается отрыв струек рас-
сола от пограничного слоя, а при угле 180° пограничный слой
практически отсутствует, так как насыщенный рассол в виде
отдельных струек стекает вниз. В промежутках между этими
струйками растворитель соприкасается непосредственно с твер-
466
дой поверхностью. Массообмен в этом случае зависит только
от скорости химического взаимодействия иа контакте соль
растворитель и, естественно, более интенсивен, чем при нали-
чии пограничного слоя. В результате размыв потолочин ем-
кости происходит быстрее, чем боковых стенок и особенно
подошвы пласта. Экспериментальными исследованиями было ус-
тановлено, что линейная скорость размыва поверхности умень-
шается от 0,7—0,8 см/ч у потолочины до 0,06—0,12 см/ч у дни-
ща, т. е. в 8—10 раз.
Рис. Х.12. Технологическая схема
сооружения подземной емкости
в отложениях каменной соли сту-
пенями сверху—вниз.
1 — обсадная колонна труб; 2 — внеш-
няя рабочая колонна труб; 5 —внут-
ренняя рабочая колонна труб; 4 —
устройство для подвески рабочих ко-
лонн труб; 5 — устройство для под-
вески напорных трубопроводов: 6 —
тройник для подвески труб; 7, 19 —
манометры; 8 — термометр; 9, 10, 14,
16 — задвижки; 11, 13, /5 —приемона-
порные трубопроводы: 12— перемычка;
17 — регулирующие вентили;: 18 — мета-
нольный бачок; 20— поддувная свеча;
21 — предохранительный клапан; I — со-
оружение емкости на первом этапе прн
прямоточном режиме размыва; // — со-
оружение емкости на втором этапе при
противоточном режиме размыва; а, б,
в. г — стадии развития емкости
Описанный механизм размыва подземной емкости приводит
к закономерной тенденции образования конусообразных емкос-
тей (с основанием конуса наверх). Такая форма емкости мо-
жет привести к обрушению потолочины даже при небольших
объемах емкости.
Из горной механики известно, что наиболее прочные и ус-
тойчивые формы горных выработок — сфероидальные или свод-
чатые емкости. Для создания подземных емкостей заданной
формы и размеров разработаны специальные процессы размыва
с применением и без применения нерастворителя — жидкого или
газообразного продукта, который легче воды и химически ней-
трален к соли и ее водным растворам. В качестве жидких не-
растворителей используют нефть, керосин, дизельное топливо,
сжиженный газ, газообразные нерастворители: воздух, природ-
ный газ, инертные газы (СОг и др.).
К преимуществам газообразных нерастворителей относятся
простота регулирования и управления потоками, расходами и
467
давлениями, возможность хранения без наземного хранилища и
предварительной сотмывки» емкости, возможность программи-
рования и автоматизации процесса размыва, относительно низ-
кая стоимость нерастворителя и процесса размыва.
Недостатки нерастворителей — опасность разрушения пото-
лочины, перемешивание с хранимым продуктом, выпуск газа
в атмосферу при снижении давления в хранилище при подъеме
труб.
Управление процессом размыва осуществляется путем из-
менения положения концов колонны труб, направления и ско-
рости потоков растворителя, регулирования концентрации рас-
сола на входе и выходе из емкости, перемещения контакта рас-
сол— нерастворитель, а также интенсификацией растворимости
соли. При выборе технологической схемы размыва исходят из
наилучшей управляемости процессом при оптимальных техни-
ко-экономических показателях с учетом горно-геологических
условий и технической оснащенности.
Схема размыва подземной емкости приведена на рис. Х.12.
Теоретические основы проектирования размыва
подземных емкостей в отложениях каменной соли
Теория размыва подземной емкости в соляных отложениях
позволяет получить зависимость концентрации рассола на лю-
бом этапе формирования емкости от расхода растворителя и
сроков размыва.
Зависимость между пространственно-временными изменени-
ями концентрации растворителя C—f(x, у, z, t) описывается
дифференциальными уравнениями: диффузионного и конвек-
тивного переноса вещества; массообмена на границе раздела
пограничного слоя с общей массой растворителя; массообмена
на границе раздела твердой и жидкой фаз и уравнением дви-
жения вязкой жидкости (Навье—Стокса). Даже при сущест-
венных допущениях не получено решений системы указанных
уравнений. В связи с этим процессы размыва исследуют мето-
дами физического моделирования, а расчетные формулы полу-
чены эмпирически при обработке результатов эксперимента.
Количество соли, растворенное водой с реакционных поверх-
ностей, различно ориентированных в пространстве, определяют
по следующим формулам:
для поверхностей, расположенных под углом наклона 90°
<7р^180° к горизонту
о= Г1----/1 J----------L_ \ (8,75sin Р +5,78), (Х.53)
L Снрр J 22,4 /
для поверхностей, расположенных под углом наклона 0'^
^<р^90° к горизонту
468
q=(\-----£₽P«_\ / 1 ---— \ (3,75g)0'5 4- 1,80), (X.54)
\ СнРр / \ 22,4 /
где q — количество соли, растворенное водой с единицы по-
верхности каверны, в кг/(м2-ч); С? и Сн — концентрация соот-
ветственно растворителя и насыщенного рассола, кг/м3; рр и
Рн — плотность соответственно растворителя и рассола, кг/м3;
t — температура растворителя, °C; р, ср — углы наклона реак-
ционных поверхностей, радианы; 22,4; 8,75; 5,78; 3,75; 1,80—
размерные коэффициенты.
