Аналитика



Сбор газа на промыслах

Глава 3 СБОР ГАЗА НА ПРОМЫСЛАХ

3.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СИСТЕМ СБОРА ПРОДУКЦИИ ГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛОВ

Общие сведения. Природные газы от устья скважин до подачи в магистральные газопроводы проходят сложную систему сбора и обработки. Системы сбора продукции скважин включают комплект оборудования, арматуры и коммуникаций, предназначенных для подачи газов от устья скважин до установок комплексной подготовки газа (УКПГ), головных сооружений (ГС) или газоперерабатывающих заводов (ГПЗ).

Выбор схемы сбора зависит от запасов, объема и состава (наличие кислых компонентов и тяжелых углеводородов) газа, дебита и устьевых параметров скважин, площади и конфигурации месторождения, числа и характеристики продуктивных пластов и других параметров. В косвенном виде учитываются также способ подготовки газа к транспортированию, требования к качеству товарного газа, мощности технологических установок, наличие поблизости эксплуатируемого или спутникового месторождения и т.д.

В первые годы развития газовой промышленности применяли индивидуальные схемы сбора газа. По этой схеме каждая скважина имела свой комплекс сооружений, предназначенных для очистки газа от механических примесей, капельной жидкости и для предотвращения гидратообразования. Преимущество такой схемы - ее высокая надежность в эксплуатации, так как вывод какого-либо сооружения из рабочего состояния не препятствует нормальной эксплуатации всей системы добычи и сбора газа.

Недостатки такой схемы - большая металлоемкость, сложность системы водо- и теплоснабжения, рассредоточенность строительных объектов и техники, повышенная численность обслуживающего персонала и т.д.

Увеличение объема добычи газа обусловило переход на групповую схему сбора газа, по которой в центре группы скважин размещаются газосборные пункты (ГСП), подключа-

ющиеся к общепромысловым коллекторам; по ним газ подается на установку комплексной подготовки газа.

Как было указано выше, выбор параметров системы сбора связан также со способом подготовки газа к транспорту. Для оптимизации выбора технологической схемы систем сбора и обустройства месторождения необходимо знать следующие данные:

а)    объемы добычи газа (газоконденсатной смеси) по годам разработки месторождения;

б)    изменение давления и температуры на устье скважин и перед УКПГ;

в)    расположение скважин на площади месторождения и расстояния от них до установок предварительной подготовки газа (УППГ) или (УКПГ);

г)    состав добываемого сырья по годам, включая состав конденсата;

д)    физико-химическую характеристику пластовой воды (содержание солей, плотность, коррозионную активность и т.д.);

е)    климатические данные (максимальную и минимальную температуру воздуха, глубину промерзания почвы, температуру грунта на разных глубинах и т.д.).

При составлении схемы подготовки газа к транспорту учитывают также наличие поблизости от месторождения действующих УКПГ, дожимных компрессорных станций (ДКС), газоперерабатывающих заводов и установок, степень загрузки их мощностей, характеристику выпускаемого промышленностью оборудования, возможность обеспечения объектов водой, теплом, химическими реагентами и т.д.

Основные элементы систем сбора продукции газовых скважин - отдельные трубопроводы и коллекторы, предназначенные для подачи газа от скважин до УКПГ, ГС или ГПЗ.

На начальных этапах развития газовой отрасли шлейфы имели небольшую протяженность и сооружались из труб малого диаметра (не более 200 мм). Это определялось, в первую очередь, относительно небольшими объемами добычи газа и конденсата и индивидуальным подключением скважин к установкам по подготовке газа и конденсата.

С началом интенсивного освоения крупных газовых и газоконденсатных месторождений Тюменской области широкое распространение получило групповое подключение скважин к одному внутрипромысловому газопроводу-шлейфу. Это обусловило применение труб среднего и большого диаметров для сооружения промысловых трубопроводов.

Если перед измерением давления скважина работала или продувалась в атмосферу, в качестве пластового или статического давления берется значение, полученное при полной стабилизации давления после закрытия скважины.

Если давление после закрытия скважины нарастает в течение длительного времени или же остановка скважины невозможна по техническим причинам, применяются приближенные методы вычисления пластового давления по результатам исследования скважины на различных режимах работы (см. гл. 4).

При практически полной стабилизации давления и температуры в стволе скважины после ее остановки система уравнений (2.1) — (2.3) сводится к

— = pgsina.    (2.17)

dx

Распределение давления по стволу в остановленной газовой скважине. Рассмотрим объем газа бесконечно малой высоты dl с плотностью р, который создает давление dp, направленное вниз.

При отсутствии движения равновесие вертикального столба газа описывается уравнением

gradp = pg; — = р д, dl

т

т.е. градиент давления в любой точке уравновешивается силой тяжести. Здесь р — плотность газа; д — ускорение свободного падения.

Учтем уравнение газового состояния

р = p/RTz,

где R — универсальная газовая постоянная; Т — температура; z — коэффициент сверхсжимаемости.

Последнее уравнение удобно привести к виду

р=#-

R.T2

где RB — газовая постоянная для воздуха; р = ргв — относительная плотность по воздуху.

Тогда можно получить одно уравнение

Р RJz

где вертикальная координата I отсчитывается от устья и направлена вниз.

Если допустить, что температура и коэффициент z постоянны по стволу и равны своим средним значениям, то после интегрирования (2.18) от ру до рПА и от 0 до L получим формулу барометрического нивелирования Лапласа — Бабинэ

г -,    \

р Lg

(2.19)


Рпл = РУ ехр

^¦a^cpzcp j

или


Рпл = PyeS.    (2.20)

где р„л, ру — давление соответственно на забое и на устье.

В СИ RB = 9,81-29,27 или д/Я„ = 0,03415 для массы воздуха и 1 кг, из (2.19) имеем

S = 0,03415—(2.21)

Т z 1ср* ср

»десь L — глубина скважины (обычно от устья до середины некрытого интервала, для наклонных скважин L определяют но вертикали h = Lcosa); Гср — средняя по стволу температура газа, Тср = (Гу + Т11л)/2); zcp средний по стволу коэффициент сверхсжимаемости газа.

Эту формулу используют для расчета по известному устье-иому давлению в пласте рпА. Но так как zcp неизвестен и зависит от среднего давления, то рпл устанавливают методом итераций. Вначале принимают значение zcp, соответствующее ру и Гср, затем по (2.20) вычисляют рПА. По вычисленному среднему давлению уточняют zcp и т.д. Это и есть формула барометрического нивелирования Лапласа — Бабинэ.

Для определения пластового давления в случае небольшой глубины (до 500 м) применяют более простую формулу

( \ 1 + 0,03415-^-

= pJ\ + S),    (2,22)


Рпл Рст


*cpzcp у

которая получается путем разложения в ряд выражения

2    n    I

е* = 1 + х + — + ... = 1 + V —.

‘•2    tT    *!

Отбрасывая члены правой части этого выражения, начиная с третьего, получаем формулу (2.22),

Диаметр труб, мм

Муфты, мм

Долота

Трубы

К С

dn

dBH

Длина

Но

мер

d.

мм

о

u0H* СМ

Обсадные ГОСТ 6238—77

323,9

305.9

303.9

301.9

299.9

351

203

16

394

26 785 353 25 921 104 25 079 309 24 259 527

*

339,7

321.7

319.7

317.7

315.7

365

203

16

394

34 455 242 33 397 440 32 365 779 31 359 773

351

330

331 329 327

376

229

18

445

40 946 913 39 731 960 38 546 000 37 388 562

377

359

357

355

353

402

229

18

445

59 631 020 57 988 395 56 382 165 54 811 733

406,4

388.4

386.4

384.4

382.4

432

228

20

490

88 388 569 86 136 176 83 929 936 81 769 138

426

406

404

402

451

229

20

490

110 313 882 107 623 430 104 985 730

* Размеры муфт относятся к трубам с удлиненной резьбой.

Основные размеры зарубежных фонтанных и обсадных труб

Трубы марки

Диаметр труб, мм

Муфты, мм

Долота

л5

ни * см

dBH

<*н

Длина

Но

мер

d,

мм

Фонтанные API, Mannesman» Н-40, Л-55, С-75, N-80, P-I05

48,3

40,9

55,9

63,5

95,2

98,4

1144

60,3

47,4

50.7

51.8

73

77,8

108

123,8

2393

3350

3729

73

50,7

57,4

59

62

88,9

93,2

130,2

П),4

3350

6231

7149

9161

88,9

62

69.8 74,2 76

77.9

108

114,3

142,9

146

9 161 16 568 22 491 25 355 28 687

101,6

88,3

90,1

120

127

146

152,4

53 679 59 377

114,3

100,5

132,1

141,3

155,6

158,8

102 525

Обсадные Н-40, .1-55, С-75, N-80, Р-110, К-55, С-95

114,3

97,2

99.6

101.6

102.9

103.9 108,6

127

141,3

158.8

177.8

165,1

7

145

161

86 762 98 016 108,260 115 366 121 081 151 060

127

112

114,1

115,8

196,8

176 2Н 193 137 208 229

139,7

- 115,5 118,6 121,4

124.3 125,7

127.3

153,7

171.4

203,2

8

190

203 546 234 611 263 690 296 726 313817 334 304

168,3

144.1

147.1 150,4 153,6

187,8

184.2

222.2

10

243

621 326 688 753 679 554 854 980

На месторождениях, продукция которых не содержит кислых компонентов с высоким начальным пластовым давлением, для ограничения максимально возможных давлений в шлейфах до давления, обеспечивающего транспорт газа до УКПГ, и соответственно снижения необходимых толщин стенок трубопроводов стали применяться специальные клапаны, устанавливаемые на устье скважин. С их помощью производится предварительное дросселирование газа, что обеспечивает снижение ме-таллозатрат на систему сбора газа.

При наличии в газе агрессивных компонентов с целью повышения надежности промысловых шлейфов в практике проектирования применяется индивидуальное подключение скважин. При этом толщину стенок шлейфов выбирают с учетом максимально возможной скорости коррозии и обеспечения ресурса трубопровода в течение не менее 10 лет. Такие решения реализованы в проектах обустройства Оренбургского, Астраханского, Карачаганакского, Шуртанского и других месторождений.

Следует отметить, что условия эксплуатации внутрипро-мысловых шлейфов значительно более жесткие, чем МГ. Это объясняется тем, что по шлейфам транспортируется вся продукция скважин, включающая газ, конденсат, воду, ингибитор и механические примеси. В случае недостаточных скоростей потока происходит накопление жидкой фазы во внутренней полости трубопровода, что увеличивает потери давления (это повышает расход энергии на дожатие газа), нарушает режим работы технологических установок и т.д.

Проектирование систем сбора продукции газовых скважин включает в себя, в первую очередь, определение производительности и диаметра шлейфов, их гидравлический и тепловой расчет и мероприятия по предупреждению гидратообразования и коррозии.

Гидравлический и тепловой расчет шлейфов. Одна из основных проблем систем сбора газа — это выбор шлейфов-трубопроводов, предназначенных для подачи газа от устья скважин до установок комплексной подготовки газа. Шлейфы характеризуются диаметром, пропускной способностью, температурным режимом, перепадом давления в них и т.д.

Течение газа в шлейфах, как и любых потоков в трубопроводах, характеризуется критериями Рейнольдса, Фруда, Эйлера и т.д.

Критерий Рейнольдса показывает гидродинамический режим течения потока и является мерой отношения сил инерции и внутреннего трения.

104    10*ц

где ш - средняя скорость потока, м/с; dBa - внутренний диаметр трубопровода, мм; рр - плотность потока при рабочих условиях, кг/м3; pi - динамическая вязкость потока, Па • с; v -кинематическая вязкость потока, м2/с.

Число Рейнольдса характеризует режим течения потока: ламинарному режиму соответствует Re < 2300, переходному (условно) 2300 < Re < 10 000, развитому турбулентному течению Re > 10 000.

Транспортирование газа по шлейфовым и магистральным газопроводам практически всегда происходит при турбулентном режиме течения.

Критерий Фруда - мера отношения сил инерции и тяжести в потоке - определяется по формуле

Fr=”’    (3.2)

где д - ускорение свободного падения, 9,8 м/с2.

Критерий Эйлера - мера отношения сил давления и инерции в потоке:

(3.3)

где Др ~ потери давления на преодоление гидравлического сопротивления, МПа.

Внутренний диаметр продуктопроводов при заданной скорости газа определяют по формуле


(3.4)

где q - расход газа при рабочем давлении и температуре газа, м3/с; w - скорость газа в шлейфе, м/с.

Секундный расход газа

где Q - расход газа в нормальных условиях, млн. м3/сут; р ~ давление в расчетной точке шлейфа, МПа; гр и 2Л - коэффициент сверхсжимаемости газа при рабочих и нормальных условиях соответственно.

После определения расчетного dtH принимают фактическое

Величина zcpl входящая в эту формулу, определяется также методом последовательных приближений. Формулы (2.20) и (2.22) справедливы, когда плотность газа по стволу постоянная и в стволе отсутствует столб жидкости.

Изменение плотности газа по стволу наблюдается в скважинах газоконденсатных месторождений, поэтому для точного измерения давления необходимо применять глубинные манометры или находить изменение плотности газа по стволу скважины.

Распределение пластового давления по стволу скважины с учетом изменения z может быть найдено следующим образом:

где


= 0,03415    .

т

Переходя от абсолютных значений к приведенным рпр = = р/ркр (где ркр — критическое давление), имеем

Рпр.пл    Рпр.у

где

Рпр.пл

Рпр у

для которых составлены соответствующие таблицы и графики.

Наличие столба жидкости в скважине может также привести к ошибкам при вычислении пластовых давлений по формуле (2.20) или (2.21).

В том случае, когда башмак фонтанных труб находится ниже вскрытого интервала газоносного пласта (в зумпфе) и измеренные давления на головке скважины pL. и затрубном пространстве рэт одинаковы, т.е. рг = рзт = р^, можно предполагать, что в стволе скважины отсутствует столб жидкости на забое, и формула (2.20) или (2.22) может быть использована д\я вычисления пластового давления в пласте. При негер-метичности фонтанных труб равенство давлений рг = рзт еще не свидетельствует об отсутствии жидкости в стволе скважины, так как может привести к выравниванию столбов жидкости в фонтанных трубах и затрубном пространстве.

Когда башмак фонтанных труб находится выше интервала газоносного пласта и наблюдается равенство давлений рг = = рзт, можно утверждать, что выше башмака жидкость в скважине отсутствует. Ниже башмака, возможно, имеется столб жидкости, поэтому для измерения пластового давления в газоносном пласте необходимо применять глубинные манометры, установив на башмак фонтанных труб специальный раструб, позволяющий спускать глубинные приборы ниже фонтанных труб. Отметим, что наличие раструба на башмаке фонтанных труб позволяет также следить за состоянием забоя в процессе эксплуатаци, т.е. за скоплением твердых примесей и образованием песчаных пробок на забое.

Если в скважине есть столб жидкости, уровень которого расположен выше кровли газоносного пласта, пластовое давление можно определить по формуле

0,03415-^

0,03415;


plt> = pc-e г‘**+0,01(1-?')ржд1

(2.23)


где L' — расстояние от устья до уровня жидкости в скважине; рж — плотность жидкости в стволе скважины; д — ускорение свободного падения.

В том случае, когда значение L' невозможно непосредст-ненно измерить, его можно оценить по формуле

(2.24)


QTcpzcp +0,11рсрД2

где L-{L-L')/Lприведенная высота столба жидкости; (), р — среднее давление в стволе скважины; D — диаметр груб; Тср — средняя температура в стволе скважины; Q — дебит газа перед остановкой скважины.

Часто при измерении рг и рзт в остановленной скважине \К * РэтI что свидетельствует о наличии жидкости или различии в плотности газа в трубах и затрубном пространстве выпи* башмака фонтанных труб. При этом различие в р. и рзт наблюдается вследствие пропусков газа, поступающего из фонтанных труб и затрубного пространства, в задвижках и других соединениях фонтанной арматуры. Когда рт > рзт, то уровень жидкости в затрубном пространстве выше, чем в фонтанных трубах, и, наоборот, когда рг < рэт, уровень жидкости в фонтанных трубах выше, чем в затрубном простран-

• | не, причем в последнем случае уровень жидкости находится

Трубы марки

Диаметр труб, мм

Муфты, мм

Долота

5

dBll

Длина

Но

мер

d,

мм

‘‘вн* см6

Обсадные Н-40, J-55, С-75, N-80, Р-110, К-55, С-95

177,8

150.4

152.5 154,8 157,1 159,4 161,7

164.0

166.1

194,5

184,2

228,6

254,0

10

243

У

769 554 824 801 888 904 956 931 1 029 062 1 105 478 1 186 367 1 264 294

193,7

168.3 171,8 174,6 177,0

178.4

215,9

190.5 235,0

263.5

11

269

1 350 270 1 496 634 1 622 636 1 737 266 1 807 067

219,1

190,8

193.7

196.2

198.8

201.2

203.6

205.7

244,5

196,8

254,0

11

12

269

295

2 528 668 2 726 767

2    907 334

3    105 145 3 297 159 3 498 556 3 682 743

244,5

216,8

220.5

222.4

224.4

226.6 228,6

269,8

196,8

266,7

12

13

295

320

4    789 568

5    212 463 5 440 939 5 690 026

5    974 472

6    242 824

273,0

235.0

237.5

240.0

242.8

245.5

247.9

250.2 252,7

255.3

258.9

298,4

203,2

13

14

320

346

7 167 031 7 556 454

7    962 624

8    438 075

8    899 647

9    312 302 9 804 750

10 304 483

10    845 612

11    632 157

298,4

273,6

276.4

279.4

281.5

323,8

203,2

16

394

15    331 352

16    132 073

17    026 759 17 676 325

339,7

308.8

311.8 313,6

315.3

317.9

320.4 323,0

365,1

203,2

18

445

28    079 311

29    470 028

30    330 549

31    161 607

32    467 783

33    764 672 35 157 065

Необходимо заметить, что определение минимального дебита Qmin.c которого начинается зона турбулентной автомодельности, по кривой 3 рис. III.1 возможно только для труб известной шероховатости. Например, для труб диаметром dBH = = 62 мм с относительной шероховатостью е= 0,005 (/к = 0,155 мм) <?тт — = 28 тыс. м3/сут, при этом X = 0,025. Для труб с тем же диаметром, но с шероховатостью е= 0,004 {1К= 0,0124 мм) Qmin = 418 тыс. м3/сут и К — 0,014.


0,008

0,00Ь

0,002

0,0016

0,0012

0,0008


Рис. III.I. График для определения коэффициентов гидравлического сопротивления при резко неравномерной шероховатости.

Зона: 1 — ламинарного движения; II — критическая; III — переходная турбулентная; IV турбулентной автомодельности (Я не зависит от Re)

/ — ламинарный режим; 2 — турбулентное течение в гладких трубах; 3 — граница зоны, где X не зависит от Re

Во всех перечисленных случаях для точных расчетов забойного давления по формуле (II 1.9) реальный коэффициент гидравлического сопротивления необходимо определять по данным исследований согласно формуле

¦    0*-*мК.

l,377Q^pr2cp(e2s-l) ’

где рз — забойное давление, определяемое по глубинным измерениям или по давлению в затрубном пространстве.

Пример. Определить давление на забое эксплуатируемой по фонтанным трубам скважины при следующих исходных данных: глубина скважины L = 2000 м, диаметр фонтанных труб 63 мм, абсолютное давление на головке 100 кгс/см2, дебит газа 150 тыс. м3/сут, f = 27 сС = 300 К), р = 0,57, предполагаемая шероховатость труб /к = 0,12 мм.

ос    2S

Определяем zt S и е ; г = 0,83; S = 0,156; 2S = 0,312; е = 1,36615.

Рассчитываем динамическую вязкость согласно п. II.5; |Л = 0,014.

Определяем по формуле (III. 10) Re

Re = 1777-150 0,57/6,3 0,014 = 1 722 600.

Находим относительную шероховатость по формуле (III.И)

значение внутреннего диаметра газопровода и, исходя из максимального значения рабочего давления в нем, определяют его толщину (это можно сделать с использованием данных табл. 3.1). После этого рассчитывают фактическую скорость газа в шлейфе по уравнению

w= qiff .    (3.6)

0,78Ч2н

Таблица 3.1

Технические данные труб, применяемых для строительства промысловых коммуникаций [1]

Наружный

диаметр,

мм

Толщина

стенки,

мм

Объем 1 м трубы,

л

Масса 1 м трубы, кг

Наружный

диаметр,

мм

Толщина

стенки,

мм

Объем 1 м трубы, л

Масса 1 м трубы, кг

73

4

3,32

6,8

194

7

25,45

32,3

5

3,12

8,4

8

24,9

36,7

6

2,92

9,9

9

24,3

41,0

89

4

5,15

8,4

10

23,8

45,4

5

4,9

10,4

219

8

32,4

41,6

6

4,65

12,3

9

31,7

46,6

7

4,42

14,2

10

31,1

51,5

102

4

6,94

9,7

11

30,5

56,4

5

6,65

12,0

12

29,9

61,2

6

6,36

14,2

245

8

41,2

46,7

7

6,08

16,4

9

40,5

52,4

114

4

8,82

10,85

10

39,7

58,0

5

8,5

13,4

11

39,0

63,5

6

8,17

16,0

12

38,4

69,0

7

7,85

18,5

273

8

51,9

52,3

8

7,54

20,9

9

51,0

58,6

127

4

11,12

12,13

10

50,3

64,9

5

10,75

15,0

И

49,5

71,1

6

10,39

17,9

12

48,7

77,2

7

10,03

20,7

325

8

75,0

62,5

8

9,68

23,5

9

74,0

70,1

140

5

13,27

16,65

10

73,0

77,7

6

12,9

19,8

11

72,1

85,2

7

12,5

27,0

12

71,1

92,6

8

12,1

26,0

377

10

100,1

90,5

146

5

14,5

17,4

11

99,0

99,3

6

(4,1

20,7

12

97,9

108,0

7

13,7

24,0

13

96,7

116,7

8

13,3

27,2

14

95,6

125,3

168

6

19,1

24,0

426

10

129,5

102,6

7

18,6

27,8

И

128,2

112,6

8

18,15

31,6

12

126,0

122,4

9

17,7

35,3

13

125,6

132,4

10

17,2

39,0

14

124,4

143,2

Давление в конце шлейфа определяют по формуле ВНИИ-газа

(3.7)


где рн - давление газа в начале газопровода, МПа; X - коэффициент гидравлического сопротивления газопровода; Тср ~ средняя температура в газопроводе, К; zp - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях; / - длина газопровода, км; Д - относительная плотность газа в нормальных условиях.