Используя эти формулы и представляя геометрию размыва-
емой камеры как последовательный (поэтапный) ряд емкостей
определенной конфигурации, рассчитываем концентрацию и
расход рассола для каждого этапа и сроки размыва. Для пред-
варительных проработок вариантов размыва используют упро-
щенные формулы, осредняя параметры камер (без разбивки
на этапы).
Поскольку форма размываемой камеры может существенно
отличаться от принятой расчетной схемы, целесообразно было
провести специальные обобщения экспериментов для создания
более общих методов расчета.
Ниже приведена последовательность проектирования раз-
мыва подземных емкостей в отложениях каменной соли.
1. Выбор технологической схемы размыва. Опыт сооруже-
ния подземных емкостей позволяет рекомендовать в качестве
основной схемы ступенчатый противоток, а в сложных горно-
геологических условиях — ступенчатый прямоток.
2. Составление расчетной схемы формообразования емкости
ведется с учетом следующего: а) растворяющиеся поверхности
располагаются по отношению к растворителю под углом 90 и
180° (вертикальная боковая стенка и горизонтальная потолоч-
ная); б) линейные скорости растворения поверхностей, одина-
ково ориентированных в пространстве выше башмака внешней
рабочей колонны, не зависят от высоты камеры и принима-
ются равными; в) линейная скорость растворения горизонталь-
ной поверхности в 1,5 раза (нерастворитель — воздух) выше
линейной скорости растворения вертикальной поверхности. Рас-
четную схему формообразования принято строить в виде вер-
тикального сечения по оси проектируемой емкости.
Форму гидровруба 1 принимают цилиндрической из условия
приема нерастворимых включений. В конце размыва форму
гидровруба принимают в виде усеченного конуса, равновели-
кого по объему начальному цилиндру с диаметром нижнего ос-
нования, равным 2/3 диаметра цилиндра. На каждом заданном
этапе строят форму емкости для зоны выше башмака колонны
с учетом изложенного выше, а для зоны ниже башмака с уче-
* Гидровруб — начальный этап управляемого размыва по радиусу ци-
линдрической камеры небольшой высоты (1—1,5 м) в каменной соли.
469
том диаметра гидровруба, который принимается за основание
усеченного конуса.
3. Расчет основных технологических параметров. В качестве
поверхности растворения принимают «приведенную поверх-
ность» (условную вертикальную поверхность, количество соли
с которой, растворяемое водой в единицу времени, равно коли-
честву соли, растворенному с поверхности емкости сложной гео-
метрической формы).
Вводят понятия приведенной скорости растворителя и при-
веденного коэффициента скорости растворения. Эксперимен-
тальные исследования В. А. Мазурова и Б. Н. Федорова поз-
волили установить область автомодельности и получить систему
расчетных формул. Этот метод расчета надежен, прост и дает
высокую точность.
Приведенная поверхность растворения в соответствии с при-
нятой схемой формообразования
и т
Sn = X S.B+ 1.5 X S.r,
i=i i=i
(X.55)
где SiB и Sir — площади вертикальных и горизонтальных по-
верхностей растворения.
Концентрацию поступающего на поверхность рассола на
любом этапе формирования емкости рассчитывают по форму-
лам
С = СН
(Х.56)
где С„ — концентрация насыщенного рассола, кг/м3; Кп — при-
веденный коэффициент скорости растворителя, м/ч; ип — приве-
денная скорость движения растворителя, м/ч;
чп — Q! Sn
(Х.57)
где Q — расход растворителя, м3/ч; Sn — приведенная поверх-
ность растворения, м2.
Среднеинтегральную концентрацию рассола на отдельном
этапе формообразования или при размыве всей емкости (при
условии непрерывности процесса и монотонного изменения ве-
личины растворяющейся поверхности при постоянном расходе
растворителя) можно определить по формуле
|п (^п/цп)г ~т 1
(Кп/ип)1 т 1
(Кп'ип)2 — (KnIU П)1
(Х.58)
где (An/«n)i и (Кп/«п)2 — отношение приведенного коэффици-
ента скорости растворения к приведенной скорости движения
растворителя (диффузионное число Стентона) соответственно
в начале и конце рассматриваемого этапа.
470
Время размыва этапа или всей емкости
QpGcp
(Х.59)
Здесь G — масса соли, поступившей на поверхность с рас-
солом, кг; QP— расход рассола, м3/ч.
Для противоточного режима
G = Уф (pcg — 0.8С), (Х.60)
для прямоточного
0= Уф (Peg- 1.15С), (Х.61)
где Уф — объем камеры, м3; рс — плотность каменной соли,
кг/м3; С — концентрация рассола на конец этапа, кг/м3.
Для определения приведенного коэффициента скорости рас-
творения получены следующие эмпирические формулы:
при противотоке
/Сп = (3,53+ 0,158/) и°'13, 0,7 =cun + 32; (Х.62)
при прямотоке
/Сп = (2,78 + 0,125/) и°’13 0,4+un + 32. (Х.63)
4. Подачу нерастворителя — воздуха (в м3/сут) определяют
по формулам
Qbos (0 =AVr (/) + Vp (/) SK + 24QpSp, (X .64)
где A — коэффициент приведения объема воздуха к нормаль-
ным условиям; Уг(()—функция, описывающая изменение объ-
ема, занимаемого воздухом в верхней части камеры; Vp(t) —
функция, описывающая изменение объема рассола, находяще-
гося в камере; SK— растворимость воздуха в рассоле в ка-
мере, м3/м3; Qp — расход рассола, м3/ч; So— растворимость
воздуха в рассоле у башмака рассолоподъемной колонны,
м3/м3; рк — абсолютное давление воздуха в камере, МПа; zK —
коэффициент сверхсжимаемости газа; Т — температура воз-
духа в камере, К; рСт — плотность при стандартных условиях;
Тст — температура при стандартных условиях.
Для расчета растворимости воздуха в рассоле при различ-
ных условиях можно использовать формулу В. А. Мазурова
lg SK = Igp — 0,00055р — 0.0024С + 0.00000053С2 — 0,012/ +
+ 0.000122/2 + 0,465,
(Х.66)
где SK—растворимость воздуха в рассоле, %; р— давление,
МПа; t—-температура, °C; С — концентрация рассола, г/л.
В табл. Х.8 даны -некоторые результаты расчета по описы-
ваемой методике размыва емкости подземного хранилища.
471
На рис. Х.13 приведены результаты расчетов н фактическая
форма емкости.
На рис. Х.14 приведены фактический и расчетный графики
подачи воздуха в емкость.
Рис. Х.13. Расчетная и фактическая
формы емкости подземного храни-
лища.
I и 2 — по осям соответственно СЮ и
ВЗ; 3 — по расчету
Рис. Х.14. Фактическая (/) и рас-
четная (2) зависимости подачи воз-
духа от времени
Таблица Х.8. Расчетные и фактические данные создания емкости подземного
хранилища
Объем камеры в начале и конце этапа. м‘ Средним расход рассола на этапе. М Ч Приведен- ная поверх- ность растворе- ния в начале и конце этапа, м2 Продолжительность этапа, ч Концентрация рассола в конце этапа, кг/м’
си а. о с фактически относитель- ная погреш- ность, % по расчету фактически относитель- ная погреш- ность, %
24 000 78,6 7 170 2400 2201 4-9,1 268 262 + 0,4
47 200 9 510
47 200 93.0 9 510 2120 2009 + 5,5 267 255 + 4.7
75 800 12 420
24 000 85,5 7 170 4470 4270 + 4,7 255 + 4,9
75 800 12 420
472
Из этих рисунков видно, что изложенная методика доста-
точно точная для проектирования размыва емкостей в масси-
вах каменной соли.
Интенсификация размыва каменной соли
Физико-химические и гидродинамические явления, происходящие
при создании подземных емкостей, предопределили три основ-
ных направления интенсификации размыва каменной соли.
1. Воздействие на перемешивание всей массы растворителя
в емкости с целью равномерного распределения концентрации
соли. Это достигается применением различных схем размыва.
Однако значительного эффекта интенсификации размыва полу-
чить не удается, так как концентрация рассола очень быстро
стабилизируется и принимает постоянное значение при данной
схеме размыва.
2. Воздействие на пограничный слой растворителя. Допол-
нительный массоперенос обеспечивают пузырьки воздуха или
другого газа, выделяющиеся у стенок камеры. Это явление
было отмечено при использовании воздуха в качестве нерас-
творителя и подачи его растворенным в воде. Установлено, что
растворимость поверхностей в вертикальном направлении выше
при газообразном нерастворителе, чем при жидком. В качестве
газа могут быть использованы также углекислый газ, пропан
и другие легкие углеводороды. Для улучшения образования
пузырьков при снижении давления рекомендуется добавлять по-
верхностно-активные вещества.
Массообмен в пограничном слое усиливается под действием
упругих колебаний звуковых частот. Эксперименты показали,
что в зависимости от интенсивности излучения скорость рас-
творения соли возрастает в 1,5—2 раза. Относительная эффек-
тивность воздействия упругих колебаний увеличивается с рос-
том начальной концентрации рассола.
Третье направление интенсификации основано на изменении
параметров процесса. Известно, что солесъем зависит от тем-
пературы растворителя. Лабораторные эксперименты показали,
что повышение температуры растворителя с 20 до 40—50 °C
привело к росту солесъема в 1,5—2 раза.
Современное состояние интенсификации размыва характе-
ризуется активным поиском и разработкой промышленных ме-
тодов. Широкое промышленное внедрение методов интенсифи-
кации позволит сократить сроки строительства подземных
хранилищ в отложениях каменной соли и повысить их технико-
экономическую эффективность.
473
Определение объема и формы подземных емкостей
Для управления процессом размыва и контроля за состоянием
емкости в процессе эксплуатации необходимо знать ее объем
н форму. Эти данные получают из информации о размыве ем-
кости (общем объеме закачанной пресной воды, концентрации
рассола) и при помощи дистанционных приборов, спускаемых
в емкость.
По информации об объеме и плотности выщелоченной соли
можно оценить объем емкости, но практически невозможно
определить ее форму. Погрешность этих методов значительна
и обусловлена анизотропией соли, наличием нерастворимых
включений, сложностью динамики размыва и т. д. Таким обра-
зом, наземные методы контроля за объемом применяют для
ориентировочной оценки.
Основными методами определения объема и формы подзем-
ных емкостей являются ультразвуковая гидролокация, методы,
проводимые с помощью электроуровнемера, спускаемого в за-
полненный рассолом и нефтепродуктом емкость, а также те-
левизионных установок и оптических измерительных приборов
в незаполненных емкостях.