При известном значении рк давление на заданном участке газопровода определяют по формуле

(3.8)

где х - расстояние от начала до расчетной точки газопровода, км.

Следует отметить, что значение TQV в области температур, при которых транспортируется газ от устья скважин до УКПГ, практически не влияет на значение рк, определяемое по уравнению (3.7). При расчете рк значение Тср можно найти как среднее арифметическое между температурой газа в начале шлейфа и температурой грунта на глубине залегания газопровода. В качестве расчетной точки принимают расстояние от поверхности земли до оси газопровода.

Коэффициент гидравлического сопротивления газопровода, входящий в уравнение (3.7), можно определить по методике ВНИИгаза:


(3.9)

где Кш - шероховатость стен труб, мкм.

Шероховатость характеризует неровности стенки трубы и определяется как среднее расстояние между вершинами пиков и углублениями на ее поверхности. Изменение шероховатости труб в период эксплуатации в значительной степени зависит от качества транспортируемого газа. Наличие в нем сернистых соединений, двуокиси углерода, воды и механических примесей способствует коррозии и эрозии в системе и со временем резко увеличивает шероховатость труб.

Определение шероховатости труб, особенно находившихся в

выше башмака фонтанных труб и может быть найден путем спуска глубинных приборов и в том случае, когда в башмаке фонтанных труб имеется крестовина.

На газовых месторождениях для контроля за режимом их работы и оценки положения газоводяного контакта используют наблюдательные (пьезометрические) водяные скважины. Уровень жидкости в них измеряют пьезографами.

В водяных скважинах абсолютное пластовое давление при известном уровне жидкости определяют по формуле

Рпл = 0,01(12 - V) рводд + рат,

(2.25)


где L2 глубина скважины; L' — расстояние до уровня жидкости, считая от устья; р^д — плотность воды; д — ускорение свободного падения; рат — барометрическое (атмосферное) давление.

В переливающих водяных скважинах после их закрытия имеется избыточное давление ру. В этом случае пластовое давление определяют по формуле

р = ру = 0,01LpBOAgr + рат.

(2.26)


При расчетах по формулам (2.24) и (2.25) плотность воды необходимо брать с учетом количества газа, растворенного 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 необходимо наряду с устьевым давлением знать положение уровня жидкости L' в стволе скважины.

Изложенные методы расчета пластовых давлений применимы и д\я газоконденсатных скважин, в которых содержание конденсата не превышает 40 —50 см3/см3. Для газоконденсатных скважин с большим содержанием конденсата при использовании приведенных формул вместо относительной плотности газа принимают относительную плотность газоконденсатной смеси рсм в стволе, определяемую по формуле

^ + 1 - Ш Ркд


(2.27)

где pr0 — относительная плотность сухого (после сепарации) газа; рго — плотность сухого газа при стандартных условиях; р„ — плотность воздуха при стандартных условиях; т — количество конденсата в жидкой фазе при данных рср и Тср в стволе скважины, отнесенное к общему содержанию конденсата (определяется по изотермам конденсации); Г — газоконденсатный фактор, т.е. отношение дебита газа к дебиту конденсата при сепарации; р,^ — плотность стабильного конденсата; М — молекулярная масса конденсата (22,4/М =

- 0,15-ИЭ, 16).

Определение забойного давления

Забойным давлением называется давление на забое газовой скважины при ее эксплуатации. Для точного измерения забойного давления применяются глубинные приборы.

При пуске скважины для эксплуатации или исследования в процессе открытия задвижки на рабочей струне давление рг иначале повышается; далее после открытия задвижки давление с течением времени начинает уменьшаться, так как идет процесс стабилизации давления до определенного, обычно постоянного значения, которому соответствует забойное давление при установившемся режиме фильтрации. В зависимости от характеристики пласта и скважины процесс стабилизации давления может быть различен — от нескольких минут для хорошо проницаемых пластов до нескольких дней и даже недель для низко проницаемых пластов.

Забойное давление по формуле (2.20) можно вычислить при известном давлении на затрубном пространстве рзт при •ксплуатации по фонтанным трубам. Тогда в формулу (2.20) нместо статического давления подставляют затрубное динами-чгское р„, когда последнее не перекрыто разобщителем.

Для более точного определения пластового и забойного давлений применяют глубинные манометры.

Ес\и скважина эксплуатируется по фонтанным трубам, а и» грубное пространство перекрыто или без фонтанных труб |ио эксплуатационной колонне) или же одновременно по фонтанным трубам и затрубному пространству, вычислить мбойное давление по формуле (2.20) или (2.22) нельзя.

Забойное давление в этих случаях определяют непосредст-ivi'iiно измерениями глубинными манометрами или же по формулам, в которых учитывают потери на трение при движении газа.

По рис. III.I для найденного е находим 1?пер = 6-101, по ко+орому определЯ.м Qmin = 106 6,3 0,014/1777 0,57 = 70 тыс. м3/сут.

Так как дебит скважины более Qmjn. А, не зависит от Re и определяется в зависимости от е по формуле (III. 14)

Г    1    П2

к = |-- | =0,023,

или по рис. III. 1 для е = 0,0038; к = 0,023.

0,87

0,06

0,05

0,04

0,35

0,03


8> :

0,01

10

900    3000    6000    9000    d,    мм


II

II

0,025 g S ¦§1


0,02

0J018


f I

0,014 g |> §

0,012 ^ 5

4j =Ь

53 ?

is'ts

0,009%%-

от


0,0006

0,000Ь

0,0002

0,00018

0,00004

0,00002

0,000016

0,00001


Рис. III.2. Номограмма для определения относительной шероховатости е стальных и чугунных труб.

Для новых стальных труб с абсолютной шероховатостью (нумерация кривых снизу вверх), мм: 1 — 0,05; 2 — 0,07; для стальных труб, бывших в эксплуатации, мм: 3 — 0,10; 4 — 0,12; 5 — 0,15; 6 — 0,18; для чугунных труб, мм: 7 — 0,i 0; 8 — 0,25

Рассчитываем ориентировочное значение забойного давления ».«, =]/100^1,36615+ '-377.0,02^0,783^ (| ^ _,}1да =

= 123,6 кгс/см2.

По найденному значению р3 ср определяем Рср>ор и Рпр<ср. ор

Рср. ор= (123,6+ 100)/2 = 111,8 кгс/см2,

Рпр. ср. ор = ^ Ч .8/47,5 = 2,35.

Находим 2 = 0,81 S.

Повторяем расчет р3 с новым г : S = 0,159; 2S = 0,318; е2^ = 1,37438';

Н-У 100.-1,37438+ wy 3003(.,37438-.) ,50= =

= 123,85 кгс/см2.

Как видим, разница в давлениях составляет всего 0,25 кгс/смг, что практически не влияет на значение г.

При движении газа по затрубному пространству формула (III.9) преобразуется в связи с заменой диаметра на характерный линейный размер трубы кольцевого сечения.

Величина dBB, входящая в (III.9), состоит из двух частей: D* относится к квадрату площади поперечного сечения (ctD2)2, которая вводится при определении скорости. Для правильного определения скорости в затрубном пространстве необходимо взять эквивалентный по площади диаметр ?>3, т. е, диаметр круглой трубы с такой же площадью поперечного сечения

D9=yD«~ — d%,    (III.16)

где D — внутренний диаметр обсадной колонны; — наружный диаметр фонтанных труб.

Пятый множитель D относится к выражению для работы сил трения, для которых в качестве линейного поперечного размера принимается гидравлический диаметр

Dr = D — dH.    (III.17)

В результате в формуле (II 1.9) d|H заменяется выражением (D —dH)3 X X (D -f- dH)2 и формула для затрубного пространства принимает вид:

z2 Т2 О2 (e2s — О

^+.,377Я (^,((0 + J •    (Ш-И)


Коэффициент А, определяется по формуле (III.14) или по рис. III.1, при этом для расчета Re употребляется гидравлический диаметр, определяемый по формуле (II 1.17), а шероховатость берется по наружной стенке фонтанных труб.

При наличии муфт к коэффициенту Л следует прибавлять дополнительное сопротивление, которое приближенно можно оценить по формуле

clB V_j_ Q 05j ?>-Мн ^    (111.19)

где^м — наружный диаметр соединительной муфты, см; I — длина одной фонтанной трубы, см; 0,05 — коэффициент потерь на сужение струи газа при прохождении между муфтой и обсадной колонной.

Для удобства расчетов по формулам (III. 18), (III. 19) приведены табл. II1.8, III.9.

Поскольку точное значение шероховатости при движении по затрубному пространству неизвестно, наиболее правильный способ — экспериментальное определение коэффициента гидравлического сопротивления кольцевого пространства каждой скважины (или группы скважин с одинаковой конструкцией) по данным исследования.

эксплуатации, - сложная проблема. Абсолютная эквивалентная шероховатость для новых отечественных труб колеблется от 30 до 40 мкм.

Значения эквивалентной абсолютной шероховатости труб Кш, мм, по Г.А. Адамову приведены ниже.

Новые (чистые или с незначительным налетом коррозии)....................40-100

После нескольких лет эксплуатации (немного корродированные или с незначительными отложениями).............................60-200

После нескольких лет эксплуатации в различных условиях

(корродированные или с небольшими отложениями)..............................50-500

После длительной эксплуатации (сильно корродированные и загрязненные)....................................................... ......................500-1000

Коэффициент эффективности Кл характеризует работу шлейфов и газопроводов. Для экспертных оценок Къ можно пользоваться уравнением

К, - CVQn,    <310>

где Qф и Q,, - соответственно фактическая и проектная пропускная способность газопровода.

При транспортировании газа происходит изменение температуры газа за счет снижения давления и теплообмена с окружающей средой. Среднюю температуру газа на расчетном участке вычисляют по уравнению

П.Рф+1^Е.(1-е-*'),    (3.11)

а!

где Гср - средняя температура грунта на расчетном участке, К; Тн - температура газа на начальном участке газопровода, К; Тгр - температура грунта на глубине прокладки газопровода, К; е - основание натурального логарифма, е = 2,718; а - параметр Шухова, определяемый по формуле

а = —13К-^ .    (3.12)

СМСр-106

Здесь К - коэффициент теплопередачи от транспортируемого газа к окружающей среде, Вт/(м2 • °С); Ср - изобарическая теплоемкость газа, кДж/кг; dH - наружный диаметр газопровода, мм.

dH - dB + 2(5Т + 5НЗ),    (3.13)

где §т - толщина стенки газопровода, мм; 5ИЗ - толщина изоляции, мм.

На практике газопроводы могут укладываться подземно, на-эемно и надземно с теплоизоляцией и без таковой. Чаще всего практикуется строительство газопроводов подземно и надземно (на опорах).

Основным в определении температуры газа на расчетном участке трубопровода является расчет коэффициента теплопередачи от транспортируемого газа к окружающей среде.

Коэффициент теплопередачи для подземных газопроводов при произвольной толщине круговой теплоизоляции определяется по уравнению

К =-1---—,    (3.14)

где ат - коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт, Вт/(м2 ¦ °С); А.м - коэффициент теплопроводности металла труб, Вт/(м • °С);    -    коэффициент    теплопроводности изо

ляционного материала, Вт/(м • °С); анн - коэффициент теплообмена между транспортируемым газом и стенкой труб, Вт/(м2 - ’С).

При значениях 2h/dK > 3 коэффициент освн с достаточной для инженерных расчетов точностью может определяться по формуле Форгхгеймера

(3.15)

2 h + ^4/t2

где Irp - коэффициент теплопроводности грунта.

При 2h/du <3 аналитические формулы для определения авнусложняются. В этом случае необходимо использовать либо экспериментальные данные, либо аналитические выражения, приведенные в специальной литературе.

При укладке газопровода без изоляции третий член знаменателя в выражении (3.14) равен нулю. Следовательно, коэффициент теплопередачи для подземных газопроводов без теп лоизоляции определится по уравнению

К =-1-.    (3.16)

1    25м

2-Ю^Х^    ^вн    ^вн^вт

Температура газа на заданном участке газопровода

Ti = Tt.(TH ~ Т )c'al -    (1-е    л0,    (3.17)

2а1Рс р

где Di - эффект Джоуля - Томсона, т.е. снижение температуры газа при понижении давления, °С/МПа; рср - среднее зна-

2.1.3. СТАЦИОНАРНОЕ ИЗОМЕТРИЧЕСКОЕ ТЕЧЕНИЕ РЕАЛЬНОГО ГАЗА В СКВАЖИНЕ

Для решения задачи о стационарном течении реального газа в стволе скважины решается система уравнений (2.5) и (2.9) совместно с уравнением состояния реального газа (2.4). При изотермическом стационарном течении эта система сводится к двум уравнениям (2.5) и (2.6) и в качестве уравнения состояния выбирается обычно (1.22). Кроме того, ввиду малости в (2.5) член, характеризующий изменение скоростного напора, также обычно опускается.

Движение газа в скважине происходит без производства внешней работы. Уравнение установившегося движения его в этом случае имеет вид:

dh + vdp + X(w2/2gD)dh = О

(2.29)


где h — глубина скважины; v — удельный объем газа; р — давление; д — ускорение свободного падения; w — скорость газа; X — 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 основном за счет теплообмена с горными породами. Однако при расчетах температуру газа принимают средней и постоянной на всем пути его движения, т.е. процесс движения газа в скважине считают изотермическим.

Исходя из уравнения состояния (1.22) и принимая Г» » Гср = const и 2 = zcp = const, имеем

1    _    zRT    _    zRcT

(2.30)


v =


?Рг 9P 9PP

или

^P _ wctPct

zT


где р = ргв; Ra — газовая постоянная (для воздуха в СИ RB = 287,2; рт = 0,1013 МПа); wCT — скорость газа при стандартных условиях.

Подстав,1\яя полученные значения v и    в уравнение (2.29),

получаем

dh + ^ «? + Л-

pg p 2gD

Выполнив преобразования, получим

zcp^B^cp

а = —^— pg

(2.32)


cp


P = —

7gD


ICT


T2 z2 Q2

= 1,33-10-2X cp-?

D3


где D — диаметр скважины, м; Q — дебит газа, тыс. м3/сут. С учетом (2.32) формула (2.31) принимает вид

dh + а^ + Р—= 0

Р р2

н\и

lc/Л = -а

i+JL


dp


Разделяя переменные, будем иметь

-idh=2pdp

(2.33)


а

Проинтегрировав уравнение (2.33) в пределах р3 — ру и О — L, получим

ln^L±i = -1

и.\и

Рз = Pye2L/u -1- Р(е^ - 1).

(2.34)


Вводя в уравнение (2.34) обозначения а и р, согласно (2.32) имеем формулу Адамова

0,0683pL


a0583pZ.


е гср*ср _ J


(2.35)


Рз =


р2е Гср/ср + 1,33 • 10_2Х—Е?—^


TlzLo2


D"


где р, — забойное давление. МПа; ру — давление на головке скважины, МПа; I — длина фонтанных труб от забоя до устья, м; X — коэффициент гидравлического сопротивления;

Таблица III.8 Данные для расчета забойных давлений при движении газа

по затрубному пространству (отечественные трубы)

п.

4

(D - </„)» X

X

ji 2

D2, см3

2 2 ^м —

см

см

X (О + </„)*

1

Q s

w о

+

Q х ^ о

ан, см2

2 2 d -ан

1

2

3

4

5

6

7

8

4,83

10,23

10,03

9,83

9,63

35 713 31 049 26 864 23 123

5,4

5,2

5,0

4,8

15,06

14,86

14,66

14,46

23,329

104,653

100,601

96,629

92,737

0,28488

0,30436

0,32624

0,35095

4,83

11,5

11,3

11,1

10,9

79 131 70 566 62 550 55 337

6,67

6,47

6,27

6,07

16,33

16,13

15,93

15,73

23,329

132,250

127,690

123,210

118,810

0,19838

0,20886

0,22029

0,23280

4,83

12.77 12,57 12,37 12,17 11,97

11.77

155 055 140 384 126 815 114 284 102 733 92 107

7.94 7,74 7,54 7,34 7,14

6.94

17.60 17,40 17,20 17,00 16,80

16.60

23,329

163,073

158,005

153,017

148,109

143,281

138,533

0,14814

0,15458

0,16148

0,16891

0,17691

0,18555

4,83

13.3 13,2 13,0 12,8 12,6

12.4

203 492 190 619 173 367 157 354 142 513 128 782

8,47

8,37

8,17

7,97

7,77

7,57

18,13

18,03

17,83

17,63

17,43

17,23

23,329

176,890

174,240

169,000

163,840

158.760

153.760

0,13304

0,13779

0,14126

0,14721

0,15358

0,16041

4,83

15,53

15,43

15,23

15,03

14,83

507 816 488 873 452 649 418 558 • 386 515

10,7

10,6

10,4

10,2

10,0

20,36

20,26

20,06

19,86

19,66

23,329

241,181

238,085

231,953

225,901

219,929

0,09023

0,09165

0,09460

0,09770

0,10097

4,83

14,63

14,43

14,03

356 421 328 190 276 979

9,8

9,6

9,2

19,46

19,26

19,06

23,329

214,037

208,225

196,841

0,10442

0,10805

0,11596

4,83

16.38 16,18

15.98 15,78 15,58

15.38

14.98

693 146 645 423 600 298 557 696 517 498 479 611 410 362

11.55 11,35

11.15 10,95 10,75

10.55

10.15

21,21

21,01

20,81

20,61

20,41

20,21

19,81

23,329

268,304

261,792

255,360

249,008

242,736

236,544

224,400

0,07945

0,08179

0,08425

0,08683

0,08953

0,09237

0,09850

dH9

CM

D,

CM

(D - dH)3 x

X[(D + </H)>

¦e"

1

as

+

Q S

С- о

2 2 dH, cm

D\ cm2

2 2 <*m -

2 2 D ~ du

i

2

3

4

5

6

7

8

6,03

10,23

19 587

4,2

16,26

36,361

104,653

0,32959

10,03

16 507

4,0

16,06

100,601

0,35782

9,83

13 802

3,8

15,86

96,629

0,39061

9,63

11 441

3,6

15,66

92,737

0,42915

6,03

11,5

50 295

5,47

17,53

36,361

132,250

0,21439

11,3

43 956

5,27

17,33

127,690

0,22754

11,1

38 241

5,07

17,13

123,210

0,24211

10,9

33 105

4,87

16,93

118,810

0,25937

6,03

12,77

108 216

5,74

18,80

36,361

163,073

0,15420

12,57

96 774

6,54

18,60

158,005

0,16166

12,37

86 278

6,34

18,40

153,017

0,16975

12,17

76 672

5,14

18,20

148,109

0,17854

11,97

67 904

5,94

18,00

143,281

0,18811

?

11,77

59 921

5,74

17,80

138,533

0,19859

G,03

13,3

143 571

7,27

19,33

36,361

176,890

0,13669

13,2

136 305

7,17

19,23

174,240

0,13996

13,0

122 621

5,97

19,03

160,000

0,14630

12,8

110 019

5,77

18,83

163,840

0,15315

12,6

98 427

5,57

18,63

158,760

0,16051

12,4

87 793

6,37

18,43

153,760

0,16849

6,03

15,53

398 534

9,5

21,56

36,361

241,181

0,09010

15,43

382 508

9,4

21,46

238,085

0,09161

15,23

351 954

9,2

21,26

231,953

0,09475

15,03

323 328

9,0

21,06

225,901

0,09807

14,83

296 534

8,8

20,86

219,929

0,10159

14,63

271 467

8,6

20,66

214,037

0,10531

14,43

248 111

8,4

20,46

208,225

0,10926

14,03

206 030

8,0

20,06

196,841

0,11793

6,03

16,38

556 798

10,35

22,41

36,361

268,304

0,07873

16,18

515 812

:o,i5

22,21

261,792

0,08119

15,98

477 207

9,95

22,01

255,360

0,08377

15,78

440 885

9,75

21,81

249,008

0,08649

15,58

406 761

9,55

21,61

242,736

0,08936

15,38

374 686

9,35

21,41

236,544

0,09237

14,98

317 817

8,95

21,01

224,400

0,09893

чение давления на расчетном участке газопровода, определяемое по уравнению

^ 2 Р

р н---—

11 р + р


2

Рс р-з


(3.18)


Здесь ра и рк - давление соответственно в начале и конце газопровода, МПа.

Третий член правой части уравнения (3.17) показывает снижение температуры газа в шлейфе за счет его дросселирования.

Плотность газа в рабочих условиях рассчитывают по формуле

Рр = Po^J>P/p,,VV    (3.19)

где р0 - плотность газа в нормальных условиях, кг/м3; рр -рабочее давление, МПа; Тр - рабочая температура, К; Т„ -нормальная температура (293 К); рн ~ нормальное давление, равное 0,102 МПа; гн и zp - коэффициент сжимаемости газа при нормальных и рабочих условиях соответственно.

Пример 3.1. Из группы скважин по подземному теплоизолированному шлейфу газ подается на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). Параметры газа: расход Q = 5 млн. м3/сут; плотность при нормальных условиях рн = 0,7224; относительная плотность - 0,56; коэффициент сверхсжимаемости при нормальных и рабочих условиях гн = 0,98, гр = 0,77; удельная теплоемкость ср ~ 3,35 кДж/кг; динамическая вязкость р. = 1,6 • 10~5 Па • с; давление в начале шлейфа рн = = 12 МПа; температура в начале шлейфа Тн = 290 К.

Параметры шлейфа: толщина стенки 6М = 10 мм; внутренний диаметр dвн = 305 мм; коэффициент теплопроводности материала шлейфа = 50 Вт/(м - *С); коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт ан = 1,75 Вт/(м2 • ‘С); шероховатость К = 40 мкм; коэффициент теплообмена между газом и стенкой труб ави = 600 Вт/(м2вС).

Параметры изоляционного материала: марка - пенополиуретан ППУ-Зн; толщина изоляции 8Н1 = 40 м; теплопроводность = 0,041 Вт/(м2 • ч ¦ еС ).

Требуется определить температуру и давление газа на входе в УКПГ. Расстояние от скважин до УКПГ / = 16 км. Температура грунта равна 268 К.

Решение. 1. По уравнению (3.5) определяют секундный расход газа

2.    По уравнению (3.6) рассчитывают скорость газа в шлейфе

w = 0,386 ¦ 106/ 0,785 • 3052 = 5,29 м/с.

3.    Определяют значение dn, входящего в уравнение (3.20): dH = 305 + 2(10+40) = 405 мм.

4.    Находят общий коэффициент теплопередачи:

= 0,602 Вт/(м2 • ‘С).

5.    По уравнению (3.19) определяют плотность газа в рабочих условиях:

рр = 0,7224 • 0,98 • 293 • 12/0,102 • 0,77 - 290 = 109,3 кг/м3.

6.    Рассчитывают число Рейнольдса:

Re = 5,29 - 395 ¦ 109,3/Ю3 - 1,6 • 10'5 = И • 106.

7.    Определяют коэффициент гидравлического сопротивления:

X = 0,067 f—^—+ 2 40 1 ’ =0,013.

UM06 10 - 305)

8.    Вычисляют параметр Шухова:

а = 262,3 • 0,602 - 405/5 • 0,56 • 3,35 - 1022 = 0,0068.

9.    Определяют значение температуры Тср, входящей в уравнение (3.7):

Тср = 268 + 290 - 268/0,0068 ¦ 16(1 - е"0'0068,16) = 289 К.

10.    Рассчитывают давление газа на входе в УКПГ:

11=2    52.0,013-0,56 .289-0,77-16

I


= 10,95 МПа.


ia23-10‘12-3052

Предположим, что значение Тср, входящей в уравнение (3.11), было определено как среднеарифметическое, т.е. Тср = = 268 + 290/2 = 279 К.

В этом случае

О — дебит газа, приведенный к стандартным условиям, тыс. м3/сут; D — диаметр трубы, м,

Формулу (2.35) можно записать в виде:

Рз = -\'Pye2S+ &Q2,

здесь

TcpzcpQ2|eZS - D

D5


2? _ 0,0683pL ,


I


e = if33-io-2^i


Коэффициент zcp определяют для рср и 7ср методом последовательных приближений. При этом для оценки zcp значение рср находят по формуле

Относительную шероховатость е для труб различных диаметров определяют по табл. 2.1. Значение X не зависит от числа Re и становится постоянным (см. табл. 2.1).

Из промысловых исследований, проведенных на газовых месторождениях, следует, что коэффициент сопротивления X для 63-мм труб в зоне турбулентной автомодельности (т.е. при дебитах газа О выше 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 равным 0,014.

При движении газа по затрубному пространству между обсадной колонной и НКТ забойное давление определяют по формуле (2.35), в которой диаметр D заменяют эквивалентным диаметром

где D — внутренний диаметр эксплуатационной колонны; dH наружный диаметр фонтанных труб.

Эквивалентный диаметр D3 соответствует диаметру окружности, площадь которой равна площади кольца между D и dH:

При одновременном движении газа по кольцевому пространству и фонтанным трубам эквивалентный диаметр

Параметр

Внутренний диаметр Д 10 2 м

2.54

4,03 5,03

6.22

D. 10"10 м* е = 1JD л

Отт. тыс. м3/суг Наружный диаметр: dH, 10~2 м d 2, Ю”10 м2 н

1,06-Ю2 10“2 0.028 3,7

3.2

10.2

1.06-Ю3

7.6-10-3 0.027

6,5

4,83

23.3

3.22103

6.010-3

0,026

15

6,03

36,4

9.16103 4,8-10_3 0,025 28

7.3

53.3

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 2.1

Параметр

Внутренний диаметр Д 10 2 м

7,59

10,03

12,70

15,2

20,3

Д Ю"10 м5

2,52-104

1,0110s

3,03-105

8,1 МО4

3,4510е

е = V D

4,0-10 ~3

З.О-Ю"3

2.4-Ю-3

2,0-Ю-3

1.5-10 3

0,024

0,023

0,022

0,021

0,020

Отг, тыс. м3/сут Наружный

37,5

70

100

150

260

диаметр: dH, 10 2 м

8,89

11,4

14.1

16,8

21,9

d,2, 10-10 м2

79

129

198

289

478

d, = >2 -    + <4 ¦

здесь dBH — внутренний диаметр фонтанных труб.

При одновременном движении по фонтанным трубам и затрубному пространству значение 0Q2 умножаем на

D +    +    . Затем определяем X для полученного D3.

yjD^-dl + dBH

Забойное давление, когда башмак фонтанных труб значительно не доходит до продуктивного горизонта или же в скважину спущены фонтанные трубы для двух разных диаметров,

р, = т/рУ5’*52' + 02(6,e352 +02),

где 5, и 0, относятся к фонтанным трубам или первому, счи-глн от устья, диаметру труб, a S2 и 02 — к обсадной колонне или второму диаметру фонтанных труб.

1

ft

«6

3

4 1

5

6

7

8

6,03

17.97 17,77

17.57 17,37

16.97

16.57

980 467 916 556 855 936 798 490 692 639 598 049

i 1,94 11,74

11.54 11,34 10,94

10.54

24.00 23.80

23.60 23.40

23.00

22.60

36,361

322,921

315,773

308,705

301,717

287,981

274,565

0,06278

0,06449

0,06628

0,06814

0,07213

0,07650

7,3

10,23

10,03

9,83

7 728 6 110 4 750

2,93

2,73

2,53

17,53

17.33

17,13

53,290

104,653

100,601

96,737

1,01874

1,21172

1,91610

7,3

11,5

11,3

11.1

10,9

26 185 22 14L 18 577 15 454

4,2

4,0

3,8

3,6

18,80

18,60

18,40

18,20

53,290

132,250

127,690

123,210

118,810

0.48868

0.53465

0.58909

0,05454

7,3

12.77 12,57 12,37 12,17 11,97

11.77

65 926 57 785 50 422 43 784 37 816 32 480

5.47 5,27 5,07 4,87 4,67

4.47

20.07 19.87 19.67 19.47 19.27

19.07

53,290

163,073

158,005

153,017

148,109

143,281

138,533

0,30907

0,32895

0,35118

0,36200

0,40455

0,43693

7,3

13.3 13,2 13,0 12,8 12,6

12.4

91 662 85 311 7-3 316 67 217 53 957 51 480

6.3 5,9 5,7 5,5

5.3

5.3

2Э.60

20.50

2Э.30

20.10

1Э.90

19.70

53,290

176,89 174,24 169,ОС» 163,84

158.76

153.76

0,26535

0,27275

0,28857

0,30627

0,32583

0,34758

7,3

15,53

15.43 15,23

15.03 14,83 14,63

14.43

14.03

29D 542 277 632 253 129 230 311 20Э 097 189 403 171 156 13B684

8,23

8.13 7,93

7.73 7,53 7,33

7.13

6.73

22.83

22.73 22.53

22.33 22.13 21.93

21.73

21.33

53,290

241,181

238,085

231,953

225.901

219,929

214,037

208,225

196,841

0,16002

0,16314

0,16969

0,17669

0,18419

0,19224

0,20090

0,22035

7,3

16.38 16,18

15.98 15,78 15,58

15.38

14.98

41Э 777 385 042 354 426 824 832 297 167 271 344 224 858

9.08 8,88 8,68 8,48 8,28

8.08 7,68

23.68 23.48 23.28 23.08 22 88

22.68 22 28

53,290

268,304

261,792

255,360

249,008

212,736

236,544

224,400

0,13707

0,14196

0,14714

0,15265

0,15850

0,16474

0,17852

V

СМ

D,

СИ

(D - X х (D + d н)*

¦хз

1

а и

+

ае

г12И. см2

Dг, см2

4 - 4

d2 - 4

1

2

3

4

5

6

7

8

7,3

17,97

775 713

10,67

25,27

53,290

322,921

0,10635

17,77

721 354

10,47

25,07

315,773

0,10956

17,57

669 977

10,27

24,87

308,705

0,11294

17,37

621 479

10,07

24,67

301,717

0,11649

16,97

532 621

9,67

24,27

287,981

0,12415

16,57

453 882

9,27

23,87

274,565

0,13268

7,3

20,51

1 757 282

13,21

27,81

53,290

420,660

0,07511

20,31

1 654 433

13,01

27,61

412,496

0,07777

20,11

1 556 339

12,81

27,41

404,412

0,07970

19,91

1 462 830

12,61

27,21

396,408

0,08171

19,51

1 288 940

12,21

26,81

380,640

0,08559

7,3

23,05

3 598 807

15,75

30,35

53,290

531,302

0,05733

22,85

3 417 925

15,55

30,15

522,122

0,05852

22,65

3 244 278

15,35

29,95

513,022

0,05974

22.45

3 077 592

15,15

29,75

504,002

0,06101

22.05

2 764 305

14,75

29,35

486,202

0,06368

21.65

2 476 576

14,35

28,95

468,722

0,06654

8,89

13,3

42 236

4,41

22,19

79,032

176,89

0,56823

13,2

39 067

4,31

22,09

174,24

0,59343

13,0

33 276

4,11

21,89

169,00

0,65048

12,8

28 122

3,91

21,69

163,84

0,71850

12,6

|23 583

3,71

21,49

158,76

0,80094

12,4

19 600

3,51

21,29

153,76

0,90292

8,89

15,53

174 577

6,64

24,42

79,032

241,181

0,27987

15,43

165 447

6,54

24,32

238,085

0,28688

15,23

148 259

6,34

24,12,

231,953

0,30186

15,03

132 439

6,14

23,92

225,901

0,31826

14,83

117918

5,84

23,72

219,929

0,33628

14.63

104 619

5,74

23,52

214,037

0,35619

14,43

92 449

5,54

23,32

808,225

0,37827

14,03

71 334

5,14

22,92

196,841

0,43057

8,89

16,38

268 321

7,49

25,27

79,032

268,304

0,13215

16,18

243 495

7,29

25,07

261,792

0,13544

15,98

220 439

7,09

24,87

255,36

0,13885

15,78

199 076

6,89

24,67

249,008

0,14239

15,58

179 275

6,69

24,47

242,736

0,14607

15,38

161 018

6,49

24,27

236,544

0,14990

14,98

128 690

6,09

23,87

224,400

0,15801

Это пример показывает, что погрешности в несколько градусов при определении значения средней температуры в шлейфе практически не влияют на результаты расчета.

11.    Вычисляют среднее значение давления в шлейфе

s j2+.m_95    48    МПа

гср 2

12.    По уравнению (3.17) определяют температуру газа на входе в УКПГ, т.е. в конце шлейфа:

т = 268 + (29О-268)е~0 0068 16 - 2,5-(122 - ig 952) = 285 4 К = 12 4 *С (2 - а 0068 • 16 ¦ 11, 8) • (1 - е-0'0068 16)

Тепловой режим шлейфов. При подаче газа от устья скважин до установок комплексной подготовки происходит изменение его температуры как за счет теплообмена с окружающей средой, так и за счет снижения давления газа. В первом случае в зависимости от температуры окружающей среды может произойти как повышение температуры, так и ее понижение. Во втором случае всегда происходит только снижение температуры.

При расчете теплового режима шлейфов необходимо установить участок, где возможно образование газовых гидратов. Эта задача сводится к нахождению точки, где температура газа равна температуре гидратообразования при заданном давлении. Для решения этой задачи необходимо определить температуру газа по всей трассе газопровода.

При постоянной температуре окружающей среды по всей трассе газопровода в уравнении (3.17) значение Т, принимают равным температуре гидратообразования и расчет сводится к вычислению /. Найденное значение I будет расстоянием, где начинается гидратообразование.

При проектировании шлейфа большое значение придается тому, чтобы в нем образовалось как можно меньше жидкой фазы. При этом первостепенное внимание уделяется температурному режиму. В тех случаях, когда газ на устье скважин имеет высокую температуру, возможно допустить охлаждение его за счет теплообмена с окружающей средой.

В условиях вечной мерзлоты необходимо обеспечить такой режим эксплуатации шлейфов, чтобы исключить оттаивание грунта, т.е. сохранить равновесие в системе промысел - окружающая среда. Для многолетнемерзлых малопросадочных грунтов возможно применение наземного и подземного способов прокладки шлейфов. При наличии участков с обводненными грунтами предусматривается утяжеление газопроводов при-грузами или их анкеровка.

Табл и ца 3.2

Характеристика материалов для изоляции газопроводов

Если башмак фонтанных труб расположен ниже продуктивного пласта, забойное давление

где S, и 0j относятся к фонтанным трубам, a S2 и 02к пространству между пластом и фонтанными трубами.

В проектах разработки забойные давления по известным устьевым давлениям вычисляются обычно при обработке результатов исследований скважин.

При газодинамических расчетах обычно решается обратная задача: по известному изменению забойного давления р3(0 и дебита газа О (f) во времени определяется изменение устьевого давления по формуле


(2.37)

При оценочных расчетах значения 0(f) и 5(0 принимаются постоянными или строятся соответствующие графики 0(f) и 5(f), в которых изменение этих величин во времени учитывается путем определения изменения коэффициента сверхсжимаемости zcp(t), а также X(f) по мере падения дебита газа с переходом от режима турбулентной автомодельности к режиму, где А. зависит от Re и ?.

Зная зависимость изменения во времени p3(t) и pr(f), находим потери давления в фонтанных трубах в процессе разработки:

Ap(f) = p3(f) - pr(f).

(2.38)


Обычно расчеты по формулам (2.37) и (2.38) проводят для нескольких диаметров труб, а иногда и для нескольких режимов работы скважины.

2.1.4. СТАЦИОНАРНОЕ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЕ ТЕЧЕНИЕ РЕАЛЬНОГО ГАЗА В СКВАЖИНЕ

Рассмотрим задачу о течении реального газа, применяя уравнения (2.4) — (2.9) с учетом реальных условий изменения давления при произвольном изменении коэффициентов теплопередачи и температуры пород вдоль ствола скважины.

Исходными уравнениями стационарного одномерного неизотермического течения газа в стволе скважины являются уравнения количества движения в виде (2.5), закона сохранения массы в виде (2.6) и баланса энергии в виде (2.7).

Для замыкания данной системы уравнений необходимо присоединить уравнение состояния реального газа.

Рассмотрим расчеты забойного давления и температуры в скважинах с учетом теплообмена с горными породами и эффекта Джоуля — Томсона. По мере понижения давления этот эффект становится менее значительным. Получено численное решение, которое предусматривает разбивку глубины скважины на л элементарных участков длиной AL и определение давлений и температур для этих участков.

Для участка трубы длиной AL можно написать

2“    2    3

р2 = р, +-^_?.Д1 + gpALcOS# + ^-?—

(2.39)


р\)


{Pi

*2LAL + PlzPl

D    p

(Рз — Pi). (2.40)


т, -т.

Г21+-

wpFRj.

»десь pu p2, Tx, T2, pu p2 соответственно давление, темпера-lypa и плотность газа в начале и конце участка; р — средняя плотность газа на участке; Тн — естественная температура горных пород; AL — длина участка, м; 0 — угол отклонения от вертика\и; ср теплоемкость при р = const; Rr — общее термическое сопротивление, определяемое по формуле

1>г

т.ст _    \' ви


2kR^ =


+


а.


где г.


вн тр


+ •

^BHTp^l ^т.с

' BE

Г    (Т

Лвн тр к

вн >обс

+ 1 V Inf Гн 1

+ 1

*

-Ei

(^н)шах

к ^ [ г лт.цем п V вн J

За. па цем 114

4а ? j

’г

внутренний радиус, м; Кх

коэффициент тепло


In


передачи через цилиндрическую стенку, разделяющую среды с различной температурой, Вт/(м2-К);     коэффициент

п'плопроводности, Вт/(м-К); гн — наружный радиус, м; ак — коэффициент теплообмена конвекцией, Вт/(м2К); аи — ко-

(дт)

•ффициент теплообмена излучением, Вт/(м2 К);    —    —    ко-

\dP)t

¦ффициент Джоуля —Томсона, К/Па; а — коэффициент температуропроводности почвы, м2/с; г — радиус, м; t — время, ( л — число обсадных труб.

dH,

CM

D.

CM

(D - dH)> x X (D + d,,)*

1

s s

+

Q 2

vJ- и

.2 2 dH, cm

D2, cm1

4 - A

1

2 3

4 5 6 7 8

8,89

17.97 17,77

17.57 17,37

16.97

16.57

[

540 085 497 690 457 865 420 510 352 760 293 629

9.08 8,88 8,68 8,48

8.08 7,68

26,86

26,66

26.46 26,26 25,86

25.46

79,032

322,921

315,773

308,705

301,717

287,981

274,565

0,10980

0,11228

0,11486

0,11752

0,12312

0,12914

8,89

20.51 20,31 20,11 19,91

19.51

1 356 167 1 269 879 1 187 885 1 110 015 966 073

11,62

11,42

11,22

11,02

10,62

29.40 29,20 29,00 28,80

28.40

79,032

420,66

412,496

404,412

396,408

380,640

0,11581

0,11898

0,12230

0,12577

0,13322

8,89

23.05 22,85

22.65 22,45

22.05

21.65

2 896 408 2 740 754 2 591 658 2 448 934 2 181 764 I 937 713

14.16 13,96

13.76 13,56

13.16

12.76

31.94 31,74

31.54 31,34

30.94

30.54

79,032

531,302

522,122

513,022

504,002

486,202

468,722

0,08506

0,08698

0,08897

0,09103

0,09539

0,10009

8,89

25.91 25,71 25,51 25,31

24.91

5 970 863 5 696 782 5 432 628 5 178 113 4 697 005

17.02 16,82 16,20 16,42

16.02

34.80 34,60 34,40 34,20

33.80

79,032

671,328 661,004 650,760 640,596 620,508

0,06367 0,06488 0,06611 0,06739 0,07007

8,89

28,25

28,05

27,85

27,65

27,45

10 009 192 9 597 985 9 200 114 8 815 203 8 443 135

19.16

19.16 18,96 18,76 18,56

37,14

36,94

36,74

36,54

36,34

79,032

798,062

786,802

755,622

764,522

753,502

0,05187

0,05274

0,05363

0,05454

0,05548

10,16

15,53

15,43

15,23

15,03

14,83

102 200 95 845 84 Oil

73 289 63 603

5,37

5,27

5,07

4,87

4,67

25,69

25,59

25,39

25,19

24,99

103,225

241,181

138,085

255,901

219,929

214,037

0,45567

0,47106

0,54326

0,58739

0,63857

10,16

16.38 16,18

15.98 15,78 15,58

15.38

14.98

169 500 151 363 134 704 119 437 105 191 92 779 70 773

6,22

6,02

5.82 5,62 5,42 5,2 2

4.82

26.54 26,34

26.14 25,94 25,74

25.54

25.14

103,225

268,304

261,792

255,36

249,008

242,736

236,544

224,400

0,35428

0,37427

0,39637

0,40910

0,44832

0,47912

0,55372

dH,

D,

(D - dH)* X

'Is

,2 2 <:H, cm

?>*, cm2

2 2 ^м ~

CM

см

X (D + rfH)s

1

SS

+

Q s ^ о

2 2 D ~ ЛM

1

2

3

4

5

6

7

8

10,16

17.97 17,77

17.57 17,37

16.97

16.57

376 955 343 754 312 864 284 061 232 455 188 176

7.81 7,61

7.41 7,21

6.81

6.41

28.13 27,93

27.73 27,53

27.13

26.73

103,225

322,921

315,773

308,705

301,717

287,981

274,565

0,24465

0,25198

0,26608

0,27806

0,30504

0,33697

10,16

20.51 20,31 20,11 19,91

19.51

1 04 2 897 970 831 902 595 838 071 719 564

10.35 10,15

9,95

9,75

9.35

30.67 30,47 30,27 30,07

29.67

103,225

420,66

412,496

484,412

396,408

380.64

0,15746

0,16229

0,16738

0,17274

0,18437

10,16

23.05 22,85

22.65 20,45

22.05

21.65

2 362 089 2 226 775 2 097 488 1 974 044 1 743 922 1 534 915

12.89 12,69

12.49 12,29

11.89

11.49

33.21 33,01

32.81 32,61

32.21

31.81

103,225

531,302

522,122

513,022

504,002

486,202

468,722

0,11220 0,11494 0,11779 0,12076 0,12709 0,13398

1о,16

25.91 25,71 25,51 25,31

24.91

5 083 156 4 837 830 4 601 831 4 374 813 3 946 765

15.75 15,55 10,35 15,15

14.75

36.07 35,87 35,67 35,47

35.07

103,225

671,328

661,004

650,760

640,596

620,508

0,08226

0,08392

0,08562

0,08738

0,09080

10,16

28,25

28,05

27,85

27,65

27,45

8 733 824 8 362 509 7 997 961 7 64 8 625 7 311 245

18,09

17,89

17,69

17,49

17,29

38,41

38,21

38,01

37,81

37,61

103,225

798,062

786,802

775,622

764,522

753,502

0,06627

0,06743

0,06863

0,06986

0,07113

10,16

30,59

30,39

30,19

29,99

14 159 899 13 613 476 13 280 595 12 761 237

20,43

20,23

20,13

19,93

40,75

40,55

40,35

40,15

103,225

935,748

923,552

911,436

899,4

0,05471

0,05556

0,05644

0,05735

10,16

32,17

31,97

31,77

31,57

19 105 375 18 414 065 17 742 451 17 090 187

22,01

21,81

21,61

21,41

42,33

42,13

41,93

41,73

103,225

1034,909

1022,081

1009,333

996,665

0,04860

0,04931

0,05004

0,05079

11,43

15,53

15.43 15,23

15.03 14,83 14,63

14.43

14.03

50 095 46 173 3 900 32 665 27 100 22 253 18 056 11 393

4.1

4.0 3,8

3.6 3,4

3.2

3.0

2.6

26,96

26,86

26,66

26.46 26,26 26,06 25,86

25.46

241,181

238,085

231,953

225,901

219,929

214,037

208,225

196,841

0,68451

0,71841

0,79652

0,89229

1,01239

1,16743

1,37516

2,11086

На участке с уклоном более 5 градусов, а также на торфяниках мощностью от 1 до 4 м и сильнопросадочных грунтах шлейфы прокладывают надземно на низких опорах.