Гидролокационные измерения проводят периодически при
размыве, завершении строительства и эксплуатации емкости.
При измерениях размыв прекращают и через устьевую арма-
туру скважины и внутреннюю колонну на каротажном кабеле
в емкость спускают скважинный снаряд гидролокатора. Элект-
ропитание его и наземного пульта осуществляется от общего
блока питания каротажной станции.
В гидролокаторах («Контур» и «Луч») применяют электрон-
но-лучевой индикатор с фоторегистратором или самопишущий
прибор, фиксирующий измерения в полярных координатах. От-
клонение электронного луча или пера регистратора от нуле-
вого положения пропорционально интервалу времени t между
моментом посылки лоцирующего импульса и приходом его от-
ражения от стенки емкости. Размер камеры определяют по
формуле
R=vt/2, (Х.67)
где R—расстояние от излучателя до стенки камеры подзем-
ного хранилища; v— скорость распространения ультразвука
в жидкости, заполняющей емкость (устанавливают при калиб-
ровке прибора); t — время, определяемое путем измерений.
На рис. Х.15 приведено одно из сечений емкости подзем-
ного хранилища, полученное при помощи фоторегистратора
с индикатором кругового обзора (звукового каверномера).
После съемки сечения камеры на данном уровне скважин-
ный снаряд гидролокатора перемещают на новый уровень. Рас-
стояние между соседними уровнями зависит от размеров ем-
кости и сложности ее формы и колеблется от 1—2 до 20 30 м.
474
Детальное представление о форме емкости дает совокуп-
ность всех горизонтальных сечений, которую иногда представ-
ляют в виде пространственной модели.
Форму элементарного объема между сечениями можно гео-
метрически представить в виде цилиндра, усеченного конуса
или шарового слоя. Определять объем принято по формуле для
усеченного конуса
V = — S /s,Sl-+1),
3
(X.68)
где V — объем емкости ПХГ; h — расстояние между соседними
горизонтальными сечениями i и
i+Г, S;, Si+i — площадь сечения
емкости соответственно на глу-
бине Hi и Hi+\.
Опыт измерений показал, что
при неблагоприятных условиях
погрешность гидроакустических
данных может достигать 10—
15 %, поэтому в каждом случае
требуется оценивать суммарную
погрешность измерений.
Работы по контролю за фор-
мой и объемом незаполненных
емкостей выполняют в следую-
щем порядке. Сначала делают
визуальный обзор внутренней по-
лости емкости при помощи те-
лекамеры. Отдельные участки
стенок камеры фотографируют и
ориентировочно оценивают размер
измерительным прибором с учетов
Рис. Х.15. Поперечное сечение
подземной емкости, полученное
с помощью звукового каверно-
мера
ы емкости. Затем оптическим
телевизионных наблюдений
измеряют размеры сечений через заданный интервал глубин.
Объем емкости рассчитывают по формуле (Х.68).
Особенности эксплуатации ПХГ в отложениях каменной соли
Технологическая схема и режим эксплуатации ПХГ зависят
от цели хранения: регулирование суточных, сезонных или за-
водских колебаний потребления топлива, сырья или готовой
продукции. Процесс эксплуатации ПХГ состоит из четырех
циклов: закачка, хранение, отбор, простой частично или пол-
ностью опорожненного хранилища.
Продукт закачивают двумя способами: самотеком и с при-
менением насосов. В период неподвижного состояния продукта
в емкости проводят соответствующий контроль за давлением,
положением уровней продукта и за оборудованием.
475
Хранимый продукт при его отборе вытесняют из емкости
рассолом, газообразными агентами или другими продуктами.
Откачку ведут с помощью погружных насосов. Для подъема
газожидкостной смеси по скважине используют газлифт. Во
время простоя частично опорожненной емкости контролируют
допустимые давления, уровни и состояние оборудования. Про-
должительность каждого цикла зависит от назначения ПХГ,
простой его следует сокращать до минимума.
Наиболее распространены технологические схемы эксплуа-
тации ПХГ с применением жидкого рабочего агента. В зависи-
мости от способа вытеснения применяют схемы эксплуатации
хранилищ с жидким и газообразным рабочим агентом.
Преимущества схемы с жидким рабочим агентом: рассол
нейтрален по отношению к стенкам хранилища и к хранимому
продукту, плотность его выше плотности продукта, в связи
с чем увеличивается эффективность вытеснения; во всех точках
технологической схемы и в подземных резервуарах отсутствует
паровая фаза хранимого продукта (нет «больших и «малых»
дыханий); продукт находится в хранилище под давлением
столба рассола.
Недостатки схемы: необходимость хранения рассола в рас-
солохранилищах (получение рассола с рассолопромыслов или
из скважин, пробуренных на неглубокие пласты минерализо-
ванной воды), поддержание заданной концентрации рассола,
сохранение герметичности стенок и ложа рассолохранилнша,
изменение плотности рассола вследствие нагрева в подземной
емкости холодного закачанного рассола.
Технологическая схема эксплуатации ПХГ с жидким рабо-
чим агентом представлена на рис. Х.16.
В данном случае сжиженный газ сливают на железнодо-
рожной эстакаде 2. Возможно также поступление сжиженного
газа по трубопроводу или доставка водным транспортом. На-
сосами 3 при избыточном давлении, достаточном для вытесне-
ния рассола, жидкий газ подается по кольцевому пространству
скважины в верхнюю часть емкости, а рассол по внутренней
рассолоподъемной колонне вытесняется в наземное рассолохра-
нилище 8. Возможно создание и подземных рассолохранилищ.