При подземной прокладке применение теплоизоляции позволяет сократить теплопотери, снизить тепловое влияние шлейфов на многолетнемерзлые грунты, предупредить проявление термокарстовых и термоэрозионных процессов.

На основе опыта эксплуатации теплоизолированных шлейфов установлено, что из-за некачественной гидроизоляции и прокладки шлейфов происходит увлажнение теплоизоляционных скорлуп, деструкция пористого изоляционного материала. Это усугубляет отрицательное воздействие солнечного излучения, многократных циклов промерзания-протаивания увлажненного материала.

В качестве теплоизолирующего материала часто применяют пенополиуретаны. Толщина изолирующего слоя для шлейфов месторождений Крайнего Севера, как правило, принимается до 60 мм. Характеристика изоляционных материалов дана в табл.

3.2.

3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ГАЗОВ

Газовые гидраты представляют собой кристаллические соединения, образуемые ассоциированными молекулами углеводородов и воды. Они внешне напоминают снег или лед.

По структуре газовые гидраты - это клатраты, которые образуются при внедрении молекул газа в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. Различают два типа кристаллической решетки гидратов: структура I построена из 46 молекул воды и имеет 8 полостей, структура II - из 136 молекул воды, имеет 16 малых и 8 больших полостей.

Метан, этан, двуокись углерода образуют гидраты первой структуры, при этом идеальная формула гидрата в этом случае будет 8М ¦ 46Н20 (М - молекула гидратообразователя).

Пропан и изобутан образуют гидраты второй структуры с формулой 8М • 136Н20.

Метан образует гидрат, имеющий формулу СН4 ¦ 6Н20. Массовое содержание метана в составе гидрата составляет 12,9 %. Для связывания 1 кг метана в гидрат, соответствующий указанной формуле, требуется 6,75 кг воды.

При добыче и обработке газов образуются смешанные типы

Для больших периодов времени, когда выполняется неравенство (r1/4at) < 0,01, интегральная показательная функция Е, (—х) может быть заменена ее логарифмическим приближением

2

Iгн ) шах

4at


at


-Ei


In


+ 0,80907.


max /

Теплообмен с окружающей средой при дебитах скважины выше 500 тыс. м3/сут оказывает на характер распределения давления в стволе скважины неопределяющее влияние, поэтому допустимо принимать RT = Система уравнений (2.39) и (2.40) решается методом итераций. На первом этапе итерации принимается р2 = р, и Т2 = Г,. При этих значениях давления и температуры вычисляются параметры, входящие в эти уравнения. Затем вычисляются р2 и Г2. Цикл вычислений повторяют до тех пор, пока погрешность не достигнет некоторого наперед заданного значения.

При неизотермическом течении газа по стволу скважины забойное давление можно приближенно оценить по формуле

2S


25


t;„z'Lo2


+ 0,0133JI-^se


(2.41)


Рз = Ру


Jy

\    1    S


Гу

\ У /


D~


у


"Y _j

где S = 0,03415—a = ——7\, Tv соответственно забой

з» у

«г,

ср


ная и устьевая температура, К; L — глубина скважины, м.

2.1.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ СОДЕРЖАНИИ ЖИДКОСТИ В ПРОДУКЦИИ

СКВАЖИН

Расчет забойного давления при небольшом количестве жидкости

В процессе разработки газовых и газоконденсатных скважин вместе с газом выносятся жидкие и твердые примеси, количество которых зависит от характеристики месторождений и условий их эксплуатации. Значения коэффициентов А. (см. рис. 2.1, табл. 2.1) являются средними, справедливы для движения чистого газа и значительно отличаются от фактиче-

92

ских. Особое значение этот факт приобретает при эксплуатации газоконденсатных месторождений, в связи с чем коэффициенты гидравлического сопротивления следует определять с учетом наличия в газе жидкости при различных режимах работы скважины. Суммарный коэффициент У можно установить по формуле (2.35), решенной относительно X:

>• =    32гУ5)^

1.377Q2r^,z^p(e2S -1)Ю'10

Суммарный коэффициент гидравлического сопротивления к' при исследовании или эксплуатации газовых скважин как с выносом, так и без выноса жидкости в зависимости от Re определяют с помощью графика (рис. 2.3). Каждая из кривых / для режима эксплуатации скважин с постоянным столбом жидкости соответствует постоянной высоте столба жидкости » стволе и на забое. Суммарный коэффициент Л* снижается с уменьшением высоты столба жидкости в скважине как бы

1’ис. 2.3. Зависимость суммарного гидравлического коэффициента сопро-i явления X" от числа Re по газу для различных количеств жидкости, находящейся в 63-мм трубах. Зоны:

/ — эксплуатация с постоянным столбом жидкости; 11 — эксплуатация скважины с нулевой подачей жидкости; III — работа скважины при раз-¦ычном расходе жидкости (в м3А): I — 0,8; 2 — 0,6; 3 — 0,4; 4 — 0,2;

5 - 0,1; 6 - 0,06; 7 - 0,02

<4

см

D.

см

(О - </п)* х X (О + dav

•*з

X

•S3

J1 2

ан, СМ

D1, см*

4 - 4

1

Q S

w о

+

as

1

2

3

4

5

6

7

8

11,43

16.38 16,18

15.98 15,78 15,58

15.38

14.98

93 797 81 697 70 770 60 941 52 140 44 298 31 205

4.95 4,75

4.55 4,35 4,15

3.95

3.55

27.81 27,61

27.41 27,21 27,01

26.81

26.41

130,645

268,304

261,792

255,36

249,018

242,736

256,544

224,400

0,48432

0,52089

0,56288

0,61156

0,66866

0,73656

0,91971

11,43

17.97 17,77

17.57 17,37

16.97

16.57

241 761 217 253 194 616 173 834 137 115 106 464

6.54 6,34

6.14 5,94

5.54

5.14

29.40 29,20

29.00 28,80

28.40

28.00

130,645

322,921

315,773

308,705

301,717

287,981

274,565

0,30481

0,32035

0,33735

0,35604

0,39954

0,45369

11,43

20.51 20,31 20,11 19,91

19.51

763 369 705 428 650 551 598 943 504 977

9.08 8,88 8,68 8,48

8.08

31.94 31,74 31,54 31,34

30.94

130,645

420,660

412,496

404,412

396,408

380,640

0,18326

0,18957

0,19627

0,20338

0,21902

11,43

23.05 22,85

22.65 22,45

22.05

21.65

1 865 314 1 750 162 1 640 496 1 536 139 1 342 593 1 168 107

11,62

11,42

11,22

11,02

10,62

10,22

34.48 34,28

34.08 33,88

33.48

33.08

130,645

531,302

522,122

513,022

504,002

486,202

468,722

0,12626 0,12960 0,13310 0,13675 0,14459 0, №521

11,43

25.91 25,71 25,51 25,31

24.91

4 233 021 4 016 684 3 808 020 3 609 439 3 234 733

14.48 14,28 14,08 13,88

13.48

37.34 37,14 36,94 36,74

36.34

130,645

671,528

661,000

650,760

640,596

620,508

0,09060

0,09252

0,09452

0,09698

0,10094

11,43

28,25

28,05

27,85

27,65

27,45

7 492 385 7 155 622 6 830 654 6 517 203 6 214 985

16,82

16,62

16,42

16,22

16,02

39,68

39,48

39,28

39,08

38,88

130,645

798,062

780,802

775,622

764,522

753,502

0,07215

0,07348

0,07485

0,07626

0,07771

11,43

30,59

30,39

30,19

29,99

12 419 337 11 920 185 11 436 752 10 968 673

19,16

18,96

18,76

18,56

42,02

41,82

41,62

41,42

130,645

935,748

923,552

911,436

899,400

0,05908

0,06105

0,06103

0,06205

11,43

32,17

31,97

31,77

31,57

16 258 958 16 322 271 15 704 353 15 104 814

20,74

20,54

20,34

20,14

43,60

43,40

43,20

43,00

130,645

1034,909

1022,081

1009,333

996,665

0,05226

0,05306

0,05387

0,05470

Данные для расчета забойных давлений лри движении газа по затрубному пространству (импортные грубы)

dH,

см

D.

см

22

чэ

1

Q 2 3 о

+ dB)* X X № -

"""я

+

Q S

3 О

J1 2

Дц, см

D*. си*

2 2 ''м -

2 2 *> - d„

1 2 3 4 Е

6

7

8

4,83

9,72

9,96

10,16

10,29

10,39

4,89

5,13

5,33

5,46

5,56

24- 754 29 530 34 024 37 211 39 815

14,55

14,79

14,99

15,12

15,22

23.329

94,478

99,201

103,225

105,884

107,952

0,12524

0,11653

0,11002

0,10610

0,10324

4.83

10,86

11,20

11.41

11,58

11,65

11,86

6.03 6,37 6,58 6,75 6,72

7.03

53 495 H6 4I8 75 136

82 818 3L41S 96 778

15.69 16,03 16,24 16,41 16,38

16.69

23,329

117,939

125,440

130,188

134,096

133,402

140,658

0 09135 0,08407 0,08004 0,07699 0,07752 0,07238

4,83

12,14

12,43

12,57

12,73

14,41

14,71

7,31

7,60

7,74

7,90

9,58

9,88

112 490 130 774 140 385 152 030 S25 467 _ 368 230

16,97

17,26

17,40

17,56

19.24

19.54

23,329

147,379

154,505

158,005

162,053

207,648

216,383

0,06819

0,06425

0,06247

0,06054

0,04489

0,04277

4,83

15,04

15,25

15,36

15,48

15,71

10,21

10,42

10,53

10,65

10,88

420 215 456 174 475 953 49S 274 543 358

19.87

20.08

20,19

20,31

20,54

23,329

226.201 232.562 235 929 239.630 246.804

0,04062

0,03933

0,03869

0,03800

0,03674

4,83

15,94

16.17 16,40 16,61 16,83

17.18

11,11

11.34 11,57 11,78 12,00

12.35

59 L 382 643 0?9 598 ОС 8 751 454 810 7С0 912 515

20,77 21,00 21,23 21 44

21,66

22,0.

23,329

254.083

261,469

268,960

275,892

283,249

295,152

0,03554

0,03439

0,03331

0,03237

0,03142

0,03001

4.83

17,46

17,70

17,84

12,63

12,87

13,01

1 000 ?87 1 082 С73 1 134 791

22,29 25,53 25,б7

23,329

304,851 313,290 318,265

0,02894

0,02806

0,02759

6.03

9,72

9,96

3,69

3,93

12 463 15 519

15,75

15,99

36,361

94 478 99.501

0,41102

0.36873

Компонент

р4, МПа

t, *с'

к,. ’С

рМПа

Я,,

кДж/кг

кДж/кг

Метан

2,65

-29,0

-

-

3,81

1,15

Этан

0,53

-15,8

14,5

3,46

2,10

0,88

Пропан

0,173

-8,50

5,50

0,57

3,05

0,60

Иэобутан

0,122

0,0

2,6

0,173

2,38

0,39

Двуокись

12,71

-24,0

10,0

4,58

1,37

-

углерода

Сероводо

0,098

0,36

29,5

2,34

1,83

0.85

род

Азот

16,32

-

-

-

1,77

0,57

11 римечание. р0 - давление разложения при температуре 0

*C; t - температура раз-

ложення при атмосферном давлении; Я, - теплота образования гидрата из газа и воды;

Н3 - то же из газа и льда; Тчр и р„р *- верхняя критическая точка разложения гидрата.

гидратов. Свойства гидратов компонентов природных газов приведены в табл. 3.3.

Тощие гааы. Для определения температуры гидратообразования сеноманских залежей специалистами ВНИИгаза (А.Г. Бурмистров, В.А. Истомин и др.) предложены следующие уравнения:

Т=_8360> 2    •    (3 20)

г 31,56-In р

Тг =--;    (3.21)

33,11 -1 п —-—

0,103

Тт = 9,971п р    + 263,85;    (3.22)

Гг = ejllnp    + 266,8;    (3.23)

Г, = 7,981n/?    = 269,3.    (3.24)

По уравнениям (3.20) - (3.24) проведены расчеты, результаты которых приведены в табл. 3.4.

Таблица 3.4

Сопоставление результатов расчетов по уравнениям (3.20) - (3.24)

р, МПа

Уравнения

(3.20)

(3.21)

(3.22)

(3.23)

(3.24)

12

14,4

14,7

15,5

15,3

16,0

11

13,6

13,8

14,66

14,6

15,3

10

12,65

12,9

13,7

13,75

14,6

9

11,6

11,8

12,7

12,8

13,7

8

10,5

10,6

11,5

11,8

12,8

7

9,2

9,4

10,1

10,6

11.7

6

7,7

7,9

8,6

9,3

10,5

Газы, содержащие тяжелые углеводороды. Равновесное давление гидратообразования для заданного состава газа определяется в два этапа. На первом этапе рассчитывают давление образования гидратов заданного состава газа рпри температуре 273,1 К (О °С).

рсн для газов, образующих гидраты I и II структур, определяют по следующим уравнениям [101]: для гидратов I структуры

I

[1 + (4,8Ус, + 150У,,* +1,5УЫ2)р1]5 =

УС| f VHjS +yN; t *С02 , УС;

(3.25)


=

Ио


6,6    0,236    55 г 25    0,526

для гидратов II структуры [1 + (2,4УС| +45УН!5 +0,96УЫ2 +1,4УСОг)р?м]! =

(3.26)

УС| + yHjS+    +    УСОд    +    УС2    +    УС3    +    Yu30-C    4    +    УнС4

Рсу


200    10    3217    2,5    0,176    0,113    1,6    1,25

Здесь У, - молярная доля компонента в газовой смеси.

На втором этапе для эталонной газовой смеси определяется зависимость /?эт = f(T). При этом р% соответствует давлению гидратообразования при 273,1 К, т.е. 0 °С.

С учетом условия подобия расчет давления гидратообразования исследуемого газа рсм при температуре Т может производиться с помощью уравнения

Рси^СН J5J РсМ2СН    27)

Рэтгэт Рст2ат

где гсм, z3T,2gT, z1u - коэффициент сжимаемости исследуемого и эталонного газа соответственно (индекс 0 соответствует температуре 273,1 К).

Расчет выполняют в следующей последовательности. Сначала определяют температуру гидратообразования для эталонного газа при различных давлениях, т.е. значения рэт и 7’эт. Затем из уравнения (3.27) находят давление гидратообразования газовой смеси при температуре О °С (273,1 К).

Для газов валанжинских залежей различных УКПГ Урен-

подобно изменению шероховатости труб. По внешнему виду кривые I совпадают с соответствующими кривыми зависимости X от Re для разной шероховатости труб при движении чистого газа. Начало выноса жидкости из скважины характеризуется кривой II, которая соответствует, по А.П. Крылову, нулевой подаче жидкости.

При постоянном притоке жидкости из пласта или выделении ее в стволе суммарные коэффициенты X* (при известном количестве выносимой жидкости) можно определить по кривым III, каждая из которых соответствует определенному расходу жидкости.

Для скважин, в которых отсутствует приток жидкости из пласта, процесс продувки соответствует кривой II. В последующем при работе (исследовании) скважины коэффициент гидравлического сопротивления X будет определяться в зависимости от высоты столба жидкости, оставшегося после продувки скважины, по одной из кривых I.

Если исследование скважины проводят без предварительной продувки (при отсутствии выноса жидкости), первые точки можно найти по одной из кривых I, в последующем при выносе жидкости — по кривой II.

Для получения зависимости л’ от Re и дж, которая в последующем даст возможность более точно определять забойное давление по давлению на устье, необходимо на каждом месторождении проводить экспериментальные исследования на скважинах с обязательным измерением давлений, дебитов газа и жидкости.

Структуры течения газожидкостных смесей в скважинах: пузырьковая, пробковая (снарядная), вспененная и кольцевая (пленочная).

Пузырьковая структура характеризуется течением пузырьков газа, имеющих средний диаметр, значительно меньший диаметра ствола скважины в потоке жидкости. Эта структура наблюдается при малых объемных газосодержаниях. По мере увеличения содержания газа, когда газовые пузыри занимают почти все сечение ствола, образуется пробковая структура с сильно деформированными газовыми пузырями и жидкостными перемычками. При вспененной структуре возрастают пульсации давления, жидкость по стенке ствола при восходящем потоке может частично двигаться вниз (против течения газа), в результате чего возникает так называемое явление ''опрокидывания'1 потока жидкости. Движение жидкости вниз способствует появлению больших жидкостных скоплений, насыщенных газовыми пузырями, которые с большой скоростью увлекаются потоком газа. Дальнейшее повышение скорости и газосодержания приводит к кольцевой структуре :ечения, которая характеризуется движением жидкости в виде» волнистой пленки по стенке ствола. По мере повышения скорости газа происходят срыв капель жидкости с поверхности пленки и вовлечение капель в ядро потока. Этот вид течения является разновидностью кольцевого и называется дисперсно-кольцевым.

Формирование структуры течения зависит главным обра-юм от скоростей смеси и газосодержания. А.А. Точигиным и другими исследователями определены области существования с 1 руктур течения смесей в вертикальных трубах: Р+ < Р < 2, п.. < и < 2 (кольцевая), Р+<Р<1,ц>2 (дисперсно-кольце-ная), р.» < Р < Р+) ии,, (вспененная), 0,3 < Р < Р+ + >и > и.. (пробковая), 0,3 < Р < 1, и < (пробковая или пузырько-иая), 0,1 < р < 0,3 (пузырьковая или пробковая), р < 0,1 (пу-пирьковая). Здесь р — расходное содержание газа (отношение расхода газа к расходу газа и жидкости); Р+ — расходное газосодержание, определяющее нижнюю границу сутцест-нования кольцевой структуры:

В = 1    28(0,06    ^    р)1    /2(u-,u~‘    )2    .    |2    4~

1 + 0.28(0.06 + р)

р, ,    —    расходное газосодержание, определяющее верхнюю

I раницу области существования пробковой структуры,

Р++ = Р+ - (1 - Р+), п.. < и < 1,    (2.43)

Р++ = Р+ - (1 - р+)<Г2, u > 1;    (2.44)

а — относительная скорость смеси; и., — относительная »корость ''опрокидывания" потока (принимается равной

0,845); р — относительная плотность газа по жидкости.

Основные уравнения установившейся гидродинамики газожидкостных смесей (уравнения неразрывности, движения и энергии, состояния компонентов и •кспериментальные соотношения истинных газосодержаний п сопротивления вязких напряжений, теплопередачи, а также уравнения Клапейрона —Клаузиуса).