После слива жидкой фазы железнодорожные цистерны осво-
бождаются от паров пропана, которые сжимаются компрессо-
ром 5 и сжижаются в конденсаторе 6. Из сборника конденсата
7 сжиженный газ периодически откачивается в подземную ем-
кость 1.
Сжиженный газ отбирают путем вытеснения его рассолом,
который подается из рассолохранилища 8 насосами 9 в цент-
ральную рассольную колонну, а сжиженный газ по затрубному
пространству поступает на поверхность. Сжиженный газ после
хранения при необходимости поступает на установку осушки
газа 4. Если содержание влаги в газе не превышает допусти-
мого, сжиженный газ подается непосредственно из хранилища
476
на эстакаду 2 для налива в железнодорожные цистерны или
выдается другим потребителям.
Преимущества схем ПХГ с газообразным рабочим агентом:
отсутствие рассолохранилищ и всех затрат, связанных с их экс-
плуатацией, закачкой и отбором рассола, возможность извле-
чения остатков нефтепродуктов, отсутствие опасности неуправ-
ляемого доразмыва емкостей, гибкость управления режимами
закачки и отбора, простота схемы, существенное снижение ка-
Рис. Х.16. Схема эксплуатации подземного хранилища сжиженных газов
в отложениях каменной солн.
/— подземная емкость; 2 — железнодорожная эстакада; 3 — продуктовые насосы; 4 —
установка осушки газа; 5 — компрессор; 6 — конденсатор; 7 — сборник конденсата; 8 —
рассолохраннлище; 9 — насосы для перекачки рассола.
/ — трубопровод жидкой фазы; //— трубопровод поровой фазы; /// — рассольный тру-
бопровод
питальных вложений и эксплуатационных затрат, использов )
ние газообразного агента при отборе продукта для подъема
жидкости по способу газлифта.
Недостатки этих схем: повышение требований к герметич-
ности скважин и емкости; опасность растворения газообраз-
ного агента в хранимом продукте, что ведет к изменению
товарных свойств; специальные требования к свойствам газооб-
разного агента; опасность р.езкого снижения внутреннего дав-
ления в емкости при утечках газа.
Газообразные агенты должны удовлетворять следующим ус-
ловиям: не конденсироваться при давлении и температуре хра-
нилища; незначительно растворяться в хранимых продуктах и
не вступать с ними в химическое взаимодействие; незначительно
растворять в себе пары хранимых продуктов; не образовывать
477
с парами продуктов взрывоопасной смеси. Простота получения
и небольшая стоимость газообразных агентов также опреде-
ляют целесообразность применения схемы.
В качестве газообразных агентов можно использовать азот,
выхлопные и топочные газы, продукты сгорания части храни-
мого продукта, природный газ, состоящий в основном из ме-
тана.
В отложениях каменной соли хранят не только жидкие газы
и нефтепродукты, но и природные газы в газообразном состоя-
нии.
Технико-экономические показатели создания
и эксплуатации подземных хранилищ в непроницаемых
горных породах
Результаты технико-экономических исследований позволяют ус-
тановить основные зависимости удельных капитальных и экс-
плуатационных затрат от объема, глубины хранилища и дру-
Рис. Х.17. Зависимость удельных капитальных вложений в строительство ПХ
жидких газов от глубины залегания пласта и геометрической емкости ка-
верны.
/ — L = 1000 м; 2 — Г = 500 м; 3 — L = 25O м
Рис. Х.18. Зависимость годовых эксплуатационных затрат при эксплуатации
ПХ жидких газов от глубины залегания пласта н геометрической емкости
каверны.
1 — Г-1000 м; 2 — /. = 500 м; 3 — L = 250 м
Удельные капитальные вложения снижаются с увеличением
объема хранилища по гиперболической кривой, а с увеличе-
нием глубины возрастают почти линейно. Стоимость наземных
комплексов составляет 40—50 % всех затрат для хранилищ не-
478
большого размера (10 тыс. м3) и 30—40 % для хранилищ
большого размера (100 тыс. м3), т. е. мало зависит от объема
хранилища. Поэтому капитальные вложения существенно сни-
жаются при увеличении объема хранилищ. Стоимость сброса
рассола на глубину 1500 м или подача его потребителю на рас-
стояние 100 км (рассолопромысел, завод и т. д.) составляет
примерно 20—30 % для хранилищ объемом 10 тыс. м3 и 30—
40 % Для хранилищ объемом 100 тыс. м3.
Затраты на размыв емкостей составляют всего 6—10 % об-
щей суммы капитальных вложений. Удельные эксплуатацион-
ные расходы в зависимости от объема и глубины заложения
изменяются практически по тем же закономерностям, что и ка-
питальные вложения, т. е. снижаются по гиперболической кри-
вой в зависимости от объема и возрастают прямолинейно
с увеличением глубины. Уменьшение эксплуатационных расхо-
дов с увеличением объема хранилища происходит вследствие
того, что такие статьи затрат, как заработная плата, аморти-
зация и прочие расходы, составляющие в сумме 75 % всех за-
трат, изменяются незначительно с увеличением объема храни-
лища.
ОГЛАВЛЕНИЕ
ГЛАВА I. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ....................................... 3
§ 1. Состав н классификация природных газов....................3
§ 2^Физико-химические свойства углеводородных газов.............6
§ 3. Газовые смеси...........................................10
§ 4. Жидкие смеси............................................14
§ 5. Аналитические методы расчета физических свойств природных газов 15
§ 6. Упругость насыщенных паров..................................40
§ 7. Определение составов фаз равновесных двухфазных многокомпо-
нентных систем...................................................43
§ 8. Уравнения фазовых концентраций..............................48
§ 9. Определение констант фазового равновесия по давлению схождения 51
§ 10. Определение констант фазовых равновесий компонентов с помо-
щью уравнения состояния ........................................ 53
§ 11. Аналитический расчет межфазного натяжения по составам жидкой
и паровой фаз................................................58
ГЛАВА II. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН...........60
О§ 1. Оборудование устья........................................61
i 2. Оборудование забоя........................................63
§ 3. Выбор диаметров эксплуатационных колонн и фонтанных труб . . 68
§ 4. Оборудование скважин для раздельной эксплуатации газовых .
пластов..........................................................71
§ 5. Оборудование скважнн для добычи газа, содержащего агрессив-
ные компоненты...................................................75
§ 6. Особенности конструкций скважнн, эксплуатируемых в районах мно-
голетнемерзлых пород.............................................78
ГЛАВА III. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ
И СКВАЖИН.............................................83
л § 1. Цели исследований.............................................83
§ 2. Газодинамические методы исследования скважин...................88
§ 3. Приборы и аппаратура, используемые при исследовании скважии . 91
ф§ 4. Определение параметров по результатам исследования скважин при
стационарных режимах фильтрации.....................................117
, "О§ 5. Определение параметров пласта по результатам исследования га-
зовых скважнн при нестационарных режимах фильтрации................125
§ 6. Распределение давлений н температур в газовых скважинах . . . 134
§ 7. Определение допустимой депрессии на пласт при эксплуатации ме-
сторождений со слабосцементированными коллекторами.................151
§ 8. Акустические исследования газовых скважин.....................155
ГЛАВА IV. РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ МЕСТО-
РОЖДЕНИИ ..............................................169
£?§ 1. Размещение скважин на структуре и площади газоносности . . . 170
, О§ 2. Технологический режим эксплуатации газовых скважин............171
§ 3. Подсчет запасов газовых залежей и определение режима нх работы 188
§ 4. Схемы сбора и внутрипромыслового транспорта газа н конденсата 212
§ 5. Методы увеличения производительности газовых скважин .... 217
ГЛАВА V. РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТ-
НЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ......................................242
§ I. Фазовые превращения газоконденсатных смесей...................242
§ 2. Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных
смесей прн изменении давления и температуры ...................... 244
' 484
§ 3. Расчет процесса дифференциальной конденсации природных газо-
конденсатных смесей...............................................251
§ 4. Определение минимально необходимой скорости потока газа для
полного выноса конденсата с забоя скважины........................257
§ 5. Лабораторное оборудование н методы исследования газоконденсат-
ных смесей........................................................259
§ 6. Методы исследования газоконденсатных скважин и промысловые
установки для их проведения...................................... 265
§ 7. Расчет состава пластового газа и балансовых запасов компонентов 270
§ 8. Аналитический метод определения состава пластового газа . . .274
§ 9. Определение потерь стабильного конденсата в пласте при газовом
режиме эксплуатации залежи........................................279
§ 10. Основы проектирования систем разработки газоконденсатных ме-
сторождений ......................................................280
§ 11. Расположение нагнетательных и добывающих скважнн на структуре 283
§ J2. Расчет вытеснения сырого газа сухим.........................284
§ 13. Определение числа нагнетательных и добывающих скважин . . . 288
§ 14. Расчет вытеснения газа несжимаемой «одой> из замкнутой куполо-
образной залежи пластового типа...................................292
§ 15. Технико-экономическое определение рационального числа водонагне-
тательных скважин при закачке воды в замкнутые газовые залежи . . 295
§ 16. Компонентоотдача газовых н газоконденсатных месторождений . 296
§ 17. Методы увеличения компоиентоотдачи газоконденсатных месторож-
дений ............................................................300
ГЛАВА VI. ОБУСТРОЙСТВО ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
промыслов.............................................303