Для получения дифференциальных уравнений сохранения количества движения, сохранения энергии и непрерывности используется математический прием осреднения величины. 1ри этом для каждой структуры течения сохраняются свои количественные и качественные свойства: определенные гидравлические сопротивления и истинные газосодержания, ско-

rfH,

CM

D,

CM

"a

1

Q *

w U

(D + rfHx x (O - </„)•

43

+

8 g

S- 2

dH, cm

Dl. CM1

4-4

1

2

3

4

5

6

7

8

6,03

10,16

4,13

18 464

16,19

36,361

103,225

0,33902

10,29

4,26

20 590

16,32

105,884

0,32188

10,39

4,36

22 346

16.42

107.952

0,30370

10,86

4,83

32 144

16,89

117,939

0,26186

6,03

11,20

5,17

41 024

17,23

36,361

125,440

0,23463

11,41

5,38

47 363

17,44

130,188

0,22015

11,58

5,55

53 013

17,61

134,096

0,20994

11,55

5,52

51 980

17,58

133,402

0,21131

11,86

5,83

63 418

17,89

140,658

0,19376

12,14

6,11

75 307

18,17

147,379

0,17992

12,43

6,40

89 331

18,46

154,505

0,16726

12,57

6,54

96 774

18,60

158.005

0,16167

12,73

6,70

105 848

18,76

162,053

0,15579

14,41

8,38

245 863

20,44

207,648

0,10967

14,71

8,68

281 303

20,74

216,384

0,10380

15,04

9,01

324 714

21,07

226,201

0,09790

15,36

9.33

371 592

21,39

235,929

0,09269

15,25

9,22

354 924

21, $8

232,562

0,09443

15,48

9,45

390 455

21,51

239,630

0.09085

15,71

9,68

428 692

21,74

246,804

0,08748

6,03

15,94

9,91

469 764

21,97

36,361

254,083

0,08431

16,17

10,14

513 835

22,20

261,469

0,08132

16,40

10,37

561 037

22,43

268,960

0,07849

16,61

10,58

607 028

22,64

275,892

0,07605

16,83

10,80

658 293

22,86

283,249

' 0,07362

17,18

11,15

746 751

23,21

295,152

0,06999

17,46

11,43

823 959

23,49

304,851

0,06729

6,03

17,70

11,67

894 955

23,73

36,361

313,290

0,06511

17,84

11,81

838 536

23,87

318,265

0,06389

19,08

13,05

1 401 275

25,11

364,046

0,05447

19,37

13,34

1 531 545

25,40

375,197

0,05259

19,62

13,59

1 651 319

25,65

384,844

0,05104

6,03

19.88

13,85

1 783 544

25,91

36,361

395,214

0,04951

20,12

14,09

1 912 829

26,15

404,814

0,04816

20,36

14,33

2 049 356

26,39

414,529

0,04686

20,57

14,54

2 174 968

26,60

423,125

0,04577

21,68

15,65

2 943 146

27,71

470,022

0,04062

22,05

16,02

3 241 767

28,08

486,202

0,03910

22,24

16,21

3 404 082

28,27

494,617

0,03886

rfH.

CM

D,

CM

no

•(Hp - a)

(D + </„)* X X (D - dH)*

m

?

+

a s

J-2 2

dw, cm

D«, cm1

0 4

M - dn

2 2 D -du

I 1

2

3

4

5

6

7

8

6,03

22,44

16,41

3 581 780

28,47

36,361

503,553

0,03760

22,66

16,63

3 785 511

28,69

513,475

0,03678

22,86

16,83

3 978 691

28,89

522,579

0,03610

7,3

10,86

3,56

14 880

18,16

53.290

117,939

0,66163

11,20

3,90

20 302

18,50

125,440

0,55469

11,41

4,11

24 301

18,71

130,188

0,50320

11,58

4,28

27 946

18,88

134,096

0,46749

11,55

4,25

27 274

18,85

133,402

0,47346

11,86

4,56

34 809

19,16

140,658

0,41771

12,14

4,84

42 848

19,44

147,379

0,37663

7,3

12,43

5,13

52 552

19,73

53,290

154,505

0,34107

12,57

5,27

57 785

19,87

158,005

0,32596

12,73

5,43

64 232

20,03

162,053

0,31006

7,3

14,41

7,11

169 403

21,71

53,290

207,648

0,20014

14,71

7,41

197 104

22,01

216,384

0.1874L

15,04

7,74

231 411

22,34

226,201

0,17491

15,36

8,06

268 856

22,66

235,929

0,16407

15,25

7,95

255 502

22,55

232,562

0,16767

15,48

8,18

284 030

22,78

239,630

0,16029

15,71

8,41

314 923

23,01

246,804

0,15343

7,3

15,94

8,64

348 346

23,24

53,290

254,083

0,14705

16,17

8,87

384 409

23,47

261,469

0,141 Г0

16,40

9,10

423 273

23,70

268,960

0,13553

16,61

9,31

461 323

23,91

275,892

0,13076

16,83

9,53

503 943

24,13

283,249

0,12600

17,18

9,88

577 954

24,48

295,152

0,11911

7,3

17,46

10,16

642 956

24,76

53,290

304,851

0,11399

17,70

10,40

703 037

25,00

313,290

0,10989

17,84

10,54

740 031

25,14

318,265

0,10760

19,08

11,78

1 137 588

26,38

364,046

0,09032

19,37

12,07

1 250 730

26,67

375,197

0,08692

19,62

12,32

1 355 134

26,92

384,944

0,08415

7,3

19,88

12,58

1 470 752

27,18

53,290

395,214

0,08141

20,12

12,82

1 584 161

27,42

404,814

0,07901

20,36

13,06

1 704 252

27,66

414,529

0,07673

20,57

13,27

1 815 040

27,87

423,125

0,07481

21,68

14,38

2 497 316

28,98

470,022

0,06584

22,05

14,75

2 764 305

29,35

486,202

0,06322

J


Таблица 3.5

Результаты расчетов ло определению температуры гидратообразования газа

Номер

р = 8 МПа

р = 10 МПа

УКПГ

по (3.28М3.30)

по (3.31-3.33)

(3.31-3.33)

по (3.28)-(3 30)

17,95

18,02

19,73

19.63

17,55

17,64

19,60

19,23

17,55

17,75

19,48

19,25

гойского ГКМ получены следующие уравнения для расчета температуры гидратообразования [124].

р < 8 МПа    р    >    10 МПа

УКПГ1в    Т = 7,55    1пр + 275,39    (3.28)    Т ~ 7,62 \ар + 275,33    (3.3J)

УКПГ 2в    Т = 7,54    lop + 275,02    (3.29)    Т = 7,61 1пр + 274,97    (3.32)

УКПГ 5в    Т- 7,55    1пр + 275,02    (3.30)    Т = 7,72 ]пр + 274,85    (3.33)

Выполнены расчеты по оценке уравнений (3.28) - (3.33). Согласно данным табл. 3.5 эти уравнения дают практически идентичные результаты.

Для приближенных расчетов условие образования гидратов в зависимости от плотности газа может определяться по графикам рис. 3.1.

Рис. 3,1. Зависимость давления гидратообра-эования от температуры для газов различной плотности (цифры на кривых - относительная плотность газа)

Рнс. 3.2. Влияние сероводорода на температуру гидратообразования газовой смеси (цифры на кривых - концентрация сероводорода в газе)

Наличие в газе сероводорода повышает температуру его гидратообразования, что проиллюстрировано на рис. 3.2.

Температура 1 °С


3.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ИНГИБИТОРА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ

При расчетах необходимо в первую очередь определить температуру, при которой в системе образуются гидраты, Тг. Далее по разности между температурой в системе и Тт определяется величина понижения температуры гидратообразования Atr. Между Д?г и показателями ингибитора имеется следующая за-висимость:

Мт = К/М(С2/\~С2),    (3.34)

где С2 ~ массовая доля ингибитора в отработанном растворе; М - молекулярная масса ингибитора (реагента); К ~ коэффициент, характеризующий ингибитор.

Соотношение К/М характеризует антигидратный потенциал ингибиторов. Значения К, М и К/М для наиболее распространенных ингибиторов приведены в табл. 3.6.

рости компонентов, плотности смеси, спектры пульсаций, реальные соотношения связей между гидравлическими величинами.

Уравнение неразрывности потока для газожидкостных смесей имеет вид

<p,p,w, + <p2p2w2 = М = const,

(2.45)


здесь ф,, ф2 — истинные газосодержания компонентов смеси; р,, р2 — плотность компонентов смеси, кг/м3; wu w2 — скорости течения, м/с; индекс 1 соответствует жидкости, 2 — газу.

Уравнение сохранения количества движения

- — = д{P,<Pi + Р2Ф2)cos(z, g) + —    +    р2ф2^22)    +

dz    2D

+ —(Р1Ф1ИГ1 +р2ф2^2). dz

(2.46)


Уравнение сохранения энергии di 1 d

(ф,р,^3 + ф2р^3) -q-g cos (g, z) +


dz    2 М dz

(2.47)


+ •


2 DM


(ф,р,^,3 + ф2р2и^) = О,


где М — массовый расход на единицу площади поперечного сечения; q — количество теплоты, подведенной к единице массы смеси; z — глубина скважины; г — удельная энтальпия газа.

На основании уравнений непрерывности, сохранения количества движения и сохранения энергии выведены критерии подобия д\я движения газожидкостных смесей в трубах: расходное газосодержание Р, критерий Фруда для смеси FrCM = wlM / gD, относительные плотность р = р2/р, и вязкость ц. = щ/Д2> относительные скорости и и и„ и критерий

Рейнольдса для смеси ReCM =

Kvr

Д\я пробковой структуры определяющим является критерий F = FrCMFr"\ который полностью учитывает влияние диаметра трубы D и при F > 1 вырождается (частичная автомодельность), т.е. в этом случае истинное газосодержание и ко

де ¦ффициент сопротивления трения л. не зависят от диаметра рубы и скорости смеси. Например, зависимость для истинного газосодержания <p(F, р, К) при F > 1 приводится к виду ф(Р, К). Здесь автомодельное значение критерия Фруда для смеси Fra — функция физических констант жидкости и газа;

К' = 0,8(1 + 15-у/р}/(1 + ур).

При кольцевой структуре (собственно кольцевой и дисперсно-кольцевой) определяющим критерием является отно-ительная скорость смеси

(2.48)

и =


»десь w. — скорость реверса


(2.49)

где о — поверхностное натяжение на границе раздела фаз,

11/м.

Важным понятием в теории движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам является понятие реверса кидкой пленки. Оно характеризуется изменением направления движения жидкой пленки вследствие изменения скорости движущегося вверх по трубе газа. Скорость газа, при которой вся находящаяся в пленке жидкость реверсирует и начини г г двигаться вверх вместе с газом, называется скоростью тза при реверсе, или просто скоростью реверса w.. Явление опрокидывания" жидкой пленки характеризуется скоростью ыхлебывания". При скорости газа, равной скорости "захле-нания", вся жидкость в пленке начинает опускаться вниз против восходящего потока газа. Очевидно, что скважины, работающие при скоростях газа, меньших скорости "захле-Гм.1 нания" и больших скорости реверса, должны рассчиты-п.пься по-разному.

Определение истинных газ ос одер жан ий и коэффициентов сопротивления трению при разумных структурах течения. При пробковой структура течения смеси (Р < Р+_ при и > и„; Р < 1 при и < и..) за-пнсимость ф от р при постоянном значении критерия Фруда mi*си практически линейна. С ростом критерия Фруда смеси отношение ф/р увеличивается. Но это увеличение продолжайся до определенного предельного значения ф/р, которое на-

¦ Iумает при FrCM > Frd или при F > 1. С дальнейшим увеличением критерия Фруда смеси отношение ф/р остается практически постоянным. И в общем случае истинное

"и.

см

D,

си

чэ~

I

S5

(D + dHv X X (D - </,,)*

Не

+

Q s

' и

.2 2 dH, см

D2. см*

И2 j2

“и 2 2

1 2 3

4

5 6 7 8

7,3

22,24

22,44

22,66

22,86

14,94

15,14

15,36

15,56

2    909 863

3    069 438 3 252 800 3 426 814

29,54

29,74

29,96

30,16

53,290

494,617

503,553

513,475

528,579

0,06194

0,06064

0.05925

0,05726

7,3

23,50

23,75

24,00

24,28

16,20

16,45

16,70

16,98

4 033 171 4 289 980 4 562 867 4 882 444

30,80

31,05

31,30

31,58

53,290

552,250

564,062

576,000

589,518

0,05439

0,05307

0,05180

0,05042

7,3

24,54

24,79

25,02

25,27

25,53

25,89

17,24

17,49

17,72

17,97

18,23

18,59

5 194 637 5 509 465

5    812 056

6    155 734

6    529 829

7    077 053

31,84

32,09

32,32

32,57

32,83

33,19

53,290

602,211

614,544

626,000

637,573

651,781

670,292

0,04920

0,04807

0,04732

0,04600

0,04494

0,04354

7,3

27,36

27,64

27,94

28,15

30,88

31,18

20,06

20,34

20,64

20,85

23.58

23,88

9 697 259 10 273 025

10    919 455

11    390 701

19    111 775

20    163 722

34,66

34,94

35,24

35,45

38,18

38,48

53,290

748,569

763,969

780,643

792,422

953,574

972,192

0,03845

0,03758

0,03670

0,03608

0,02943

0,02882

7,3

31,36

31,53

31,79

32,04

32,30

24,06

24,23

24,49

24,74

25,00

20    816 578

21    448 314

22    438 290

23    435 072

24    502 500

38,66

38,83

39,09

39,34

39,60

53,290

983,499

994,141

1010,604

1026,561

1043,290

0,02846

0,02813

0.02763

0,02717

0,02670

8,89

11,55 11,86 12,14 12,43 12,57 12,73

2,66

2,97

3,25

3,54

3,68

3,84

7 863 11 279 15 182

20 163 22 951 26 467

20,44

29,75

21,03

21,32

21,46

21,62

79,032

133,402 140,658 147,379 154,505 158,005 162,053

2,24364 1,56582 1,22346 0,99324 0.90917 0*82813

8,89

14,41

14,71

15,04

15,36

15,25

15,48

5,52

5,82

6,15

6,47

6,36

6,59

92 015 109 799 133 203 159 271 149 915 169 967

23,30

23,60

23,93

24,25

24,14

24,37

79,032

207,648

216,384

226,201

235,929

232,562

239,630

0,41324

0,37704

0,34326

0,31527

0,32442

0,30578

dH.

см

D,

см

Пс

^3

1

Q s

' о

(D + </„)* X х (D - <у»

•е

I

Г

Q s

'—' о

.2 2 dH, СМ

D'-. см2

2 *> - d~H

2 2 D — dM

1

2

3

4

5

G

7

8

8,89

15,94

16,17

16,40

16,61

7,05

7,28

7,51

7,72

216 031 242 302 270 902 299 180

24,83

25,06

25,29

25,50

79,032

254,083

261,469

268,960

275,892

0,27362

0.25967

0,24690

0,23615

8,89

16.83 17,18 17,46 17,70

17.84

7.94 8,29 8,57 8,81

8.95

331 129 387 207 437 020 483 458 512 227

25.72 26,07 26,35 26,59

26.73

79,032

283,249

295,152

304,851

313.290

318,265

0.22572

0,21067

0,19982

0,19124

0,18652

8,89

19,08

19,37

19,62

19,88

20,12

20,36

20,57

10,19

10,48

10,73

10,99

11,23

11,47

11,68

827 773 919 220 1 004 133 1 098 681 1 191 879 1 291 044 1 382 898

27,97

28,26

28,51

28,77

29,01

29,05

29,46

79,032

364,032

375,197

384.944

395.214

404.814

414,529

423,125

0,15201

0,14545

0,14017

0,13500

0,13050

0,12625

0,12271

8,89

21,68

22,05

22,24

22,44

22,66

22,86

12,79

13,16

13,35

13.55

13,77

13,97

1    955 213

2    181 745 2 305 695 2 441 947 2 598 896 2 748 381

30,57

30,94

31,13

31,33

31,55

31,75

79,032

470,022

486,202

494,617

503,553

513,475

528,579

0,10642

0,10176

0,09950

0,09720

0,09477

0,09129

8,89

23,50

23,75

24,00

24,28

14,61

14,86

15,11

15,39

3 271 656 3 495 882

3    731 828

4    010 572

32.39

32,64

32,89

33,17

79,032

552,250

564.062

576,000

589,518

0,08633

0,08405

0,08187

0,07953

8,89

24,54

24,79

25,02

25,27

25,53

25,89

15,85

15,90

16,13

16,38

16,64

17,00

4 283 626 4 559 693

4    825 678

5    128 316 5 458 554 5 943 002

33,43

33,68

33,91

34,16

34,42

34,78

79,032

602,211 614,544 626.000 638,573 651.781 670.292

0,07745

0,07553

0,07383

0,07205

0,07027

0,06793

8,89

27,36

27,64

27,94

28,15

18,47

18,75

19,05

19,26

8 279 737

8    796 367

9    377 538 9 801 911

36,25

36,53

36,83

37,04

79,032

748.569

763,969

780.643

792,422

0,05951

0,05809

0,05664

0,05665

Таблица 3.5

Результаты расчетов ло определению температуры гидратообразования газа

Номер

р = 8 МПа

р = 10 МПа

УКПГ

по (3.28М3.30)

по (3.31-3.33)

(3.31-3.33)

по (3.28)-(3 30)

17,95

18,02

19,73

19,63

17,55

17,64

19,60

19,23

17,55

17,75

19,48

19,25

гойского ГКМ получены следующие уравнения для расчета температуры гидратообразования [124].

р < 8 МПа    р    >    10 МПа

УКПГ 1в    Т = 7,55    1пр + 275,39    (3.28)    Т ~ 7,62 \ар + 275,33    (3.3J)

УКПГ 2в    Т = 7,54    lop + 275,02    (3.29)    Т = 7,61 1пр + 274,97    (3.32)

УКПГ 5в    Т = 7,55    1пр + 275,02    (3.30)    Т = 7,72 ]пр + 274,85    (3.33)

Выполнены расчеты по оценке уравнений (3.28) - (3.33). Согласно данным табл. 3.5 эти уравнения дают практически идентичные результаты.

Для приближенных расчетов условие образования гидратов в зависимости от плотности газа может определяться по графикам рис. 3.1.

Рис. 3,1. Зависимость давления гндратообразования от температуры для газов различной плотности (цифры на кривых - относительная плотность газа)

Рнс. 3.2. Влияние сероводорода на температуру гидратообразования газовой смеси (цифры на кривых - концентрация сероводорода в газе)

Наличие в газе сероводорода повышает температуру его гидратообразования, что проиллюстрировано на рис. 3.2.

Температура 1 °С


3.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ИНГИБИТОРА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ

При расчетах необходимо в первую очередь определить температуру, при которой в системе образуются гидраты, Тг. Далее по разности между температурой в системе и Тт определяется величина понижения температуры гидратообразования Atr. Между Д?г и показателями ингибитора имеется следующая за-висимость:

Мт = К/М(С2/\~С2),    (3.34)

где С2 ~ массовая доля ингибитора в отработанном растворе; М - молекулярная масса ингибитора (реагента); К ~ коэффициент, характеризующий ингибитор.

Соотношение К/М характеризует антигидратный потенциал ингибиторов. Значения К, М и К/М для наиболее распространенных ингибиторов приведены в табл. 3.6.

газосодержание при пробковой структуре течения определяется по формуле

ф = К[1 - ехр(-4,4VF)p.

(2.50)


Здесь К и Fra для каждой данной смеси зависят от физических свойств жидкой и газообразной фаз. В случае преобладающего влияния и инерционных сил, что характерно для газоконденсатных и газоводяных скважин, коэффициент К зависит только от р = Р2Р|~1:

1/2

(2.51)

1/2


1 + р


Влияние вязкости жидкости на автомодельное значение критерия Фруда смеси определено в виде зависимостей:

5 + —(1-р) ^1


(2.52)


=


, щ < 26 МПа-с;


, М-i > 26 МПа-с.

130 М    1

— (1-Р)


(2.53)


При F, большем единицы, формула (2.50) преобразуется к виду

p = AP(F>l).    (2.54)

Истинное газосодержание при кольцевой структуре течения определяется из системы уравнений:

10 2мГА=1оаР~Й ;    (2.55)

's/p2 - u„ / и

(1 -ч>г


0,04


5/2


А =


1


(2.56)


5/2



1 - 4,87(1 - ф)ф


Для решения этой системы по формуле (2.56) приводим номограммы (рис. 2.4). Истинное газосодержание определяется по известным значениям р, ^ и и. Задаваясь значением

Ф = 0,76-*-1, по формуле (2.55) вычисляем (102уД), а затем из

номограмм по известным р и (102л/а) определяется ф и так до совпадения принятого значения с вычисленным.

Рис. 2.4. Номограмма для определения истинных газосодержаннй при кольцевой структуре течения


*н.

D,

м“

(D + dH)s X

¦а1

,2 2 dH. см

Ds, см3

2 2 - dn

см

см

1

S 3

х (D —

+

Q s

3 и

2 2 D-d м

I

2

3

4

5

6

7

8

8,89

30,88

31,18

31,36

31,53

31,79

32,04

32,30

21,99

22,29

22,47

22,64

22,90

23,15

23,41

16    818 506

17    781 512

18    379 771

18    959 272

19    873 226

20    784 341

21    766 397

39,77

40,07

40,25

40,42

40,68

40,93

41,19

79,032

953,574

972,192

983,449

994,141

1010,604

1026,561

1043,290

0,04493

0,04396

0,04338

0,04286

0,04207

0,04133

0,04058

10,16

14,41

14,71

15,04

15,36

4,25

4,56

4,89

5,20

46 301 58 258 74 285 91 568

24,57

24,87

25,20

25,52

103,225

207,648

216,384

226,201

235,929

0,64063

0,56331

0,49604

0,44355

10,16

15,25

15,48

15,71

5,09

5,32

5,55

85 144 98 986 114 509

25,41

25,64

25,87

103,225

232,562

239,630

246,804

0,46041

0,42638

0,39663

10,16

15,94

16,17

16,40

16,61

5,78

6,01

6,24

6,45

131 541 150 485 171 399 192 294

26,10

26,33

26,56

26,77

103,225

254,683

261,469

268,960

275,892

0,37040

0,34710

0,32630

0,30915

10,16

16,83

17,18

6,67

7,02

216 163 258 552

26,99

27,34

103.225

283,249

295,152

0,29282

0,26976

10,16

17,46

17,70

17,84

7,30

7,54

7,68

296 754 332 717 355 136

27,62

27.86

28,00

103,225

304,851

313,290

318,265

0,25349

0,24086

0,23398

10,16

19,08

19,37

19,62

8,92

9,21

9,46

606 803 681 249 750 797

29,24

29,53

29,78

103,225

364,040

375,197

384,944

0,18530

0,17636

0,16923

10,16

19,88

20,12

20,35

20,57

9,72

9,96

10,20

10,41

828 702 905 876 988 476 I 065 311

30,04

30,28

30,62

30,73

103,225

395,214

404.814

414,529

423,125

0,16231

0.15634

0,15072

0,14608

10,16

21,68

22,05

22,24

22,44

11,52

11,89

12,08

12,28

1 549 873 1 743 907 1 850 517 1 968 019

31,84

32,21

32,40

32,60

103,225

470,023

486,202

494,617

503,552

0,12507

0,11915

0,11629

0,11340

?

22,66

22.86

12,50

12,70

2 103 786 2 233 412

32,82

33,02

513,475

528,579

0,11036

0,10602

¦V

см

D,

см

1

а з

(D + rfu)* X X (D - du)*

43

+

9 2

j2 2

</„. см

D!, см2

4 - 4

з2 - 4

1

2

3

4

5

6

7

8

23,50

13,34

2 689 618

33.66

103,225

552,250

0,09988

23,75

13,59

2 886 104

33,91

564,062

0,09707

24,00

13,84

3 093 466

34.16

576,003

0,09438

24,28

14,12

3 339 099

34,44

589,518

0,09152

10,16

24,54

14,38

3 580 434

34,70

103,225

602,211

0,08898

24,79

14,63

3 824 964

34,95

614.544

0,08665

25,02

14,86

4 061 142

35,18

626,060

0,08459

25,27

15,11

4 330 482

35,43

638,573

0,08244

25,53

15,37

4 625 030

35,69

651,781

0,08030

25,89

15,73

5 058 209

36,05

670,292

0,07747

10,16

27,36

17,20

7 163 267

37,52

103,225

748,569

0,06744

27,64

17,48

7 631 434

37,80

763,969

0,06577

27.94

17,78

8 159 151

38,10

780,643

0,06404

28,15

17,99

8 545 134

38,31

792.422

0,06288

30,88

20,72

14 982 476

41,04

103,225

953,571

0,05036

31,18

21,02

15 872 262

41,34

972,192

0,04923

31,36

21,20

16 425 642

41,52

983,449

0,04857

10,16

31,53

21,37

16 962 002

41,69

103,225

994,141

0,04796

31,79

21,63

17 808 743

41,95

1010,604

0,04705

32,04

21,88

18 653 782

42,20

1026,561

0,04620

32,30

22,14

19 565 573

42,46

1043,290

0,04534

11,43

14,41

2,98

17 667

25,84

130,645

207,648

1,32328

14,71

3,28

24 111

26,11

216,384

1,04725

15,04

3,61

32 959

26,47

226,201

0,84838

15,36

3,93

43 557

26,79

235,929

0,71402

11,43

15,25

3,82

39 677

26,68

13Э.645

232,562

0,75543

15,48

4,05

48 105

26,91

239,630

0,67345

15,71

4,28

57 748

27,14

246,630

0.60809

15,94

4,51

68 716

27,37

254,083

0,55114

16,17

4,74

81 119

27,60

261,469

0,50433

16,40

4,97

95 078

27,83

268,960

0,46433

16.61

5,18

109 287

28,04

275,892

0,43258

16,83

5,40

125 752

28,26

283,249

0,40332

17,18

5,75

165 603

28,51

295,152

0,36353

Ингибитор

М

К

К/М

Метанол

32

1220

38,12

Этанол

52

1220

23,46

Этиленгликоль

62,1

2195

33,35

Пропиленгликоль

76,1

2195

28,84

Т риэтиленгл иколь

150,2

2195

14,61

Диэтиленгликоль

106,1

2425

22,88

Как видно из уравнения (3.34), чем выше значение К/М, тем больше снижение температуры гидратообразования ингибитора при постоянном значении С2.

Из уравнения (3.34) можно определить минимально допустимую массовую концентрацию ингибитора в насыщенном растворе при известном значении Дtr:

С2 = ЛШГ/(К + Afr).    (3.35)

Значение С2 можно определить также по кривым рис. 3.3.

В общем случае можно рассчитать удельный расход метанола для предупреждения гидратообразования по уравнению [101, 104, 250]

с =    -<h + <fc -    (3.36)

где W - количество содержащейся в потоке жидкой воды, кг/1000 м3; С2 ~ требуемая для предотвращения гидратообра-зования в защищаемой точке (ЗТ) концентрация метанола в водной фазе, % (масс,); Cj - концентрация метанола в растворе, используемом в качестве ингибитора, % (масс.); qn ~~ количество метанола, растворяющееся в газовой фазе при условиях ЗТ, г/см3; <?г1 - количество метанола, содержащееся в посту-

7    0,1    0,4    0,6    М    т

Кзмцвнтрация ингибитора 8 жиднш фазе, %(масс.)


Рис. 3.3. Номограмма для определения минимально допустимой концентрации ингибитора в жидкой фазе в зависимости от значения снижения температуры гидратообразования ДГГ:

1 - метанол; 2 - ЭГ; 3 - ДЭГ; 4 -ТЭГ

лающем газе, кг/1000 м3; ^к2 - количество метанола, растворяющееся в углеводородном конденсате при условиях в защищаемой точке, г/м3; <?к, - количество метанола, содержащееся в поступающем с газом углеводородном конденсате, г/м3.

Интегральные показатели по расходу метанола для условий конкретной УКПГ (GyKnr, т/год) определяются по формуле

Оукпг = Q(G, + G,).    (3.37)

где G, - расход ИГ для предупреждения гидратообразования в системе от скважины до входного сепаратора включительно, кг/1000 м3; G2 ~ то же на УКПГ, кг/1000 м3; ?> ~ объем газа, тыс. м3/ч.

Температура начала гидратообразования газа валанжинских залежей [104]

? = 11,3 lgp +¦ 9,1,    (3.38)

где р - давление, МПа; t - температура, “С.

Концентрация метанола в растворе метанола, обеспечивающая заданное снижение гидратообразования, определяется по формуле

С2 = ——% (масс.).    (3.39)

2    32 ¦ Д? + 1293

Влагосодержание газа с учетом присутствия в водной фазе метанола

W = ( 1--^—Y—+ в\    (3.40)

[    1600-7с2){р    J

Количество метанола М0, растворяющегося в газе, вычисляется по кривым рис. 3.4. Далее определяется равновесное содержание метанола в газовой фазе

qr -—^—MQ.    (3.41)

41    1600-7С2    0

Количество растворенного в ^ввд^ конденсатаГ метанола (qK, кг/1000 м3) рассчитывается по уравнению [104]

qx = i^exp(0,0489? + 1п(0,000143С2 +¦ 0,00486С2)),    (3.42)

где GK - масса конденсата, содержащегося в 1000 м3 газа; К -коэффициент, зависящий от молекулярной массы конденсата,

К = 0,000143 И] -0,0414М* + 3,174.    (3.43)

Здесь Мк - молекулярная масса конденсата.

Расход ингибитора гидратообразования для конденсатов

При незначительном содержании конденсата в смеси и и > 1 для

1 - Р < 0,01 (0,002 < р < 0,026); 1 - р < 0,04 д/р (0,025 <

< р < 0,08);

1 - Р < 0,02/(р - 0,04) (0,06 < р < 0,7)

уравнения (2.55) и (2.56) упрощаются. Тогда для определения ф можно пользоваться формулой

<р=Р-(2.57)

1 - Wi - л'р)

В случае дисперсно-кольцевой структуры из-за срыва капель с поверхности жидкой пленки и вовлечения их в ядро газового потока для определения истинного газосодержания вводится    величина    у =    03и    где Оэ    — объемный    расход

жидкости    в    ядре    потока;    Q, —    общий    расход жидкости; ин

декс 3 соответствует ядру потока.

Значение у в общем случае зависит от скорости газа, толщины жидкого слоя и физических свойств жидкости и газа

у    =    (Л7 -    2,5)0,07 (2,5 <    т < 14),    (2.58)

здесь т = 104{gD)W2u при и > 1.

о

Зависимость между ф3 и у имеет вид

Фз = <Р2 + (1 - Р)У,    (2.59)

где фз — относительная площадь ядра потока.

Если считать, что вспененная структура — переходная от пробковой к кольцевой и что влияние каждой из этих структур на зависимость ф от Р пропорционально их относительному содержанию внутри вспененной структуры, то истинное газосодержание при вспененной структуре течения можно вычислить по формуле

= + (2.60)

Р—Ь Р+ Р+ +

где ф+г <р++ — значения <р соответственно для кольцевой структуры при Р = Р_ и для пробковой структуры при Р =

= Р++-

Единая формула, распространяющаяся на все структуры мнения смеси в газоконденсатных и газоводяных скважинах, имеет вид


Р.


(2.61)


Ф =


а + р


где


К = К[\ - ехр(-4,4F,/2)J F = FrCMFr;';

и = ww:1-, )i = jnр = рзр”1;

К = 0,8(1 + 1,5р1/2)(1 + р,/2)~' (р. > 0,01 МПа-с); К = 0,35 = l,4[i1/4 (0,01 > ц > 0,00013);

К = 0,5 (ц < 0,00013 МПа с);


(1 - р) (ц, < 26 МПа-с);


5 + —


Fr. =


а = 1,04 - 0,03u2 (u < 1); Р = 1,04.

При незначительных скоростях смеси рекомендуется формула

KF1/2p


(F < 0,2; w < 0,6 м/с).


(2.62)


Ф =


0,109 + F

Н.И. Семеновым предлагается критериальная формула для определения истинного газосодержания


Я|(Ф-фР

0.04 + р,


Ф = р


(2.63)


ф2


|д<‘ содержание жидкого компонента ф‘ = 1-ф2 является | функцией критериев Фруда, Вебера, относительных плотнос-н*й и вязкостей компонентов и аппроксимируется формулой


aWe'


(^/^pFrV

Функция Ф имеет вид:

ф _    0,    342(1    -    р)


a lswFr Ml / th - 1


dH,

см

D.

см

хГ

1

Q S

О- о

(D f rfH)2 х

х (о - dH)3

+

Q а

3 о

,2 2 dH, см

Л2, см3

2 2 dM ~ dn

2 2 Ь ~*н

1

2

3

л

5

G

7

8

11,43

17,46

6,03

182 993

28.89

130,645

304,851

0,33648

17,70

6,27

209 169

29,13

313,290

0,31602

17.84

6,41

225 637

29,27

318,265

0,30550

19,08

7,75

433 296

30,51

364,016

0,23139

19,37

7,94

474 8о1

30.80

375,197

0,21854

19,62

8.19

529 629

31,05

384,944

0,20841

11,43

19.88

8,45

591 473

31,31

130,645

395,214

0,19872

20.12

8,69

653 213

31,55

404,814

0,19043

20.36

8,93

719 671

31,79

414,529

0,18273

20,57

9,14

781 875

32.00

423,125

0,17641

21.68

10,25

1 180 575

33,11

470,022

0,14841

22.05

10,62

1 342 593

33,48

486,202

0,14071

22,24

10,81

1 432 050

33,67

494,617

0,13701

11,13

22,44

11,01

1 531 022

33,87

130,645

503,552

0,13329

22.66

11,23

1 645 806

34,09

513,475

0,12939

22,86

11,43

1 755 793

34,29

528,579

0,12387

23,50

12.07

2 145 432

34,93

552,250

0.11611

23,75

12,32

2 314 372

35,28

564,062

0,11258

24,00

12,57

2 493 121

35,43

576.000

0,10924

24.28

12,85

2 705 728

35,61

589,518

0,10568

24,54

13,11

2 918 282

35,97

602,211

0,10254

11,43

24.79

13,36

3 140 432

36,22

130,645

614,544

0,09967

25,02

13.59

3 334 659

36,45

626,000

0,09714

25,27

13,84

3 570 605

36,70

638.573

0,09451

25,53

14,10

3 829 288

36,96

651.781

0,09189

25,89

14,46

4 211 022

37,32

670,292

0,08846

11,43

27,36

15,93

6 082 559

37,79

130,645

748.569

0,07640

27,64

16,21

6 501 824

38.07

763.969

0,07440

27,94

16,51

6 975 451

38,37

780.643

0,07236

28,15

16,72

7 322 491

38,58

792,422

0,07098

11,43

30,88

19,45

13 171 785

42,31

130,645

953,574

0,05630

31,18

19,75

13 986 931

42,61

972,192

0,05498

31,36

19,93

14 494 619

42,79

983,449

0,05422

31,53

20,10

14 987 067

42,96

994,141

0,05351

31,79

20,36

15 765 279

43,22

1010,604

0,05309

32,04

20,61

16 542 861

43,47

1026,561

0,05147

32,30

20,87

17 382 924

43,73

1043,290

0,05048

При движении газа по двухступенчатой колонне давление на забое рассчитывается по формуле

Р3 = У~Р?е2 <s'+-s*> -j- кхег <s«+5*> — (&, — k2) е26’* — k2, (III.20)

где


2SX = 0,0683p Li/Z! cp T j cp;

2S2 = 0,0683pZ,2 z2 cpT2 cp>

kx - 1,377^

22 T2*2 - 1,377A, 2 cpn4cpU2

Для оценочных расчетов и небольших глубин можно гср и 7ср принять осред-ненными по всей длине фонтанных труб. В этом случае

2 (5Х-|- S2) « 25 = 0,0683p Ll +1* = 0,0683 pL

Zcp^cp    2СрГСр

Соответственно

25х ~ 0,0683 /L_! - ; 2So = 0,0683 fL* ,

*ср* ср    *ср* ср

где Llf L2 — длина верхней и нижней секции фонтанных труб соответственно, м; L — общая длина, м.

Т2 Q2    22 Т2 Л2

Лж ^ 1.377Х, -^р-; *,- 1,377*. cpDfpV .

Здесь Di, D2 — диаметры верхней и нижней секций труб, см; Я,А, л2 — коэффициенты гидравлического сопротивления верхней и нижней секции труб.

В случае, если башмак фонтанной колонны расположен значительно выше забоя (или интервала перфорации), движение газа может рассматриваться как движение по двухступенчатой колонне, нижней секцией которой является обсадная колонна.

Если диаметр обсадной колонны значительно превышает диаметр фонтанных труб, потерями на трение при движении на нижнем участке можно пренебречь, т. е. ^ и забойное давление можно рассчитать по формуле

»>?«“+Vм* (***¦-0 •

В случае больших перепадов температуры по стволу скважины для более точных расчетов забойного давления рекомендуется использовагь формулу

.. -/* (?г[дачйп. |ШЧ

где

S =0,03415 —; а = (Т3ТУ)Ц\ агср

Ту, Т3 — соответственно устьевая и забойная температура, К; L — глубина скважины, м.

Рис. 3.4. Зависимость растворимости метанола в гаае М0 от давления и температуры

проводов. Наиболее низкая температура в конденсатопроваде на входе в УДК - 12 "С (в зимний период), в среднем - 10 “С. Безгидратный режим работы конденсатопровода достигается при снижении температуры образования гидратов на 18-(~8)= = 26 °С. Такое снижение ДТг требует поддерживать концентрацию метанола в жидкой фазе не ниже 45 % (масс.).

Для определения расхода ингибитора гидратообразования в конденсатопроводах с точки 1 до точки 2 А.Н. Кульковым [124] предложено следующее уравнение:

л:3

+1°х    ~    +НГ2    ~    mfr,)],    (3.44)

где G - удельный расход ингибитора; G, - количество водоме-

танольной фазы (BMP), поступающей с конденсатом в точку 1 (из разделителя УКПГ), г/кг; X ~ концентрация метанола в исходном растворе, % (масс,); Хх и Х2 - концентрация метанола в жидкой фазе в расчетных точках 1 и 2, % (масс.); Bt и В2 - влагосодержание конденсата в расчетных точках 1 и 2 соответственно, % (масс.); 6, и Ь2 ~ влагосодержание попутного газа в точках 1 и 2 соответственно, г/кг; т? и т? - мета-нолосодержание конденсата, г/нм3; rt и Г2 - газовый фактор в точках 1 и 2, нм3/кг; т[ и т2г - содержание метанола в газовой фазе в точках / и 2, г/см3.

Количество отработанного раствора метанола вычисляется по уравнению

G=+- "ОЧ*1-' - "*¦>)]+

+ jy[(Bj - В2) + (^Г) - ^r2)J X — Х2

Согласно данным [ 104J растворимость метанола в конденсате Ямбургского ГКМ может определяться по уравнению

См = 1,88972 - 0,49073С„ + 0,02516^ + 0,04938 Св2 + 0,00166 Св3 -

-    0,0028Cat - 0,00001С/ + 0,00008 C\t + 0.00008*2,    (3.46)

где t — температура системы, °С; С„ - массовая концентрация воды в жидкой фазе, %; См - массовая концентрация метанола в углеводородном конденсате, %.

Массовая концентрация конденсата Ск, %, в водометаноль-ной фазе

Су = 15,42 - 15766СН + 0,1874б? + 0,11087Св2 - 0,00426 С3 -

-    0,00263СВ? - 0.00004С/ - 0,00032 Cft + 0,00084^ +

+ 0,00001 i3 (3.47)

Уравнения (3.46) и (3.47) рекомендовано использовать в интервале температур от -30 до +40 °С.

3.4. СВОЙСТВА МЕТАНОЛА КАК ИНГИБИТОРА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ

Метанол (другое название - древесный спирт) является простейшим представителем в гомологическом ряду предельных

Структура

течения

а

а

т

Ь

п

Пленочная

836

1,22

1,141

1,892

18,14

Вспененная

0,614

0,275

0,0721

0,395

7.994

Пробковая

0.187

0,0

-0,1

0,033

0.275

.

Числовые значения коэффициентов а, а, т, Ь, п приведены в табл. 2.2.

При ф* > Ф формула (2.63) переходит в более простую

Ф = ф’Р,    (2.64)

справедливую для пузырьковой и пробковой структур течения.

Важным параметром, характеризующим потери давления на трение при движении смеси в скважине, является коэффициент сопротивления трению или приведенный коэффициент сопротивления смеси ? = Л./Х0, где Х0 — коэффициент сопротивления при однофазном течении. Коэффициент Ч* снижается с увеличением р. С ростом р уменьшается различие в плотностях и вязкостях жидкости и газа, уменьшаются относительные скорости, течения по структуре приближаются к однофазным. Поэтому Ч* уменьшается, приближаясь к единице во всем диапазоне изменения истинного газосодержания от нуля до единицы.

С ростом газосодержания в пробковой и вспененной структурах течения смеси возрастает интенсивность разрушения жидкостных перемычек и газовых скоплений (пробок). Жидкость все больше сосредоточивается у стенки трубы, а газ, как иравило, занимает центральную часть — ядро потока. Газ движется с большей скоростью, чем жидкость, что приводит к более быстрому снижению динамического напора смеси по сравнению с уменьшением вязких напряжений вблизи стенки трубы. Поэтому с ростом ф наблюдается увеличение Ф и снижение его до единицы при приближении течения смеси к однофазному течению.

При пробковой структуре для приведенного коэффициента сопротивления используется формула

¦\J/ =    +    Р^2^-2

/ ф] + рр2 /<?2

где A.,(Re,, A/D) — коэффициент сопротивления при движении в трубе одной жидкой фазы со скоростью, равной сред-

ней скорости смеси (определяется по числу Re, = w,Dvl 1 и


относительной шероховатости стенки трубы); A.2(Re2, Д/D) — то же, для газовой фазы; ф2 = ср; <р, = 1 — ф-

В расчетах при пробковой и вспененной структурах

течения коэффициент сопротивления трения смеси

/ \

D


течения Xq. При числах Re < 2300 Xq определяется по формуле, соответствующей закону сопротивления при ламинарном движении, >.0 = 64/Re. При числах Re > 2300 коэффициент Xq определяется по степенной формуле


wxD


приравнивается к коэффициенту однофазного


X = Х0


'1 j


/ \°2 58 | 2 К

Х,0 = 0,068


D


Re

При числах Re >    перестает    зависеть    от числа Рей

нольдса и определяется только относительной шероховатостью:

/ \02 2К

Хй = 0,067


VD/

Течение газожидкостной смеси в скважине часто происходит при высоких газосодержаниях (р > 0,99). В этом случае для расчета X предлагаются следующие формулы. Для кольце-иой структуры:

(1 - р)

ч-


(1 -фГ(1-р + рр|

В предельном случае Р = ф = 1 (u > 1) имеем = Х0 = XQ. При дисперсно-кольцевой структуре коэффициент сопротивления поверхности раздела фаз определяется из формулы

А.,3 = ХЛП - 4.87(1 - <Рз)Фз/!(« - 0.04р. /рз)].