§ I. Товарные кондиции сухого газа н стабильного конденсата .... 303
§ 2. Методы промысловой обработки газа............................307
§ 3. Основное оборудование, применяемое при обработке газа, и его
технологический расчет.......................................: . 311
§ 4. Сорбционные методы обработки газа............................327
§ 5. Обработка газа на Медвежьем газовом месторождении...........341
§ 6. Обработка газа на Оренбургском месторождении................346
ГЛАВА VII. ПРОМЫСЛОВЫЕ ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ
СТАНЦИИ...............................................349
§ 1. Назначение дожимных компрессорных станций....................349
§ 2. Технологические условия работы промысловых ДКС при газовом
режиме эксплуатации залежи........................................353
§ 3. Дожимная компрессорная станция, оборудованная поршневыми ком-
прессорами 354
§ 4. Дожимная компрессорная станция, оборудованная центробежными
компрессорами.....................................................360
§ 5. Дожимная компрессорная станция, оборудованная винтовыми
компрессорами.....................................................362
§ 6. Дожимная компрессорная станция, оборудованная газоперекачива-
ющими агрегатами различного типа..................................366
§ 7. Размещение ДКС на промысловых установках комплексной подго-
товки газа (УКПГ).................................................372
ГЛАВА VIII. ГИДРАТЫ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ...................378
§ 1. Влагосодержанпе природных газов..............................378
§ 2. Состав и структура гидратов................................380
§ 3. Образование гидратов в скважинах и способы их устранения . . 387
§ 4. Образование гидратов в газопроводах..........................391
§ 5. Предупреждение образования гидратов природных газов и борьба
с ними.........................................................393
ГЛАВА IX. МАГИСТРАЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ ГАЗА ..............401
§ 1. Классификация и назначение распределительных систем .... 402
§ 2. Гидравлический расчет газопроводов.........................407
485
§ 3. Нагрузки и воздействия на трубопровод . . . . . . . . . . .418
§ 4. Экономические показатели трубопроводного транспорта газа . . ; 423
ГЛАВА X. ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА......................428
§ 1. Подземное хранение газа в пористых и проницаемых коллекторах . 428
§ 2. Подземное хранение газа в истощенных или частично выработанных
газовых и газоконденсатных месторождениях.........................438
§ 3. Подземное хранение газа в выработанных нефтяных и газоконден-
сатных месторождениях.............................................446
§ 4. Подземное хранение газа в ловушках водонасыщенных коллекторов 450
§ 5. Подземное хранение жидких газов в пустотах...................465
Список литературы............................................... 480
Предметный указатель.........................;....................481
486
ЮРИЙ ПАВЛОВИЧ КОРОТАЕВ
АРКАДИЙ ИОСИФОВИЧ ШИРКОВСКИЙ
ДОБЫЧА, ТРАНСПОРТ И ПОДЗЕМНОЕ
ХРАНЕНИЕ ГАЗА
Редактор издательства Е. А. Петрова
Художественный редактор В. В. Ш у т ь к о
Технический редактор О. Ю. Трепенок
Корректор Е. В. Му хин а
И Б № 3230
Сдано в набор 13.01.84. Подписано в печать 27.06.84. Т-12979. Формат 60X90’Де- Бумага
типографская № 1. Гарнитура «Литературная». Печать высокая. Усл. п. л. 30.5.' Усл.
кр.-отт. 30,5. уч.-нзд. л. 32,66. Тираж 4500 экз. Заказ 317/7876—6. Цена I р. 50 к.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва, К-12,
Третьяковский проезд, 1/19
Ленинградская типография № 4 ордена Трудового Красного Знамени Ленинградского
объединения «Техническая книга» им. Евгении Соколовой Союзполиграфпрома при
Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной тор-
говли. 191126, Ленинград, Социалистическая ул., 14.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Коротаев Ю. П. Эксплуатация газовых месторождений. М., Недра, 1975.
2. Коротаев Ю. П. Комплексная разведка и разработка газовых месторож-
дений. М., Недра, 1968.
3. Коротаев Ю. П., Закиров С. Н. Теория и проектирование разработки га-
зовых н газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1981.
4. Коротаев Ю. П., Полянский А. П. Эксплуатация газовых скважин. М.,
Гостопиздат, 1961.
5. Подготовка газа к транспорту/Ю. П. Коротаев, Ю. П. Гвоздев, А. И. Ри-
ценко и др. М., Недра, 1973.
6. Ширковский А. И., Задора Г. И. Добыча и подземное хранение газа. М„
Недра, 1974.
7. Смирнов А. С., Ширковский А. И. Добыча н транспорт газа. М., Гостоп-
издат, 1957.
8. Ширковский А. И. Интерпретация газодинамических исследований газо-
конденсатных скважин. Изд. ВНИИГазпром, 1977.
9. Гуревич Г. Р„ Ширковский А. И. Аналитические методы исследования па-
рожидкостного состояния природных углеводородных газов. Изд.
ВНИИОЭНГ, 1975.
10. Гуревич Г. Р., Ширковский А. И. Методы исследования фазового поведе-
ния природных углеводородных смесей — Разработка нефтяных и газо-
вых месторождений, т. 10, 1978, с. 5—62.
И. Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсат-
ных месторождений. М., Недра, 1979.
12. Рид Р., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. М., Химия, 1983.
13. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных
скважин. М., Недра, 1981.