Вычисление забойных давлений в газоводяных и газоконденсатных скважинах . Для определения запойного давления в газожидкостных скважинах по неподвижному столбу газа, т.е. по формуле (2.19), достаточно учесть И( тинную плотность и температуру газа на забое и устье

¦ к нажины. При необходимости расчета забойного давления в

III.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ,

В ПРОДУКЦИИ КОТОРЫХ ИМЕЕТСЯ жидкость

Наличие жидкости в продукции скважин может обусловливаться следующим.

Выпадением конденсата, вызванным изменением термодинамических условий в процессе движения однофазной газоконденсатной смеси в пласте и по стволу.

Конденсацией водяных паров, содержащихся в газе.

Обводнением скважин.

Закачкой антигидратных или антикоррозионных ингибиторов в скважину и т. д.

Во всех этих случаях потери давления в стволе отличаются от таковых в чисто газовых скважинах. Поэтому расчет забойных давлений без учета жидкой фазы может привести к значительным погрешностям. Расчет забойного давления по неподвижному столбу необходимо проводить, используя в барометрической формуле истинную плотность и измеренную температуру на забое и устье скважины.

Забойное давление в работающей скважине с учетом наличия жидкости в стволе определяется по формуле

/    г-    Т-    О2

/>, - у fa33- + '.377Х сррс"

(e2S° — 1),    (II    1.23)


где

S0 = 0,03415    р    =    Ф    +    (1 - ф) -?*—;

zcpj ср    Рг. р

Рг. р “ РгРср^ст'РатТcpi ф < Р = Qr. p/(Qi . р -j- Q>k))

Рг. p = QrPaT^cp.'Pcp^cTi Qcm = (^г4” ^ж)/рг!    (III.24)

Gr QrPr> P = Рг/Рв; Tqt = 293 Ki

Рг» Pu* Рж — плотность газа, воздуха и жидкости соответственно, кг/м3; рг. р» рг. р — соответственно плотность и дебит газа в стволе скважины в рабочих условиях, кг/м3 и тыс. м^сут; Gx, Gr — массовый расход жидкости и газа, т/сут; Рем. Рж» Рг — объемный расход газожидкостной смеси, жидкости и газа соответственно при рат и Тст, тыс. м^сут.

Истинное объемное газосодержание ф надо определять экспериментально как отношение истинного объема газа Vr в скважине к объему ствола Ф = 4VrlnD2L. Однако в связи с большими трудностями таких измерений его можно оценить по расходному газосодержанию р согласно формуле (III .24). Поскольку всегда Ф <С Р. использование Р вместо Ф приводит к занижению забойного давления тем большему, чем больше разница между количеством жидкости в скважине и выносящимся потоком газа. Коэффициент гидравлического сопротивления А необходимо определять по результатам исследований скважин иа различных режимах. Оценку Я при невозможности исследования можно проводить по методике для чистого газа.

Все величины (гср, рГ. р. Рг. р» Р и др.), зависящие от рср, рассчитываются методом последовательных приближений, как описано в п. III.I.

Пример. Рассчитать забойное давление в скважине глубиной 3150 м, эксплуатируемой но фонтанным трубам диаметром 76 мм со следующими    данными: р* —    0,715;    рж =

720 кг/ма; Т = 350 К; z — 0,8; рг =    169 кгс/см2;    Qr = 185 тыс. м*/сут;    <?ж=

0,136 тыс. м3/сут; А, = 0,025.

Находим дебит газа в рабочих условиях,    принимая р= 216 кгс/см*.

Qr. р = 185 1,033 350/218 293 = 1,047 тыс. м3,/сут.

Плотность газа pr = ppfl = 0,715- 1,205 = 0,862 кг/м*.

Рассчитываем Р:

р = 1,047/(1,047 + 0,136) = 0,885.

\


Определяем плотность газа в стволе

Рг.р =0,862-218-293/1,033-350 = 152,2 кг/м3.

Принимая <р = р, находим

р = 0,885 +(1 -0,885)    =    1,429.

Рассчитываем дебит смеси

Gr = 185 0,862 = 159,39 т/сут;

Сж =0,136-720 = 97,92 т/сут;

Qcm ~ (159,39-f- 97,92)/0,862 = 298,5 тыс. м3/'сут.

Вычисляем S0 и е2

S0 = 0,03415 °’/1;^315° =0,392; 250 = 0,784.

По табл. II 1.3 находим    —    2,1902.

Рассчитываем р3 по формуле (II 1.23)

О юно ,    1,377-0,025 0?64-3502 298,52* 1,1902 ОЛЙ с

р,= у 1692.2,1902+-Г429 25355-=265,5 кгс/см*

1,429-25 355

Определяем рср по полученному р3

Рср = (169 + 265,5)/2 = 217,2 кгс/см2.

Сравнивая с принятым, находим, что разница составляет 0.3%, т. е. меньше погрешности образцового манометра.

Забойное давление в скважинах, в продукции которых содержится много жидкости н наблюдается значительный перепад температуры в стволе, определяется по формуле    ,

1 / „,/Т, ys, 1.377А.гсрГур<^мг , Тз sis, , Tl уИ

Ра | РЛТу) + ^„(й—29,27м ) Кг5) ( Ts ) J

(111.25)

а =(Т3Ту)/L, =0,03415 -HL .    (111.26)

0CZCp

Остальные обозначения те же, что и в формуле (II 1.23).

Пример. Рассчитать с учетом изменения температуры забойное давление в скважине для условий предыдущего примера, принимая Ту = 330 К; Т 3 = 370 К-

Порядок расчета описан в предыдущем примере, из него же берем расчетные величины, не зависящие от изменения температуры: Qcv| = 298,5 тыс. мл/сут; р = 1,429.

а = (370 — 330)/3150 = 0,0127;

Si =0,03415 0,715-1,429/0.8-0.0127 =3,434; 2SX = 6,868;

ФГ-ЖГ-*"* ($)’-¦¦*

. _ |/,кпо О .ПО .    1,377-0,025-3302-0,715-298,52-0,64 (2,192 1.257)

рз    у и* -z,i    25 355 (0,715-1,429 - 29,27 0,0127 0,8)    "

= 265,2 кгс/см3.

Без учета изменения температуры по стволу получено р3 = 265.5 кгс/см2. Как видим,

перепад температуры в 40 К практически не влияет на точность расчета забойного дгвле-ния.

работающей скважине, если в ее продукции содержится жидкость, задача усложняется.

Для получения необходимых расчетных соотношений воспользуемся уравнениями сохранения количества движения (2,46), неразрывности (2.45) и сохранения энергии (2.47).

В левой части уравнения (2.46) имеем полный градиент давления. Первое слагаемое в правой части — градиент давления, вызванный силой тяжести, второе — силой трения, третье — изменением количества движения смеси, При движении газожидкостных смесей в скважинах третье слагаемое на несколько порядков меньше любого из двух первых, поэтому им можно пренебречь. С учетом этого уравнение сохранения движения будет иметь вид

- — ^ gPv + -    ¦    (2.65)

dz    2

где рф — истинная плотность смеси, кг/м3.

РФ = Рг ~ Ф(Р 1 - Р2).

Расходная плотность смеси

Рф = Pi ~ P(Pi “ Р2)-

Расходное газосодержание

Р “ 02np/(02iip + Qi).

где 02пр — дебит газа при данных давлении и температуре в скважине, мп/сут; 0} — расход жидкости, м3/сут.

ОнгРнг/Рэгф!

здесь Ои2, рн2 — дебит и плотность газа при нормальных условиях; р2пр — плотность газа при данных давлении и температуре в скважине. Значение р2пр определяется из уравнения состояния:

- = —RT.

р м

Скорость смеси

«Озпр+СМ

W —-г

nD22A- 3600

где D — вну тренний диаметр труб, м.

Уравнение неразрывности

где GCM — расход, отнесенный к единице площади сечения трубы, кг/(м2-с).

Уравнение сохранения энергии, представленное в интегральной форме, при пренебрежении кинетической и потенциальной энергиями, а также работой сил трения, как заведомо малыми значениями, приводится к виду

{Ml - Л) + Mil* = 1М1 - Л) + Mil ± <Ь (2.66)

где q2 — количество теплоты, подведенное или отведенное к единице массы смеси при ее движении от забоя до текущего сечения скважины.

С помощью уравнения (2.66) определяются расходные массовые Г] и объемные Р газосодержания для газоконденсатной смеси. Для удобства расчетов на практике можно использовать не уравнение сохранения энергии, а изотермы конденсации, уравнения состояния газа и жидкости. По давлению и температуре с помощью изотерм конденсации определяется количество выпавшего конденсата qK. Затем по уравнениям состояния вычисляются плотности газа и жидкости при заданных давлениях и температурах и, наконец, массовое содержание конденсата

и объемное газосодержание

Р = РГГЫР1Л2 + Р2Л1Г1. а также плотность смеси, ее объемный расход и скорость:

Рр = Pi - (Pi - Pi)fr О = Мр3‘; (1) = AQ/2kD2.

Уравнение сохранения движения (2.65) можно решить по методу конечных разностей, идея которого заключается в следующем. Высота скважины от устья до забоя L разбивается на ряд участков Н,- (/ = 1, 2..... л), на каждом из которых

перепад давления выбирается из условия:

Apt < (0,1 - 0,2)py (/ - 1, 2,..., n). Среднее давление на каждом участке

Pcpi = Ру + 0,5р„ рср2 = Ру + 0,5Др2 + Дpv Таким образом,

Рис. 3.4. Зависимость растворимости метанола в гаае М0 от давления и температуры

проводов. Наиболее низкая температура в конденсатопроваде на входе в УДК - 12 "С (в зимний период), в среднем - 10 “С. Безгидратный режим работы конденсатопровода достигается при снижении температуры образования гидратов на 18-(~8)= = 26 °С. Такое снижение ДТг требует поддерживать концентрацию метанола в жидкой фазе не ниже 45 % (масс.).

Для определения расхода ингибитора гидратообразования в конденсатопроводах с точки 1 до точки 2 А.Н. Кульковым [124] предложено следующее уравнение:

л:3

+1°х    ~    +НГ2    ~    mfr,)],    (3.44)

где G - удельный расход ингибитора; G, - количество водоме-танольной фазы (BMP), поступающей с конденсатом в точку 1 (из разделителя УКПГ), г/к г; X ~ концентрация метанола в исходном растворе, % (масс,); Хх и Х2 - концентрация метанола в жидкой фазе в расчетных точках 1 и 2, % (масс.); Bt и В2 - влагосодержание конденсата в расчетных точках 1 и 2 соответственно, % (масс.); Ьх и Ь2 ~ влагосодержание попутного газа в точках 1 и 2 соответственно, г/кг; т? и т? - мета-нолосодержание конденсата, г/нм3; Tj и Г2 - газовый фактор в точках 1 и 2, нм3/кг; т[ и т2 - содержание метанола в газовой фазе в точках / и 2, г/см3.

Количество отработанного раствора метанола вычисляется по уравнению

G=+- "ОЧ*1-' - "*¦>)]+

+ jy[(Bj - В2) + (^Г) - ^r2)J X — Х2

Согласно данным [ 104J растворимость метанола в конденсате Ямбургского ГКМ может определяться по уравнению

См = 1,88972 - 0,49073С„ + 0,02516^ + 0,04938 Св2 + 0,00166 С3 -

-    0,0028Cat - 0,00001С/ + 0,00008 C\t + 0.00008*2,    (3.46)

где t — температура системы, °С; С„ - массовая концентрация воды в жидкой фазе, %; См - массовая концентрация метанола в углеводородном конденсате, %.

Массовая концентрация конденсата Ск, %, в водометаноль-ной фазе

Су = 15,42 - 15766СН + 0,1874б? + 0,11087Св2 - 0,00426 С3 -

-    0,00263СВ? - 0.00004С/ - 0,00032 C\t + 0,00084^ +

+ 0,00001^. (3.47)

Уравнения (3.46) и (3.47) рекомендовано использовать в интервале температур от -30 до +40 вС.

3.4. СВОЙСТВА МЕТАНОЛА КАК ИНГИБИТОРА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ

Метанол (другое название - древесный спирт) является простейшим представителем в гомологическом ряду предельных


Q, 1Лг* с. м3/сугп

0.15 Л

0,05    >

п

Рис. Ш.З. Зависимость Хп от дебита скважины и диаметра проходного сечения пакера.

Диаметр проходногоссчепия, мм: 1 — 32; 2 — 44; 3 — 54; 4 — 65; 5 - 88.6


0,10


а


65; 5 — 88.6


Р - Pi Pi*



Pi> Р2, — соответственно давления до и после пакера, кгс/см2; индексы «т» и «п» относятся соответственно к фонтанным трубам и пакеру. Параметры р, LT, Lu, zCp, Гер, Ят определяются так же, как и в п. Ш.З. Значения для проходного сечения пакера различных диаметров приведены на рис. Ш.З.

Пример. Определить потерн давления в пакере при исходных даипых: ру = = 100 кгс/см2; t = 30 °С; LT = 1000 м; Ln = 2,5 м; р =- 0,6; ^ = 35°С; dT = 63,5 мм; 2 = 1; Q = 500 тыс. м3/сут.

При dn = 32 мм


При определении забойного давления в работающих скважинах (особенно в высокодебитных с небольшой депрессией на пласт), оборудованных пакером, клапаном-отсекателем и др., необходимо учесть потери, вызванные наличием этого оборудования. Конструктивные особенности применяемых отечественных и импортных пакеров, и клапанов-отсекателей позволяют определить потери, возникающие в них, как потери давления при прохождении газа через отрезок трубы или диафрагму.


I. Потери давления, связанные с наличием на забое скважины пакера, определяются по формуле


III.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ В ЗАБОЙНОМ ОБОРУДОВАНИИ


25т = 0,0683pLT/(zcpT ср)т; 2Sn = 0,0683pLn/(zCp7,Cp)rT;


(III.27)


где


2Sn =0,0683-0,6.2,5/305-1 =0,000336;

2ST =0,0683 0,6-1000/0,9-305 = 0,1495;

0T - 1,377 0,0151 0,81 ^0Q° 0,1622 = 0,0268;

yioU

I .Q4 ООП

0П = 1,377 0,0815    -0,0004    =0,0125;

ООО

Pl=V 10 000-1,1622 4- (0,0268 I- 0,0125) 5002 = 146,4 кгс/см2:

ра = V 10 000-1,1622 + 0,0268-5002 = 135,3 кгс/см2;

Ар = 11,1 кгс/см2.

При dn = 44 мм

0П = 1,377-0,0685 1'^4°')° 0,0004 =0,00212;

1Ь4У

Pi = V10 000-1,1622 + (0,0268 |- 0,0021) 5002 = 137,3 кгс/см2;

Лр — 137,3 — 135,3 =2 кгс/см2.

II. Потери давления в клапаиах-отсекатслях типов А-3 и Л-4 фирмы «Сашсо» определяются как разность между давлениями до (pj и после (р.2) клапана по формуле (111.27).

Если известно р2, которое, как пра- с вило, определяется по устьевым замерам расчетным путем, то величину Pl вычисляют по формуле    ?-Ь

/

0

2D

(i'Hrt


Pi=Pz + Q2ipiC2, (111.28)

где Q — дебит скважины, тыс. м3/сут; 12 с — коэффициент расхода клапана, определяемый из рис. III.4.

Если известно р,, как правило, опре- ^ деляемое по устьевому давлению в затронем пространстве,'ТО р, вычисляют ра^о^от' днГметрТ^я по формуле    Л-З, А-4

p2=p1-j-/pT-4Q7c2/2.

(111.29)


Пример. Определить потери давления в клаиане-отсекатсле типа А при pt = 100 кгс/см*, Q = 300 тыс. м*/сут.

При d„ = 19.05 мм из рис. III.4 находим с = 11,707.

100+ V10 000 — 4-3002/11,7072 по _    ,    ,

р2 =-?-=92,9 кгс/см2;

Ар = 100 — 92,9 = 7,1 кгс/см2.

При d = 33,34 мм из рис. II 1.4 находим с = 34,8.

Рг -“ШТ»0000-4-800*,34,8. _ ^

Ар = 100 — 99,25 --0,75 кгс/см2.

III. Потери давления на забое скважины, оборудованной клапаном-отсека-телеу типа А-6, определяются по формуле

д р= (1 _ г) pv    (111.30)

105

Сначала вычисляются все величины, необходимые для определения полного градиента давления по формуле (2.65) на

л

dp dz

\    У    1

ли < L, то в этой же последовательности вычисляется высота второго участка Н2, и так до тех пор, пока 1 + Н2 +    +

+ Н„)L.

Затем определяются избыточная глубина скважины

А И = (Я, + Н2 +..... + Нп) - I

и перепад давления на ней

Ар' = ( — dp/dz)nAH.    (2.67)

Тогда перепад давления между забоем и устьем

первом участке ( — dp/dz)^ и его глубина Н1 Ар, :

Ес-


Р> ~ Ру    ~Ар'-

Для определения забойного давления в скважине с учетом жидкости, имеющейся в ее продукции, используют также модифицированные варианты формулы (2.35) или (2.41). Одна из наиболее простых формул для расчета забойных давлений в газожидкостных скважинах имеет вид

z2 Т202 (e2s° - 1)

гп гпчгм*    J

р3 - I р2е25° + О, Q133X ср ср см--,    (2.68)

])    р D5

где

s0 = 0,03415-!^-; р = ф + (1 -ф)-^;    (2.69)

zrp^cp    Ргр

Pip = РгРсрГст/р„Гср; ф р = Orp/(Orp+ QJ;

Отр = Офр„ТСр/р,р7’С1.;

Ос* = (Gr + Сж)/ рг; Gr = Огрг; р = ргн,

где р,., рж, рн — соответственно плотности газа, жидкости и воздуха при стандартных условиях, кг/м3; р,р — плотность газа при рабочих условиях, кг/м3; Огр — дебит газа при рабочих условиях, тыс. м3/сут; Gr, Ож — массовые расходы газа и жидкости, т/сут; QfV1, Qr, Ож — объемные расходы газожидкостной смеси, газа и жидкости соответственно при атмосферном давлении и стандартной температуре, тыс. м3/сут; Ф определяется экспериментально, как отношение истинного объема газа в скважине к объему ствола

здесь Vr — истинный объем газа в скважине, м3; D — диаметр ствола, м; L — длина ствола, м.

На практике определение истинного значения ф затруднительно, поэтому при выводе формулы было сделано допущение о равенстве ф и р, Так как ф всегда меньше р, то при использовании в формуле (2.69) Р вместо ф получают заниженные значения забойного давления. Причем, чем больше разница между количествами жидкости в скважине и жидкости, выносимой потоком газа на поверхность, тем существеннее погрешность при определении забойного давления.

2.2. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ, СКВАЖИН И ГАЗОПРОВОДОВ

Температурный режим пласта, скважин, промысловых и магистральных газопроводов является одной из важнейших характеристик, существенно влияющих на эксплуатацию этих объектов.

Особое значение температурный режим скважин приобрел в связи с открытием месторождений природного газа в зоне вечной мерзлоты на севере Тюменской области, залежей газа за Полярным крутом и в Якутии и месторождений с относительно низкой пластовой температурой в Оренбургской области,

Низкие температуры и высокие давления в условиях насыщения газа влагой приводят к образованию гидратов и льда в скважинах и наземных сооружениях, которые, закупоривая проходное сечение, нарушают эксплуатацию, что может привести к прекращению подачи газа.

Учет температурного режима работы скважин также необходим в районах с высокой пластовой температурой, так как с повышением температуры удлиняются колонны обсадных труб, на металле труб образовываются деформации (гофры), что способствует смятию и разрыву труб. В качестве примера могут служить разрывы трубопроводов при температурных изменениях в тех случаях, когда после компрессорных станций газ не охлаждается.

спиртов, имеет молекулярную массу 32,04. Химическая формула - СН3ОН.

При нормальных условиях метанол представляет собой бесцветную, легкоподвижную, летучую жидкость с запахом, подобным запаху этилового спирта, иногда с более резким, что зависит от способов получения и очистки. С водой смешивается во всех отношениях без помутнения.

Метанол при нормальных условиях (0 *С, 0,1013 МПа) имеет следующие характеристики:

Плотность, кг/м:4......................................................................................................................................810,01

Теплота сгорания, кДж/кг..............................................................................................................22 331

Метанол, используемый на газовых промыслах, должен соответствовать техническим условиям на “метанол-яд технический” по ГОСТ 2222-78Е.

Стандарт распространяется на метанол-яд, получаемый каталитическим синтезом из оксидов углерода и водорода под давлением.

В зависимости от применения технический метанол-яд выпускается двух марок:

марки А - для процессов основного органического синтеза и поставок на экспорт;

марки Б - в нефтяной и газовой промышленности для предупреждения и ликвидации кристаллогидратов в трубопроводах и испытания скважин.