14. Бренц М. А., Гореченков В. Г., Волков И. П. Переработка нефтяных и
природных газов, М., Химия, 1981.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Абсорбция 307, 327—332
Абсорбент 327
Абсорбер 327, 333
расчет 335
Адсорбция 307, 337
Адсорбенты 338
Аналитические методы
определения состава пластового
газа 274
расчета физических свойств газа 15
Акустические исследования газовых
скважин 155
Вязкость газа 26
расчет 27
Влагосодержание природных газов
378
Вентури сопло 100
Газ 3
искусственный 4
природный 3,304
смеси 10
состав 3,4
классификация 3,4
свойства 6—10
аналитические методы расчета фи-
зических свойств 15
Газовые месторождения 169
многопластовые 185, 191
Газоводяной контакт (ГВК) 207
методы определения 207
гидростатический 208
Газоконденсатная характеристика 266
Газопроводы 402
классификация 402
гидравлический расчет 407, 413
гидравлическое сопротивление 411
Геотермический градиент 147
Газоперекачивающие агрегаты (ГКА)
354, 366
Газораспределительные станции
(ГРС) 403
Гидраты 380, 384
образование 381, 387, 391
борьба — 393
ингибитора гидратообразования
393, 394
Гидроразрыв пласта (ГРП) 217,
218—225
Давление 16
забойное 143
расчет 143
критическое 16, 242
распределение по стволу скважн-
ны—134, 137
схождения 51
Дебнт газа 87, 118, 119, 172
аварийно-фонтанирующнх скважин
156, 159, 161
минимально необходимый — 256
ограничения 171, 172, 173
Дебитомер 112
Десорбер 333
Диафрагма 100
Дифференциальная конденсация 251
Дожимные компрессорные станции
(ДКС) 349, 354
назначение 349
размещение на УКПГ 372
Жидкие смесн 14
состав 14
характеристика 14
Изобары конденсации 268
Изотермы конденсации 268
Измерения глубинные ПО
Интенсификация притока газа к за-
бою скважины 217
Исследования газоконденсатных
скважин 265
Индикаторная диаграмма 117
481
Исследования газоконденсатных
скважнн 265
классификация 265, 266
Исследование газовых пластов и
скважин 83
первичные 84
текущие 84
специальные 84
цели 83
назначение 84
технология 85
теоретические основы 88
газогидродинамические методы 88
экспресс-метод 119
изохронный метод 119
Компонентоотдача 296
методы повышения 301
Компрессоры 354
поршневые 354
винтовые 362
центробежные 360
Критические
давление 16
удельный объем 16
температура 16
Конденсат 305
состав 3
Константы фазового равновесия 51
определение 51,53
Коэффициент
летучести 56
активности 56
газоотдачи 297, 298
конденсатоотдачи 297, 299
гидравлического сопротивления
140, 141
объемной компонентоотдачи 296
динамической вязкости газа 27
Джоуля-Томсона 36
кинематической вязкости газа 27
месячной иеравномерностн газо-
потребления 429
теплопередачи 149
фильтрационного сопротивления
117
Кривые нарастания давления 126,
128
Кривые стабилизации давления 131
482
Манометры 92
грузопоршневые 92
трубчатые 92
пружинные 92
дифманометры 95
поплавковые 95
мембранные типа ДМ-96
глубинные 110
Нестационарные режимы фильтра-
ции газа 125
Оборудование газовых скважии 60
устья 61
забоя 63
Определение параметров пласта по
результатам исследований газовых
скважин
акустических 162
гидродинамических 117, 120, 122,
125
Обратная конденсация 243
Обратное испарение 244
Парахор 58
Параметры
пласта коллектора 83
пластового флюида 83
скважины 83
Парциальное давление 13
Парциальный объем 13
Перфорация 64
гидропескоструйная 218, 237—241
Пластовая температура 147
Плотность газа 10
расчет 23, 24
Плотность смеси 10
Поверхностное натяжение 58, 59
Подсчет запасов газа 194
объемным методом 194
по падению давления 198, 201
для двух пластов 201, 202, 203
для многокомпонентных залежей
204
Подземное хранение газа 428, 438,
446, 465
цели 428
общий объем газа 433
буферный газ 433
активный газ 433
закачка газа 473, 439
отбор газа 437, 442
определение максимальной емкости
ПХГ —448
технико-экономический расчет
445—447 . . . .
Прандтля критерий 325
Приведенные параметры 10, 17, 19
Разработка газовых месторождений
169
Раздельная эксплуатация пластов 71
Расход газа 98
измерение 98, 104
определение 101
Расчет балансовых запасов — от-
дельных компонентов 273
стабильного конденсата 272
Расчет газосборных систем 283
Расчет состава пластового газа 270
Рейнольдса число 411
Режимы газовых залежей 188
газовый 189
водонапорный 189
газоводонапорный 189
Режимы работы газовых скважин 174
постоянного градиента давления
на стенке забоя 175—178
постоянной депрессии 178, 179
постоянного забойного давления
179
постоянного дебита скважин 180
постоянной скорости фильтрации
иа забое скважины 181
Сепараторы 311
типы 311
технологический расчет 311
гравитационных 312
инерционных 314
с насадками 316
Сепарация 307, 311
низкотемпературная (HTG) 307
Скважина газовая 60
оборудование 60, 61, 63, 71, 73, 75
определение диаметра фонтанных
труб 69
особенности конструкций для мно-
голетнемерзлых пород 78
размещение по структуре и пло-
щади газоносности 170
технологические режимы эксплуа-
тации 171
увеличение производительности 217
Скважина нагнетательная 283, 288,
295
Солянокислотная обработка (СКО)
217, 226—237
Сопло 100
Схемы разработки газоконденсатной
залежи 280, 281
Стационарные режимы фильтрации
газа 117
Температура 16
критическая 16,242
пластовая
распределение по стволу скважины
134, 144, 145
Термоемкость газа 30 .
расчет 31
Теплоемкость горных пород 147
Теплообменники 321
выбор 321
расчет 321
Термометры 97
жидкостные 97
палочные 97
контактные 97
манометрические 97
сопротивления 98
Трубопроводный транспорт газа 401,
427
экономические показатели 423—426
Уравнение Дальтона—Рауля 45
Уравнение фазовых концентраций 48
Уравнение состояния 15
Бенедикта—Вебба—Рубина 248
Пенга—Робинсона 34, 249
Редлиха—Квонга 248
Уравнение фазовых концентраций 48
Упругость насыщения паров 40
Универсальная газовая постоянная
246
Установка комплексной подготовки
газа (УКПГ) 344
Фазовые превращения 242
диаграмма 243
483