Метанол растворим в спиртах, с водой смешивается во всех отношениях. В смеси с воздухом пары метанола имеют очень низкий предел воспламеняемости (3,5 %). С воздухом пары метанола образуют взрывоопасные смеси. Температурные пределы образования взрывоопасных смесей над водными растворами метанола изменяются следующим образом.

Основные свойства метанола и его водных растворов приведены в табл. 3.7-3.12 и в прил. 4.1 - 4.4.

Плотность пара метанола больше, чем плотность воздуха. Поэтому при утечках пары метанола осаждаются в помещениях, что создает дополнительную опасность на объекте.

Таб ли ца 3.7

Зависимость температуры кипения метанола от давления

р, им рт. ст.

Г, 'С

р, мм рт. ст.

7\*С

р, мм рт. ст.

Т, ‘С

10

- 16,2

401

50,0

14 726.

168

20

“6,0

761

64,8

22 089

187

40

5,0

1503

84,1

29 452

204

100

21,3

3681

112,6

36 814

214

200

34,9

7363

138,1

44 177

224

Таб л и ца 3.8

Коэффициенты динамической вязкости я, теплопроводности X и поверхностного натяжения 8 метанола при атмосферном давлении

t,

тг 106, Па • с

X ¦ to1,

Вт/(м• К)

6- 10s, Н/м

t, ’С

Л ¦ 106. Па ¦ с

к - 10\ Вт/(м К)

8 • 10f*, Н/м

- 90

8814

-

-

30

505

992

21,69

- 70

3943

2326

-

40

447

1957

20,9

- 50

2205

2261

-

50

396

1922

20,1

- 30

1399

2190

-

60

348

1885

9,3

- 10

946

2122

-

70

11,23

-

18,4

0

793

2090

24,5

90

11,91

-

16,6

10

674

2058

23,5

110

12,59

-

14,7

20

581

2025

22,5

Таблица 3.9

Пределы вэрываемости метанола в смеси с воздухом

Показатели

Содержание метанола, %

100

70

40

10

5

Нижний предел вэрываемости

7

15

30

60

-

Верхний предел вэрываемости

39

49

55

76

-

Табл и ца 3.10

Температура самовоспламенения и вспышки водных растворов метанола

Показатели

Содержание воды, %

0

15

45

60

75

85

90

Температура самовоспламенения, ‘С Температура вспышки. С

464

500

545

565

580

600

610

8

11

22,75

30,0

44,22

58,75

65,25

Таблица 3.11

Термодинамическая характеристика метанола в состоянии насыщения

Т, ‘С

р, хПа

р, kt/mj

кДж/кг

я»,.

кДж/кг

г, кДж/кг

-97,7

0,00019

905

314

1624

1310

-90

0,00063

896

331

1634

1303

-70

0,0092

876

375

1658

1284

-50

0,080

857

420

1683

1264

где тpJpi отношение давления после клапана к давлению до клапана и определяется в зависимости от 5

>5 =    л (rVk — rUl/k) •    (II    1.31)

Здесь k — показатель адиабаты.

Зависимость г от S для различных значений показателя адиабаты k приведена на рис. III.5.

г

Рис. III.5. Зависимость г от S.

I — при k = 1.27; 2 — при к = 1,50

Величина S определяется по формуле

с_п по Ф I Р2ср^ср

5-0,02 -_-,    (Ш32)

где Q — дебит скважины, тыс. м3/сут, при / = 20° С и /7 = 1,03 кгс/см2; р — относительная плотность газа; z — коэффициент сверхсжимаемости при г -f- р2)12 и (Г, + Т2)/2; при практических расчетах г можно определить при давлении и температуре до клапана х и Гх) или после клапана (р2, Т2\); Тср = х + TJ/2, К; г л d-i 4 площадь проходного сечения штуцера клапана, см2; d — диаметр штуцера, см.

Пример. Определить потери давления в клапане типа А-6 с диаметром штуцера

2,125 мм при Q = 2110 тыс. м*/сут. если р, = 188,4 кгс/см2; 1= 54,4 °С; сГ= 0.722. Вычислим

F =    (2,125    2,54)2 =22,89 см3, примем 2=1.

Т =273+ 54,4 =327,4 К;

s = о 02 2140    _

188-4-22,89    —

будут3ная- что ^ = 0,152, из рис. II 1.5 определяем г = 0,976. Тогда потери давления

IV. Потери давления в клапане типа RKD. Предохранительный клапан типа «RKD» работает под действием давления зарядки напорной камеры клапана. Давление зарядки зависит от давления на глубине установки клапана р. и за-

i-'K

даваемого давления срабатывания (закрывания). Давление на глубине установки клапана рможно определить по барометрической формуле или приближенно

по формуле

f111-33*

где L — глубина установки клапана, м; ру — устьевое давление, кгс/см2.

Рис. III.6. График для определения давления зарядки клапана азотом

Давление срабатывания р3, к выбирают по необходимому проценту снижения давления на глубине установки клапана pL Например, если принять давление

срабатывания равным 10% снижения pLk, то рз — рь. (1 — 0,1). Если требовалось бы закрытие клапана_при снижении р на 20%, то рз к = р1 к (1 — 0,2) и т. д.

Зная давление срабатывания клапана, определяют давление зарядки напорной камеры на глубине установки клапана по формуле

Рзар L = Рз. ка + 8*    (III.34)

где а — объемный коэффициент напорной камеры, равный 0,9665.

Пересчет полученного давления зарядки клапана с условий рабочей глубины на поверхностные условия проводится с помощью графиков, показанных на рис. II 1.6 (при зарядке азотом) и на рис. II 1.7 (при зарядке природным газом). Для определения давления зарядки клапана на устье с использованием рис. II 1.6,

II 1.7 должны быть известны давление и температура на рабочей глубине клапана, температура зарядки на устье и применяемый для зарядки газ (азот или природный газ).

Температура газа в скважине и газопроводе зависит от температуры пласта и вышележащих пород, условий эксплуатации (диаметра и конструкции скважин, дебита газа и депрессии на пласт), температуры окружающего воздуха, которая подвержена большим сезонным колебаниям. Температура окружающего воздуха влияет на температуру поверхностных слоев земли до глубины слоя 1С с постоянной суточной температурой. Этот слой обычно залегает на глубине, не превышающей 1—2 м. Ниже расположен слой /н с постоянной годовой температурой, называемый нейтральным. На территории СНГ глубина 1Н колеблется в пределах 10 —40 м и в среднем для европейской части может быть принята равной 20 —25 м.

Глубину нейтрального слоя 1И можно приближенно определить по глубине слоя /с с постоянной суточной температурой: L =19,1 1С.

Температура на глубине нейтрального слоя может быть принята равной среднегодовой температуре земной поверхности в данном районе, которая обычно выше среднегодовой температуры воздуха на 1 —2 °С.

Температура горных пород ниже нейтрального слоя (исключая районы вечной мерзлоты) увеличивается с глубиной. Температура газа в пласте обычно близка к температуре пород, слагающих данный продуктивный горизонт, поэтому ее обычно определяют, исходя из геотермического градиента

tL = tH + Г[L - U    (2.70)

где tL температура на глубине I; ft! — температура нейтрального слоя; Г — геотермический градиент; 7Н — глубина залегания нейтрального слоя.

Для разных районов геотермический градиент различен. Он изменяется с глубиной, зависит от характеристики горных пород и определяется при поствольных измерениях температуры в скважинах, заполненных жидкостью. Изучение аномалии изменения геотермического градиента по термометрическим исследованиям скважин позволяет определять местоположение газовых и водяных горизонтов, высоту подъема цементного кольца за обсадной колонной и т.д.

В течение всего периода эксплуатации газового месторождения температура газа в целом по пласту практически не изменяется, за исключением участков, непосредственно прилегающих к забою скважины23. Это объясняется тем, что понижение температуры газа при снижении давления компенсируется за счет теплообмена с породой и тепловыми потоками, поступающими из более глубоких слоев.

Газовые месторождения севера Тюменской области и Якутии приурочены к областям многолетней мерзлоты, Рассмотрим подробнее характер вечной мерзлоты.

Многолетняя мерзлота по вертикали подразделяется на несколько слоев.

1.    Слой сезонного оттаивания и промерзания мощностью до 5 м характеризуется изменением температур от плюсовых (среднелетних) до наиболее низких минусовых (среднезимних), В результате изменения фазового состояния этого слоя отмечаются сезонные пучения и осадки грунтов.

2.    Слой годовых колебаний температур мощностью до 30 м. Обычно этому слою присущи наибольшая, по сравнению с нижележащими породами, льдистость, постоянство отрицательных температур в нижней части слоя (минимум минус 4 — 5 °С) и сезонные колебания отрицательных температур в основной части слоя от 0 °С до минусовых температур, тяготеющих к среднезимним.

3.    Многолетнемерзлая толща (вечная мерзлота), характеризующаяся постоянством отрицательных температур, не зависящая от сезонных колебаний температур на дневной поверхности, с постоянным повышением температуры от кровли к подошве. Наиболее низкие температуры обычно характерны для верхней части толщи (минус 4-5 “С) и приближаются к среднегодовым (отрицательным) температурам дневной поверхности. По мощности эта толща составляет основную и наибольшую часть разреза многолетней мерзлоты.

В основании многолетнемерзлой толщи при наличии минерализованных подмерзлотных вод обычно выделяется так называемая "морозная зона", мощность которой большей частью превышает мощность многолетнемерзлой толщи. Температура пород морозной зоны обычно равна 0 — 2 °С. Если имеются минерализованные воды, горизонты мерзлых пород встречаются непосредственно среди многолетнемерзлой толщи.

В зависимости от районов характер многолетней мерзлоты может изменяться. Так, для северных районов она представлена преимущественно монолитной толщей многолетней

Т, 'с

р, кПа

р, кг/и3

н,

кДж/кг

А.р-

кДж/кг

г, кДж/кг

-30

0,478

838

467

1709

1242

-10

2,11

820

515

1733

1218

0

4,06

810

539

1744

1205

10

7,43

801

564

1756

1192

20

13,0

791

589

1766

1178

30

21,8

782

614

1777

1162

40

35,3

772

640

1786

1146

50

55,3

763

666

1794

1129

60

84,1

752

692

1802

1110

70

125

742

718

1808

1089

80

180

732

746

1814

1069

90

255

721

773

1819

1046

100

352

709

801

1823

1021

110

479

697

832

1826

995

120

838

672

898

1831

994

150

1384

643

958

1834

876

170

2186

610

1037

1832

795

190

3308

570

1138

1817

680

210

4832

518

1252

1776

525

230

6882

434

1375

1688

313

239,5

8103

275

1532

1532

0

Примечание, г - теплота испарения

Таблица 3.12

Зависимость давления насыщенных паров метанола от температуры

Г, *с

р, МПа

г,

р, МПа

-20

0,84

80

0,18

-25

1,37

100

0,34

-10

1,89

110

0,48

0

3,73

138

1,01

10

6,94

150

1,39

20

12,29

167

2,03

30

20,78

180

2,71

40

33,78

200

4,04

50

33,01

210

4,84

60

80,64

214

5,06

65

101,32

230

6,90

Температура вспышки 8 ПС, температура самовоспламенения 464 “С. По мере разбавления водой указанные температуры повышаются соответственно увеличению содержания воды.

Максимальная скорость распространения пламени при горении паров метанола с воздухом достигает 0,572 м/с, с кислородом - 1,05 м/с. Максимальная температура пламени при горении паров метанола с воздухом составляет 1750 °С, а давление взрыва таких смесей - 0,84 МПа. Скорость выгорания метанола со свободной поверхности - 1,2 мм/мин или 57,6 кг/(м2 ¦ ч).

Токсичность метанола значительно выше, чем этанола, бу-

тилового и других спиртов. Метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую системы, с резко выраженным кумулятивным действием, т.е. способностью накапливаться в организме. В организме метанол в первую очередь парализует сосуды, затем вызывает изменения в клеточных элементах. Токсичность метилового спирта объясняется образованием в организме формальдегида и муравьиной кислоты, При отравлении метанолом всегда поражаются зрительный нерв и сетчатка глаз. Пары метанола обладают высокой растворимостью в крови и жидкости организма. Накопление паров в организме идет в течение всего периода вдыхания паров, а последующее выделение через дыхательные пути и почки происходит медленно.

Особенно опасен метанол при приеме внутрь: 5-10 г метанола могут вызвать тяжелое отравление, а 30 г - смертельная доза.

Хранение метанола на УКПГ и его использование в технологии УКПГ должно осуществляться в соответствии с требованиями “Инструкции о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности” (М., ВНИИгаз, 1975).

При поступлении на склад УКПГ нетравленого метанола в соответствии с инструкцией в него могут добавляться одорант (1 : 1000), керосин (1 : 100) и краситель (2—3 л на 1000 л).

Пример. Определить давление зарядки клапана на устье азотом при L = 10(0 м,

р = 100 кгс/см2, /г = 20 °С, t = — 10°С, дагленне срабатывания клапана при 10%-ном У    У

снижении р?К.

По формуле (IH.33) определяем

рЬк = 100 (1000-0,82.10“4+ 1) = 108,2 кгс/см2.

Тогда

Рз-к^/ж*1-01)^1082*1-01) =97-38 КГС/СМ2.

Дзвлеиие зарядки на рабочей глубине определяем по формуле (II 1.34):

р L = 97,38 0,96654- 8 = 102,12 кгс/см2.

На рис. II 1.6 при PH;ip / = 102,12 кгс/см* и ?2 = 20 °С находим точку /. От этой точки параллельно ближайшим кривым опускаемся до линии / = — 10° С и и а ходим точку 2. Из

точки 2 по вертикали спускаемся до оси абсцисс и находим    ..    =    90    кгс/см2.

.эар. у

Рис. II 1.7. График для определения дапления зарядки клапана природным газом

Основные потери давления в клапане типа «R KD» связаны с сужением проходного сечения седла клапана. Поэтому потери давления оценивают исходя из значения коэффициента сопротивления седла клапана. Коэффициент пропорциональности между разностью квадратов давлений до клапана р\ и после него р\ (т. е. между Ар'1) и квадратом дебита скважины равен с — 16,8-10-8.

Пример. Определить потери давления в клапане типа «RKD» при рг = 100 кгс/см* и Q = 2000 тыс. м*/сут.

р\ =pi+ CQ2 - 10 000+ 16,8-10-5 4-ю» = 10 672; pL = 103,3 кгс/см2;

А/? = 103,3 — 100 =3,3 кгс/см2.

V. Потери давления на предохранительном клапане типа «RKA-ОЗ»

Принцип действия предохранительного клапана типа «RKA-ОЗ» идентичен принципу действия клапана-отсекателя типа А фирмы «Сатсо». Конструктивная особенность «RKA-ОЗ» позволяет изменять его проходное сечение путем смены диафрагм от 25 до 52 мм. Каждая из диафрагм имеет соответствующий ей коэффициент пропорциональности между перепадом давления Ар и квадратом дебита скважины. Значение этих коэффициентов для различных диаметров диафрагм d и входного давления газа в клапан рх показано на рис. III.8 и выражается зависимостью

Irka =ap/Q8-    (ш-35)

где Ар= Pi—р2 — перепад давления, кгс/см2; Q — дебит газа, тыс. м3/сут‘ Связь между коэффициентом для RKA-03 с?А_3 А_4для клаианов-отсе'

кателей типа Л выражается формулой

*RКА ~    А-3, А-4?    ^ ^^

где ро — давление над диафрагмой, кгс/см2; |A.3i А_4 коэффициент расхода клапанов типа Л-3, А-4, определяемый по рнс. II 1.4. Согласно (III.35) иотсри давления на клапанах типа «RKA-ОЗ» определяются по формуле

Рис. III.8. Зависимость коэффициента пропорциональности между перепадом давлений до и после клапана от квадрата дебитов для различных диафрагм.


Ар=№,

где ? — коэффициент пропорциональности, определяемый по рис. II 1.8 в зависимости от диаметра диафрагмы и входного давления газа; Q — дебит скважины, тыс. м3/сут. Для заданного дебита чем больше диаметр диафрагмы, тем меньше потери давления.

При известном давлении над клапаном р2, давление под клапаном определяется по формуле

Р\ — Рг + A/J.

Пример Определить потери давления в скважине, оборудованной клапаном U КА-03 с диаметром диафрагмы d = 33,34 мм при pt = 100 кгс/см2 и Q = = 906 тыс. м8/сут. Величину ? определяем путем интерполяции данных кривых 3 и Л (см. рис. IIТ.8). Для р, = = 100 кгс/см2 и d = 33,34 мм ? =

= 0,872- 10“®.

pt. кгс/см3: 1 — 30; 2 — 60; 3 — 90; 4120


Ар =0,872* 10“5*90б2 =7,2 кгс/см2

Для клапана А-4 потери давления при приведенных исходных данных

9062 34,8*


= 92,6;


Pi =


100 + |/ 1002 _ 4


2


Ар = 100 — 92,6 = 7,4 кгс/см2,

что показывает близость потерь при одинаковых условиях для клапанов различных типов.

VI. Потери давления на предохранительном клапане типа «МОХ» 22ЛЮХ38150 фирмы «OTUS». Предохранительный клапан типа «МОХ» извлекают на тросе. Он предназначен для закрытия скважины при аварии на устье или повреждении фонтанных труб выше клапана.

Конструктивная особенность клапана типа «МОХ» позволяет изменить его проходное сечение, следовательно, и условия срабатывания путем смены размера штуцера. Условия закрытия клапана связаны с диаметром и длиной штуцера, размеры которого определяются по номограмме. Предохранительный клапан 22MOX38I50 имеет наружный диаметр 95 мм, внутренний диаметр без штуцера 90,8 мм и длину 396 мм. В нем можно установить штуцеры следующих размеров:

(1 = 15,08 + 0,794/1, мм,    (II1-37)

где п — целое число, меняющееся от 0 до 31.

мерзлоты мощностью порядка 300 —400 м. Талики отличаются незначительной мощностью и расположены только лишь под руслом крупных рек, под глубокими озерами, по склонам речных долин и ил поймах. В летнее время мерзлота оттаивает с поверхности на 0,2 —2,5 м, а зимой снова промерзает. Среднегодовая температура толщи многолетней мерзлоты равна минус 1—5 °С. Эти районы характеризуются высокой льдиитосгью слагающих пород, достигающей 30    70 %, нали

чием жил и линз ископаемых льдов значительной мощности и интенсивным процессом пучений.

К югу развита многослойная (преимущественно двухслойная) мерзлота с наличием сложно построенных таликовых участков и скбозиых таликов. Ориентировочная мощность многолетней мерзлоты составляет 250 —200 м и менее. В летнее время мерзлые грунты оттаивают на 0,3 —4 м. Среднегодовая температура многолетнемерзлых пород обычно равна минус 1 — 2 °С с понижением на отдельных участках до минус 3 — 4 "С. В толще многолетней мерзлоты наблюдаются интенсивные процессы термокарста.

2.2.2. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Температура газа в долгое время простаивающей газовой скважине практически не отличается от температуры окружающих пород. Непосредственно после закрытия эксплуатирующейся скважины температура газа в стволе заметно отличается от температуры, рассчитанной по геотермическому градиенту, но со временем, исчисляемым неделями и даже месяцами, приобретает нормальное распределение. При притоке газа к забою скважины и продвижении его по стволу температура в результате дросселиргтяния и теплообмена изменяется.

Температурный режим работы ствола газовых скважин — один из определяющих факторов их эксплуатации. Температура газа в скважине зависит ит температуры пласта, вышележащих пород, условий эксплуатации скважин, дебита, депрессии па пласт н температуры окружающего воздуха. Д\я определения распределения температуры газа в работающей скважине используется уравнение сохранения энергии. В целом на температуру газа влияет его дросселирование в призабойной зоне и в стволе, теплообмен С окружающей средой, механическая работа подъема газа, выделение скрытой теплоты парообразования при конденсации воды и тяжелых углеводородов и др. Следует отметить, что принципиально по-

иски точных решении уравнения энергии для определения распределения температуры газа по стволу скважины нецелесообразны, так как некоторые исходные параметры, используемые при расчете, такие как теплоемкость, теплопроводность и другие, по всей длине ствола практически неизвестны и при расчетах значения этих параметров принимаются по весьма ориентировочным данным.

При расчетах добычи газа необходимо знать распределение температуры в остановленной и работающей скважинах. Температура газа в простаивающей скважине определяется по формуле (2.70). Основное условие для получения истинного значения температуры в такой скважине — полная стабилизация температуры после ее остановки. Продолжительность времени стабилизации температуры зависит от тепловых свойств окружающих ствол скважины пород.

Распределение температуры в стволе работающей скважины. В случае отсутствия зоны многолетней мерзлоты распределение температуры по стволу работающей газовой скважины определяется по формуле

г _ в, р' ~    -    А

-a.(L-x |


L = Тш - Г(1 -х)- А Те


L    С.

X

где Г* — температура газа на глубине х, К\ L — глубина скважины, м; Г — геотермический градиент, К/м; ?), — коэффициент Джоуля —Томсона, К/МПа;

ig

ЛГ = Гяд - Т3 =    ~    Р3е5}

1дЛк с

G — массовый расход газа, кг/ч; т — время работы скважины с начала ее эксплуатации, ч; h — толщина пласта, м; Сп — объемная теплоемкость газоносной породы, Дж/(мЭ‘К); Як, тс — соответственно радиусы контура питания и скважины, м.

Значение а можно определить по формуле

2пА..,

а =-—,

СС_/(т)

Абсорбционная осушка природных газов  »
Библиотека »